книги из ГПНТБ / Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине

существования такой зональности .в регионе, а, во-вторых, если До­ пустить, что большая мощность осадочной толщи в юго-восточной части впадины обусловила особенно благоприятные условия для формирования и сохранения залежей наиболее подвижного флюи­ да — таза, то тем более здесь должны были сохраниться скопления и жидких углеводородов.

Неоднократно высказывалось мнение (Балухоівский, 1959; Ступаков, 1970 и др.), что газовые месторождения на юго-восто-4 ке Днепровско-Донецкой впадины сформировались в результате бо­ ковой миграции газов, образовавшихся при метаморфизме угле­ носных толщ Донбасса.

Как известно, существуют различные представления о'б иден­ тичности химического состава газов углефикации гомогенного органичеокого вещества и газов нефтяного ряда. Многие исследователи считают угольные газы принципиально отличными от нефтяных. Га­ зы углей и пород углевмещающих толщ обычно состоят из метана, углекислого газа, азота, тяжелых углеводородов и редких газов. Хотя тяжелые газообразные гомологи метана являются неотъемле­ мой составной частью угольных газов, их содержание составляет в основном десятые доли процента (реже 1—2%), тогда «ак в газах нефтяного ряда оно достигает десятков процентов. Метановые угле­ водороды угольного и нефтяного происхождения отличны и по со­ отношению отдельных изотопов (Н/Д, С'2 , С1 3 и др.). Как отмечают И. В. Гринберг и М. Е. Петриковская (1965, 1968), процентное со­ держание дейтерия в угольных газах Донбасса составляет в сред­ нем 0,0204%, а в газах газовых месторождений Днепровско-Донец­ кой впадины—в среднем 0,0226%. Еще больше разнятся эти газы по соотношению в них стабильных изотопов С1 2 и С1 3 . Для газов га­ зовых месторождений отношение С1 2 /С1 3 составляет в среднем 91,57, а для угольных газов — 94,8.

Одно из наиболее существенных доказательств родства уголь­ ных il нефтяных газов заключается в том, что зачастую в угольных пластах Донбасса обнаруживаются газы с содержанием тяжелых углеводородов в соотношениях, характерных для газовых и нефтя­ ных месторождений.

Исследование этих аномалий в Красноармейском и других рай­ онах позволило установить, что они приурочены к зонам тектониче­ ских нарушений (Джамалова и др., 1964). Более того, эти газы, близкие по содержанию тяжелых углеводородов и метана к газам газоконденсатных и нефтяных меісторождений, по содержанию азо­ та и двуокиси углерода соответствуют газам угольных месторожде­ ний с их зональным изменением состава, связанным с глубинным выветриванием газов. Следует еще добавить, что. угольные пласты Красноармейского района на глубинах 1000 м » более характери­ зуются высоким содержанием азота и низкой газоносностью, что свидетельствует о значительных масштабах процесса газового, вы­ ветривания. В. связи с этим X. Ф. Джамаловой и другими исследо­ вателями сделан вывод о недавнем внедрении тяжелых углеводо-

62

родных газов и метана в угленосную толщу — значительно позже установленной газовой зональности. В литературе известны и дру­ гие примеры влияния углеводородных газов нефтяного ряда на формирование состава угольных газов рассматриваемого региона (Широков, Забигайло, Кондратюк, 1969).

Установление приуроченности повышенного содержания тяже­ лых углеводородов в газах угольных пластов к зонам тектониче­ ских нарушений ті сравнительно недавней вертикальной миграции углеводородных флюидов имеет большое значение для выяснения природы газов газовых месторождений, расположенных в переход­ ной зоне между Донбассом и Днепровско-Донецкой впадиной.

Дело в том, что исследованиями Макеевского научно-исследова­ тельского института, а также работниками УкрНИИГаз установле­ на зависимость между содержанием тяжелых углеводородов в газах угольных пластов и степенью метаморфизма угольного вещества (Фертельмейстер, Новодережкин, 1960). Так, содержание тяжелых углеводородов в углях низкой степени метаморфизма (угли марок Г — Д) составляет в основном 'несколько 'больше 1% (до 2%). В со­ став этих углеводородов входят этан, пропан, бутан, пентан. Угли марок П Ж — К Донецко-Макеевского района .содержат тяжелых углеводородов только 0,3—0,8%, среди них определены этан, про­ пан и чіе всегда встречаются бутан и пентан. Поэтому вряд ли обо­

наибольшего общего погружения ложа Донецкого прогиба, на рас­ сматриваемой территории в отложениях нижнего и среднего карбо­ на должны быть распространены угли марок К, ПС, Т и А. Летучие компоненты углефикации поздних стадий метаморфизма органиче­

месторождений и тѳм более конденсата, содержание которого в не­ которых месторождениях достигает значительных величин (Волоховское, Миролюбовское и другие месторождения).

Неубедительность гипотезы образования природного газа за счет продуктов метаморфизма ископаемых углей подтверждается также при анализе времени формирования отдельных месторожде­ ний. Структурная ловушка Шебелинского месторождения, запол­ ненная углеводородами до структурного порога й содержащая бо­ лее 500 млрд. м3 таза, сформировалась в основном к палеогену. С тех пор наряду с поступлением газа в ловушку происходило и его рассеяние, обусловленное процессами фильтрации, проскальзыва­ ния, прорыва и диффузии газа. Процесс диффузии является наибо­ лее универсальным и непрерывно происходящим. Но еще большие потери газа из залежи происходят Е периоды тектонической актив-

63

ности. А анализ истории развития Шебелинской склаДки показыва­ ет, что ее формирование сопровождалось сильной дизъюнктивной иарушенностыо, достигшей максимума к началу неогена и охватив­ шей весь осадочный комплекс. Если учесть, что к началу палеогена ископаемая растительная органика каменноугольных отложений уже достигла высоких стадий метаморфизма и потеряла большую часть потенциальных газов, то можно-сделать вывод, что в представ­ лениях, объясняющих формирование Шебелинского и других мес­ торождений за счет миграции газов из газоматерииской угленосной толщи, слабо аргументирована не только химическая, но и количест­ венная сторона предполагаемого (процесса.

О невозможности отдачи угольными пластами значительных ко­ личеств газа, особенно на высоких стадиях .метаморфизма угольно­ го вещества, свидетельствует и высокая сорбционная емкость углей. Причем более высокомолекулярные компоненты тяжелых углеводо­ родов обладают большей сорбнрованностыо, чем метан или бутан (Кривицкая, 1966).

Констатируя /вышеизложенное, можно, по-видимому, сделать заключение, что не газовые месторождения образовались в резуль­ тате миграции продуктов углефикации угольных пластов, а, наобо­ рот, в самих угольных пластах имеются следы миграции углеводо­ родов из более глубоких горизонтов, и углеводородов не только га­ зообразных, но и жидких. Выделение жидких и мазеподобных би­ тумов из углей и вмещающих пород наблюдается в действующих забоях шахт и при бурении скважин во многих угленосных районах Донбасса. Приурочены они обычно к трещиноватым зонам.

В работах некоторых авторов отражено представление о форми­ ровании залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине за счет далекой боковой миграции углеводородов. Например, В. А. Витенко и Р. М. Новоеилецкий (1963) объясняют отмеченную зо­ нальность ів распределении нефтегазовых и газовых месторождений дифференциальным улавливанием углеводородов, происходившим в результате их латеральной миграции с юго-востока на северо-запад.

Следует заметить, что дифференциальное улавливание нефти и газа (ступенчатая миграция, дифференциальное траппироваиие) может представлять лишь частный случай в процессе нефтегазона-

лучить иное объяснение — их можно рассматривать и как следствие превращения углеводородов, происходящего в результате действия факторов гипергенеза и метаморфизма (Розанов, 1962).

Обстоятельный критический разбор теоретических основ пред­ ставлений о дальней боковой миграции .нефти и газа содержится в монографиях В. А. Соколова (1956 и др.) и В. Ф. Липецкого (1965). По' поводу возможности латеральной миграции нефти и газа на большие расстояния высказаны также аргументированные возра­ жения геологического характера.

64

Пожалуй, в Диепровско-Донецкой впадине объяснение геологи­ ческой стороны процессов далекой латеральной миграции углеводо­ родов является особенно 'сложной задачей. Трудно представить, что на расстоянии 500—600 ікм, которое .необходимо пройти нефти и газу, углеводороды не задержатся ів многочисленных ловушках. Да­ лекой 'боковой миграции будет препятствовать частая изменчивость проницаемости слоев, экранирующее влияние большого числа раз­ рывных нарушений, широкое развитие трещиноватое™, соляной диапиризм и т. л. Все это в конце концов должно приводить к тому, что інефть и газ будут стремиться перебраться в более высокие го­ ризонты. А поскольку флюидам легче устремляться по трещинам вверх, чем продвигаться в 'невыдержанных по проницаемости' пла­ стах, то до существу возможность дальней латеральной миграции углеводородов во впадине ограничивается, прежде всего,, верти­ кальной миграцией.

Возможность далекой боковой миграции углеводородов в Диеп- ровоко-Донец'кой впадине не подтверждается также данньши об изменении физико-химических свойств нефтей и газов.

Для выяснения причин, обусловивших рассматриваемую особен­ ность в распределении в регионе скоплений углеводородов, Л. В. Токаревым (1968) проанализирован ряд параметров нефтей (плот­ ность; выход светлых фракций, выкипающих до ЗО0°С; коэффициент превращенное™ по А. Ф. Добрянскому— одна сотая произведения выхода фракций, выкипающих до 150°С, на 'Содержание в них мета­ новых углеводородов, деленная на плотность нефти; коэффициент метанизации—отношение метановых углеводородов к нафтено­ вым— для фракций, выкипающих до 200°С; содержание аромати­ ческих углеводородов во фракциях, выкипающих до 300°С) и сво­ бодных газов (жирность газов —процент содержания газообразных гомологов метана от суммы углеводородов).

Рассмотрение изменения физико-химических свойств нефтей по разрезу осадочной толщи позволило Л. В. Токареву сделать заклю­ чение о широком проявлении в ней вертикальной миграции углево­ дородов. Об этом, в частности, свидетельствуют; некоторое утяже­ ление нефти с переходом к более глубоким горизонтам; уменьше­ ние выхода светлых фракций нефтей с увеличением глубины их за­ легания; намечающаяся тенденция к уменьшению вниз по разрезу

Л. В. Токаревым были построены карты, характеризующие из­ менение перечисленных выше параметров нефтей на площади Днеп- роВ'Око-Донещсой впадины. Однако их рассмотрение не позволило уловить какие-либо общие закономерности. Отсутствие единой за-' кономѳрности изменения показателей углеводородного состава лег­ ких фракций нефтей, отражаемой данными параметрами, а также

Например, H. И. Иванец (І968) посредством палеоструктурныХ построений реконструировала процесс захоронения и преобразова­ ния органического вещества в отложениях, принимаемых за нефтематеринские (нижний карбон). Восстановление эволюции возмож­ ных термодинамических условий в течение геологической истории развития региона привело этого автора к заключению, что повы­ шенная газонасыщенность осадочной толщи на юго-востоке явля­ ется результатом термического превращения нефтей и органического вещества пород.

По поводу такого представления необходимо заметить следую­ щее. Во-первых, Н. И. Иванец делала свои выводы в отношении размещения нефтяных и газовых скоплений, основываясь на пред­ ставлении, что нефть продуцировали породы нижнего карбона. Но, по убеждению ряда ведущих исследователей, разрабатывающих проблему образования нефтяных углеводородов из ископаемого рассеянного органического вещества, нефть и газ способны генери­ ровать почти все осадочные породы, если они находятся в соответ­ ствующих условиях, определяемых в основном высокой температу­ рой, повышенным давлением, а также каталитическим влиянием самих пород. Следовательно, если основываться на этом мнении, то при реконструкции в Днепровско-Донецкой впадине процесса об­ разования нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества должны быть получены существенно иные выводы в от­ ношении объяснения наблюдаемого здесь распределения залежей нефти и газа. Во-вторых, вряд ли возможно допущение, что на юговостоке Днепровско-Донецкой впадины под воздействием метамор­ физма произошло полное уничтожение нефтяных залежей. Подобно­ му .воззрению противоречит, в частности, схема геохимической зо­ нальности процессов образования нефти и углеводородного газа из органического вещества осадочных пород В. А. Соколова (1965, 1968). Согласно этой схеме образование нефти может происходить в зоне термических термокаталитических и гидрогенизационных про­ цессов до глубины примерно 6—7 км. Ниже находится газовая зо­ на, температура ,в которой составляет 150—200°С и выше. В этой-тр зоне, по представлениям В. А. Соколова, и происходит распад жид­ ких углеводородов с образованием метана и других газообразных углеводородов. Скорость метаморфизма нефти должна увеличивать­ ся по мере ее погружения и роста температуры. В юго-восточной ча­ сти Днепровско-Донецкой впадины на многих площадях отложения нижнего карбона, принимаемые Н. И. Иванец за нефтематеринские, залегают на глубинах, на которых возможно образование жидких углеводородов согласно схеме В. А. Соколова. Необходимо также учесть, что значительная часть нефти могла мигрировать в вышеле­ жащие горизонты, где существуют более благоприятные условия для ее сохранения. Следовательно, распространение на юго-востоке впадины в верхней части осадочного комплекса газовых месторож­ дений не может быть объяснено исключительно метаморфизмам нефтей.

щейся во впадине вертикальной и площадной зональности распро­ странения нефтяных и газовых залежей является различие в мощ­ ностях осадочной толщи и глубинах ее погружения, отмечаемое между соответствующими зонами. Оно вызвало различия в степени регионального метаморфизма генерирующих нефть и газ отло­ жений этих зон и в условиях миграции в них углеводородов. Пред­ полагается, что увеличенная мощность отложений на юго-востоке, впадины обусловила менее благоприятные условия для вертикаль­ ной миграции, нефти, образовавшейся в то время, когда нефтематѳринские отложения (нижний карбон, девон) были погружены здесь на меньшие глубины. В результате жидкие углеводороды вы­ нуждены были мигрировать по пластам в прибортовые зоны впади­ ны, к которым приурочены залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях. Впоследствии в мощную толщу осадочных обра­ зований по омоложенным разломам проникли газы, образовав­ шиеся на больших глубинах при дальнейшем погружении отло­ жений.

Схема формирования месторождений нефти и газа ДнепровскоДонецкой впадины Л. В. Токарева представляется нам не во всем убедительной. Разделяя его заключение о недавнем образовании газовых месторождений, мы не можем согласиться с утверждением, что в юго-восточной части впадины ів домезозойское время не име­ лось условий для проникновения жидких углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи. Увеличение мощности осадочного комплекса примерно на 2—3 км не могло полностью исключить воз­ можность вертикальной миграции нефти, тем более, что эта часть впадины характеризуется более высокой тектонической актив­ ностью.

Некоторые исследователи объясняют рассматриваемую особен­ ность ів распределении во впадине зон преимущественного распро­ странения нефтегазовых или газовых месторождений различными значениями геотемпературного поля. В. Е. Карачинский (1965), ис­ следуя соотношение между температурным полем и размещением месторождений нефти и газа на территории Донецкого авлакогена и альпийской складчатой области юга Европейской части СССР,

пришел к заключению, что существует коррелятивная связь между составом углеводородов в залежах и характером геотемпературно­ го поля —газовые и газонефтяные месторождения тяготеют к райо­ нам современных геотемпературных максимумов, а нефтяные — к зонам пониженных температур. По мнению названного автора, данная взаимосвязь носит статистический характер и удовлетворяет требованиям термодинамической устойчивости различных групп углеводор одH ых соеди нений.

Представление о тесной взаимосвязи размещения месторожде­ ний нефти и газа с величиной фоновых температур в нефтегазонос­ ных провинциях разделяется также В. Г. Осадчим и Э. Б. Чекалю-

68

ком (1967). Переход от нефтяных и нефтегазовых месторождений к газовым, совершающийся в направлении повышения фоновых темпе­ ратур, рассматривается ими как результат влияния ряда факторов на деструкцию (метанизацию) нефтей. Повышение температуры вы­ зывает ускорение процессов деструкции и метап-шзациш иеф'тей, резко изменяет их физико-химические свойства. Значительное влия­ ние геотермической активности на размещение нефтяных и газовых месторождений в Днепровско-Донецкой виаднне признается Б. С. Воробьевым и Е. Е. Вороным (1967).

Рассмотрение общего характера температурного поля Днепров­ ско-Донецкой впадины показывает, что на его значения оказывает влияние ряд факторов: литолого-фациальный состав пород, гидро­ геологические условия и т. п. Особенно зависит оно от тектониче­ ской напряженности. Геотермическая карта Днепровско-Донецкой впадины, на которой изображены глубины залегания изотермы 50°С (Застежко, Терещенко, Лурье, 1967), обращает на себя внима­ ние значительной неоднородностью температурного поля. В целом для региона характерно повышение залегания поверхности с темпе­ ратурой 50°С в юго-восточиом направлении — от Черниговского вы­ ступа кристаллического фундамента к складчатому Донбассу. На фоне общего закономерного изменения изотермической поверхности выделяются локальные положительные и отрицательные геотерми­ ческие аномалии. Многие отрицательные аномалии 'связаны с,соля­ ными штоками, а положительные геотермические аномалии фикси­ руются в основном на нефтегазоносных структурах. Разница между фоновыми и аномальными значениями температур достигает на срезах 1500—2000 м 10—15°С. Структурам с положительными гео­ термическими аномалиями свойственны также глубинные гидрохи­ мические аномалии и аномалии в составе и упругости растворенно­ го газа. Эти аномалии свидетельствуют о наличии восходящей внут­ ренней разгрузки флюидов из нижележащих горизонтов в вышеле­ жащие и подтверждают мнение о формировании скоплений нефти и газа путем вертикальной миграции.

Таким образом, фактические данные свидетельствуют о повы­ шении фоновых температур в регионе по мере приближения к Дон­ бассу.

Безусловно также, что различная термодинамическая устой­ чивость различных групп углеводородных соединений играет суще­ ственную роль в распределении нефтяных и газовых скоплений в земной коре. Однако представляется спорным, что наблюдаемое увеличение фоновых температур на юго-востоке впадины (до 10— 15°С) явилось причиной полнейшей деструкции нефтей. К этому следует добавить, что имеются районы, где газовые месторождения находятся в зонах, температурное поле которых ниже температур­ ных полей зон распространения месторождений нефти.

69

(Стерлин, Тхоржевский, 1964; Завьялов, Старинский, 1965 и др.). Мнение о 'молодом возрасте скоплений углеводородов на юговостоке можно •подкрепить сведениями о газонасыщенности подзем­ ных вод палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины. Как'отмечает В. А. Терещенко (1966), здесь в водоносных комплек­ сах -палеозоя в направлении от бортов к осевой части ипад-ины и вдоль ее оси с северо-запада на юго-восток отмечается концентри-? чеокая зональность растворенных в воде газов, выражающаяся в последовательной омене газов азотного состава через углеводород- но-азотные и азотно-углеводородные газами углеводородного (пре­ имущественно метанового) состава. На юго-востоке региона кон­ центрация углеводородных газов в отложениях нижнего карбона достигает 1300—1500 см3 /л. Давление насыщения растворенного газа возрастает до 3000 кгс/см2 и выше; отношение давления насы­

щения к пластовому давлению близко к единице.

Изложенное свидетельствует о том, что приуроченность макси­ мальной насыщенности подземных вод палеозоя углеводородными газами к юго-восточной мобильной части Днепровско-Донецкой впадины и распространение на этой территории многочисленных газовых месторождений могут быть обусловлены одной причиной — периодическим или постоянным поступлением в верхнюю часть осадочной толщи углеводородных газов. Но как объяснить отсутст­ вие на этой территории залежей нефти? На данный вопрос можно ответить только в том случае, если будут известны и различия в ус­ ловиях нефтегазообразования, характерных для западной и восточ­ ной часта впадины.

О том; что процесс образования углеводородов в разных участ­ ках земной коры имеет свои особенности, свидетельствует широко распространенная дифференцированность в размещении скоплений нефти и газа '. В пределах нефтегазоносных провинций выделяются преимущественно нефтеносные или газоносные районы. Известны, например, территории, где широко распространены только скопле­ ния нефти. Так, из 187 залежей Южной Э.мбы лишь одна газовая, а на Жигулевском валу все 45 залежей нефтяные (Никонов, 1967). Наряду с нефтеносными и нефтегазоносными районами установле­ ны крупные газовые районы. К ним относятся северные и восточные районы Западной Сибири, восточные районы Коми АССР, южные районы Краснодарского края, центральные и западные районы Ставропольского края, районы Западного Узбекистана, север и во­ сток Туркменской ССР, Лено-Вилюйская провинция Якутской АССР и др. («Газовые месторождения СССР». Справочник. Изд. 2-е, доп. и перераб. М., «Недра», 1968. 686 с ) .

1 Определенную площадную обособленность газоносных зон отметил еще в

1954 г. И. В. Высоцкий. Впоследствии особенности дифференциального размеще­ ния скоплений нефти и газа рассматривались в работах В. Ф, Никонова (1966 и др.). Ф. Г. Гурари и др. (1967), С С, Эллерна (1967) и др.

70

Подчас газоносные и нефтеносные (районы располагаются на не­ большом расстоянии друг от друга в пределах отдельных провин­ ций. Например, во 'внутренней зоне Предкарнатского прогиба рас­ пространены месторождения нефти, а во внешней — газа. Нередко зоны преимущественного распространения тех или иных типов скоплений углеводородов характеризуются одинаковыми глубинами залегания складчатого или метаморфизоваиного основания и при­ мерно равными значениями температур и давлений .в осадочной толще. Не отмечается также особенной разницы в содержании орга­ нического вещества в породах. Дифференцированное распределение нефти и газа во многих случаях не может быть объяснено и разли­ чиями в возрасте и составе осадочных пород.

Все это заставляет отнестись с вниманием к представлениям ис­ следователей, предполагающих раздельное образование нефти и газа. Известны работы, в которых размещение зон нефтяных или газовых месторождений объясняется образованием нефтяных и га­ зовых флюидов в разных по глубине зонах мантии или же ста­ вится в зависимость от строения глубоких частей земной коры (До­ ленко, 1967; Никонов, 1967, и др.). Подразумевается, что различия в глубине разломов должны определять преимущественное поступ­ ление в осадочный чехол нефтяных или газовых флюидов. В связи с этим можно предположить, что глубина разломов контролирует не только природу веществ, исходных для образования углеводоро­ дов, но и условия их синтеза, в зависимости от которых может происходить образование нефти или газа.

В вопросе генетической связи месторождений нефти и газа с раз­ ломами много неясного. Однако их приуроченность к разломным участкам земной коры, установленную в различны* нефтегазонос­ ных регионах (Кропоткин, 1955; Порфирьев, 1960; Кудрявцев, 1963; Наливкин и др. «Роль...», 1965; Розанов и др. «Тектоника...», 1965; Успенская, 1965; Завьялов, Липецкий, 1966; Кротова, 1969 и др.), следует считать одной из ведущих закономерностей в прост­ ранственном распределении промышленных скоплений углеводоро­ дов. Связь месторождений с ослабленными зонами консолидирован­ ной земной оболочки подтверждается исследованиями новейших тектонических движений. Как один из наиболее важных итогов та­ ких работ необходимо отметить установление тяготения месторож­ дений нефти и газа к зонам максимальных градиентов новейших движений, соответствующих наибольшей густоте трещин в осадоч­ ном чехле (Розанов и др. «Новейшие...», 1967; Ласточкин, 1971 и др.). Эти зоны характеризуются особенно благоприятными условия­ ми для вертикального передвижения флюидов в толще осадочных пород, что и фиксируется распространением здесь скоплений углево­ дородов и наличием гидрогеологических и геотермических анома­ лий.

В Днепровско-Донецкой впадине также наблюдается связь ме­ сторождений нефти и газа с разломами ее кристаллического осно­ вания, Нефтегазоносные структуры расположены или в зонах раз-

71