книги из ГПНТБ / Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа

Рис. 19. Обзорная карта бассейна Персидского залива (Месопотамская впадина).

« — граница бассейна; 6 — альпийская горная складчатая область; в — Аравийская плат­ форма; г — нефтяные месторождения; Ѳ — примерное положение границы между складчатым и платформенным бортами бассейна; е — структурная терраса Газа.

Месторождения (цифры на карте): 1 — Кахта; г — Кайякой, з — Бати-Раман; 4 — Гар-

..зан; 5 — Магрип и Курталан; 6 — Раман; 7 — Карачок; 8 — Суедие; 9 — Айн-Зала; 10 — Бутма; 11 — Касаб; 12 — Наджмах; 13 — Кайарах; 14 — Киркук; 15 — Бай-Хассан; 16 — Дамбур; 17 — Нефтхане (Нефтешах); 18 — Зубейр; 19 — Румейла; 20 — Раудхатайн;

фабад; 49 — Агаджари; 50 — Пазанун; 51 — Гечсаран; 52 — Хураис; 53 — Биби-Хакимех; 54 — Барганшар; 55 — Дариус.

Д ля геосинклинального борта характерно развитие крупных, линейно вытянутых антиклинальных складок, ориентированных с северо-запада на юго-восток и осложненных более мелкими брахиантиклинальными складками. В центральной части дислоциро-

32

Северного Ирака и Юго-Западного Ирана. Западный борт Месопо­ тамской впадины пологий и характеризуется спокойной платформен­ ной тектоникой.

Месопотамская впадина в отличие от многих предгорных про­ гибов характеризуется развитием соляных куполов. В юго-восточной части впадины их насчитывается более 200. В основном они погре­ бенные, но местами обнажаются, образуя соляные «горы».

На восточном борту Месопотамской впадины месторождения группируются в зоны регионального нефтегазонакопления, приуро­ ченные к крупным антиклинальным складкам, расположенным кулисообразно. С этими структурами связаны крупнейшие место­ рождения (Киркук, Агаджари, Гечсаран, Ахваз и Хефткель).

Западный борт Месопотамской впадины, представляющий собой краевую погруженную часть Аравийской платформы, осложнен крупными протяженными валоподобными поднятиями, к которым приурочены брахиантиклинальные складки. Эти валоподобные под­ нятия являются крупнейшими зонами нефтегазонакопления Саудов­ ской Аравии, Кувейта, Бахрейна и др. С этими зонами связаны месторождения гиганты Бурган-Ахмади-Магва и Раудхатайн на тер­ ритории Кувейта (рис. 20).

Для предгорных прогибов характерны зоны нефтегазонакопления, приуроченные к зонам развития рифовых массивов. Наглядными примерами этого типа зон являются нефтегазоносные районы, свя­ занные с рифогенными образованиями пермского возраста в Баш­ кирском Приуралье (рис. 21) и рифовыми массивами девонского возраста во впадине Альберта в Канаде (рис. 22). Рифы расположены вдоль бортов на различных гипсометрических уровнях; одни выве­ дены на дневную поверхность, другие погребены. В погребенных рифовых массивах коллекторами служат пористые и кавернозные, иногда трещиноватые известняки и доломиты, неравномерно распре­ деленные среди плотных их разностей. Наиболее благоприятными являются мелко-пористые (ситчатые и губчатые) доломитизированные известняки и доломиты. Образование ситчатых участков свя­ зано с подъемом рифовых массивов над уровнем моря в процессе их роста и с выщелачиванием известняков. Залежи нефти и газа насыщают вершины рифовых массивов независимо от стратиграфи­ ческого положения горизонта. В пределах Башкирского Приуралья с севера на юг имеет место закономерное изменение свойств нефтей. На юге (в более погруженной зоне) находятся газоконденсатные залежи; в более северных районах (Мелеузский и Столяровский) залежи содержат легкие и высококачественные нефти. Более тяже­ лые и сернистые нефти характерны для Ишимбаевского нефтегазо­ носного района. Это закономерное изменение свойств нефтей свя­ зано, видимо, с их метаморфизмом, а не с процессами дифференци­ ального улавливания, как пытаются это объяснить некоторые иссле­ дователи.

Такая же картина распределения залежей нефти и газа наблю­ дается и во впадине Альберта. Рифовые массивы, расположенные

93

-2Ш

M

Рис. 22. Зоны нефтегазонакопления рифовых образований впадины Альберта (Канада) (по В. Гассоу, 1954).

на более низких гипсометрических отметках, содержат в основном газовые залежи. В гипсометрически приподнятых рифовых массивах содержатся залежи нефти с газовыми шапками, а затем — чисто нефтяные залежи.

Еще один тип зон нефтегазонакопления характерен для пред­ горных прогибов. Реже он встречается в платформенных условиях.

Рис. 23, Зоны нефтегазонакопления Майкопского района.

1 — заливообразные залежи; г — изогипеы меловых и палеогеновых отложений.

95

Это зоны нефтегазонакопления литологического типа, связанные с региональным изменением литологического состава нефтегазоносных комплексов или с выклиниванием их по восстанию пластов. В пред­ горных прогибах эти зоны располагаются в основном на складчатом борту. В зонах подвижных береговых линий происходит не только срезание и несогласное перекрытие пластов, но и их диалогиче ­ ское изменение, иногда сопровождаемое выклиниванием пластовколлекторов. Ярким примером пластовых литологически экраниро­ ванных залежей являются залежи Майкопского района. Наиболее изученная Нефтегорско-Хадыженская зона нефтегазонакопления связана с региональным выклиниванием среднемайкопской (олигоцен) песчано-глинистой толщи вдоль береговой линии майкопского бассейна. Она характеризуется многочисленными литологически экранированными, заливообразными по форме залежами нефти в пес­ чаных пластах среднего и нижнего Майкопа (рис. 23). Песчаные за­ ливы разделены зонами замещения песков глинами. В зависимости от количества песчаных прослоев в майкопской серии число залежей изменяется от одного до трех-пяти.

Зоны нефтегазонакопления бассейнов межгорных прогибов

Нефтегазоносные бассейны, связанные с межгорными прогибами, особенно часто встречаются в альпийских геосинклинальных облас­ тях. К ним относятся бассейны Паннонский, Ломбардский, Куринский, Ирравади, Центрального Ирана, Индонезии, Калифорнии, Маракаибо, Боливар. Примером межгорных нефтегазоносных бас­ сейнов могут служить также Ферганский и Афгано-Таджикский.

Зоны нефтегазонакопления Ферганского бассейна связаны с пери­ ферийными антиклинальными складками, опоясывающими Ферган­ скую впадину. Приурочен бассейн к крупнейшей внутритянынаньской межгорной впадине (рис. 24, 25), имеет характер сложно построенного синклинального прогиба со ступенчатым погруже­ нием палеозойского фундамента к центру бассейна.

Основные зоны нефтегазонакопления связаны с Южно-Ферган­ ской и Северо-Ферганской адырными антиклинальными зонами. Южно-Ферганская антиклинальная зона состоит из двух основных цепей антиклинальных поднятий. Северо-Ферганская антиклиналь­ ная зона представлена крупными кулисообразно расположенными поднятиями. По краям бассейна выделяются возможные зоны неф­ тегазонакопления моноклинального типа, связанные с уменьшением мощностей отложений и выклиниванием отдельных горизонтов, приуроченные к крупным разломам, ограничивающим борта бассейна.

Месторождения приурочены к брахиантиклинальным складкам, осложненным продольными взбросами и системой поперечных и ко­ сых разрывных нарушений, расчленяющих поднятия на отдельные блоки. Большинство месторождений многопластовые, с нефтяными и газовыми залежами в палеогене, мелу и неогене. Помимо пластовых

96

Рис. 24. Ферганский нефтегазоносный бассейн.

Центральноферганская); V — нефтяные и газовые месторождения; 8 — локаль­ ные поднятия, перспективные на нефть и газ.

Рис. 25. Профиль Ферганской впадины и ее горного обрамления.

Заштрихована часть разреза, содержащая залежи нефти и газа.

7 Заказ 68

сводовых залежей установлены залежи тектонически и стратиграфи­ чески экранированные. Для залежей последнего типа экраном обычно служит поверхность предбактрийского размыва (Южный Аламышик, Бостон и др.). В ряде случаев отмечается просачивание нефти из залежей палеогеновых отложений в базальные горизонты бактрийской серии.

На некоторых месторождениях залежи в результате размыва свода складки располагаются на крыльях или периклиналях. Отме­ чается зависимость степени нефтенасыщенности горизонтов от глу­ бины: чем ближе к центру бассейна, тем она выше. Это объясняется близостью зон генерации углеводородов и более благоприятными гидрогеологическими условиями.

Большинство нефтяных месторождений приурочены к наиболее погруженной Южно-Ферганской зоне нефтегазонакопления, отли­ чающейся большой мощностью и полнотой стратиграфического раз­

рынской моноклинали, довольно пологой и осложненной складча­ тостью. В южном направлении отмечается нарастание мощностей осадочной толщин расширение стратиграфического диапазона нефте­ газоносности от палеогена до юры.

Южно-Ферганская зона нефтегазонакопления —другого типа. Она относительна приподнята, характеризуется неглубоким залеганием фундамента, наличием небольших складок, сильно нарушенных. Промышленно нефтеносные горизонты связаны с палеогеном.

Таким образом, Ферганский нефтегазоносный бассейн является очень сложным с точки зрения не только геологической, но и форми­ рования зон нефтегазонакопления. Особенности формирования круп­ ных тектонических элементов впадины, антиклинальных структур,

генерации углеводородов, обусловили формирование большого разнообразия залежей нефти и газа.

* *, *

Рассмотренные выше примеры показывают, какое разнообразие зон нефтегазонакопления существует в природе. Но в этом разно­ образии необходимо выделить главное, принципиальное, т . е . те ко­ ренные особенности, которые отличают зоны нефтегазонакопления друг от друга.

Рассматривая геологическую обстановку формирования зон нефте­ газонакопления, необходимо выяснить принципиальные различия этих процессов в геосинклинальных и платформенных условиях. Определенные тектонические режимы, обусловливающие обстанов­

ке

ку седиментации, характер складчатости, условия формирования водоносных комплексов и всей гидродинамической системы в целом создают многообразие зон нефтегазонакопления.

Если в геосинклинальных условиях происходит интенсивное накопление мощных толщ отложений с преобладанием терригенных компонентов, то в платформенных условиях, наоборот, накопление происходит относительно медленно, мощности осадочных толщ зна­ чительно меньше, и существенную роль уже играют карбонатные образования.

По мере накопления осадочных толщ возрастает статическая на­ грузка. В геосинклинальных областях она гораздо больше, чем в платформенных, в связи с чем отжатие седиментационных вод в гео­ синклинальных областях происходит значительно быстрей. Благо­ даря большой скорости осадконакопления и формирования коллекторских толщ и покрышек и наличию структурных и другого типа ловушек в геосинклинальных условиях быстрее, чем в платформен­ ных, создаются возможности для миграции нефти и газа, формиро­ вания их залежей и в целом зон нефтегазонакопления. Вместе с тем в геосинклинальных условиях глубоко залегающие горизонты бо­ лее подвержены метаморфизму и дроблению, в связи с чем образо­ вавшиеся залежи могут быть разрушены. Разрушению скоплений углеводородов способствуют еще и инфильтрационные воды, кото­ рые проникают внутрь пластовых резервуаров по нарушениям. В платформенных условиях, напротив, существуют лучшие условия сохранности залежей нефти и газа древних стратиграфических ком­ плексов. Роль динамического фактора в разрушении скоплений углеводородов в платформенных областях ничтожна.

Зоны нефтегазонакопления геосинклинальных областей, как пра­ вило, содержат целый ряд нефтегазоносных комплексов, а место­ рождения вследствие благоприятного сочетания внутриформационной и межформационной миграции являются в основном многопласто­ выми. Масштабы и темпы межформационной (вертикальной) миг­ рации нефти и газа в геосинклинальных условиях значительно выше, чем на платформах. В толще пород, сформировавшихся в платфор­ менных условиях, межформационная миграция значительно затруд­ няется или исключается вовсе.

Перемещение флюидов в пластовых системах также зависит от того,

вкаких условиях оно происходит — геосинклинальных или плат­ форменных. Характер, скорость передвижения вод и растворенных

вних углеводородов зависят от перепада напоров, т.е. от разности гипсометрических отметок областей напора (гидродинамические мак­ симумы) и областей разгрузки (гидродинамические минимумы). В складчатых областях гидравлический фактор имеет, безусловно, большее значение по сравнению с платформенными и сильнее спо­ собствует перераспределению углеводородов и разрушению залежей, особенно нефтяных, поскольку нефти труднее удерживаются в ловуш­ ках, чем газ. Более того, последний способен продвигаться в на­ правлении, обратном движению воды (в результате огромной разницы

плотностей газа и воды). Все это обусловливает большое разнооб­ разие зон нефтегазонакопления, каждая из которых характери­ зуется различными сочетаниями типов залежей и месторождений

щими законами развития крупных геотектонических элементов, испытывающих в течение длительных отрезков времени определен­ ные тектонические тенденции погружения или подъема.

Таким образом, в пределах нефтегазоносных бассейнов одно­ временно с зонами генерации углеводородов формируются зоны нефтегазонакопления, наиболее благоприятные для образования нефтяных и газовых залежей. Совокупность последних, объединяе­ мых общностью геологического разреза, регионально выдержанных нефтегазоносных комплексов и временем формирования, обусло­ вливает выделение зон нефтегазонакопления в нефтегазоносных бассейнах,

Проблема формирования зон нефтегазонакопления не может быть ограничена изучением условий формирования отдельных нефтяных и газовых месторождений. Общая теория процессов нефтегазона­ копления связана с проблемой формирования нефтегазоносных бас­ сейнов и водонапорных систем в целом. В нефтегазоносном бассейне происходит генерация углеводородов, их миграция, аккумуляция и формирование залежей нефти и газа различных фазово-генети- ческих типов. Характер зон нефтегазонакопления зависит прежде всего от природы нефтегазоносного бассейна, его тектонического развития и приуроченности к геосинклинальной или платформен­ ной области.

Следовательно, понятие нефтегазоносный бассейн означает не только совокупность зон генерации углеводородов и нефтегазо­ накопления, но и сложную систему геологических процессов и явле­ ний, происходящих в земной коре. К последним относятся устой­ чивое прогибание крупных депрессионных зон, осадконакопление, захоронение органического вещества и литогенез. Дальнейшее раз­ витие бассейна осадконакопления происходит по пути формирова­ ния в нем (в результате диагенеза и катагенеза) нефтепроизводящих толщ, образования водонапорной системы и превращения его в соб­ ственно нефтегазоносный бассейн.

Формирование нефтегазоносного бассейна, таким образом, является весьма сложным и многогранным непрерывно-прерыви­ стым процессом, обусловленным тектоническим развитием земной коры.

100

Если на первой стадии развития бассейна в ходе седиментации

идиагенеза пород органическое вещество подвергается глубокому разложению и значительному преобразованию, то на второй ста­ дии — стадии катагенеза — при продолжающемся превращении ор­ ганического вещества происходит образование углеводородных газов

имикронефти. Катагенные преобразования органического вещества

сопровождаются глубокими изменениями его состава и структуры и новообразованием больших масс углеводородов и других соеди­

рассеянного органического вещества образуются углеводородные соединения, свойственные нефти. На третьей стадии при значитель­

система. Огромные количества седиментационных вод (Бурштар, Машков, 1963; Бурштар, Бизнигаев, 1969) являются основным агентом, транспортирующим нефть и газ из зон генерации угле­ водородов. На больших глубинах (свыше 3500 м) и при высоких температурах в толщах осадочных образований с большим содер­ жанием органического вещества значительное место занимает мигра­

Основная часть газовых ресурсов приурочена к центральным частям бассейнов. Причем верхняя граница глубинной газоносной зоны в различных бассейнах занимает различные интервалы глу­ бин — от 2700 до 8000 м и более. Так, в бассейне Голф-Кост эта граница опускается ниже 5000 м, в Южно-Каспийской впадине — еще глубже. В то же время в Предкавказье она расположена в ин­ тервале глубин 2700—4500 м.

Последовательная смена газовых залежей нефтяными, нефтяных газоконденсатными, а затем газовыми характерна для всех бассей­ нов с мощным осадочным выполнением. Интервалы нефтегазообразования (преимущественно нефтеобразования или преимуще­ ственно газообразования) различны для разных бассейнов и зави­ сят прежде всего от тектонического режима, термокаталитических факторов и времени формирования бассейна.

Для нефтегазоносных бассейнов молодых платформ характерна преимущественная газоносность не только глубоких областей про­ гибания, но и их периферийных зон (Предкарпатье, Предкавказье, Туранская плита, Западно-Сибирская низменность), в то время как древние платформы отличаются преимущественной нефтенасыщенностью разреза.

101