Нефтегазоносность фундаментов, кор выветривания

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ЛЕКЦИЯ 12

Нефтегазоносность фундаментов, кор выветривания, базальных горизонтов и «древних» осадочных комплексов платформ

Проявления и промышленные залежи нефти и газа известны в породах фундаментов и базальных горизонтов осадочных бассейнов США, Венесуэлы, Ливии, Марокко, Египта, Австрии, Югославии, Венгрии, стран СНГ, Китая и в недрах других государств.

Фундаменты тектонотипов платформенных областей, краевых и подвижных систем характеризуются разными по составу и возрасту комплексами пород. Углеводородные скопления выявлены в гнейсах, сланцах, кварцитах и прочих метаморфитах, вулканогенных образованиях и, конечно, в гранитоидах и корах их выветривания. Подсчитано, что к последним приурочено около 40% от числа залежей, открытых в фундаментах, а если учесть их объем, то с гранитоидами связано более 3/4 запасов углеводородов в фундаментах.

Когда рассматриваются вопросы нефтегазоносности пород фундамента, сопутствующих им кор выветривания и базальных горизонтов чехла, обычно основное внимание сосредотачивается на роли зон разломов в формировании коллекторов и залежей УВ. Приводятся примеры разных по строению месторождений нефти и газа, нефте- и битумопроявлений, выходов горючих газов так или иначе приуроченных к системам глубинных нарушений, закономерно делящих земную кору на разновеликие блоки. В современной геологической структуре планеты часть таких блоков лишена осадочного покрова и на дневной поверхности выступает в виде щитов и массивов, сложенных комплексами кристаллических пород, другая часть блоков перекрыта осадками разного состава, толщина которых изменяется в зависимости от условий их развития и гипсометрического положения, и на дневной поверхности проявляется в виде тектонических элементов различного масштаба и морфологии. Активные гидротермальные и дегазационные процессы протекают в зонах разломов не только континентов, но и в рифтовых системах срединноокеанических хребтов, чаще всего лишенных осадочного слоя.

Таким образом, зоны глубинных разломов, особенно обновленные современными движениями, - “кровеносная система”, по которой происходит флюидо- и теплообмен в земной коре, способствующий генерации УВ и их последующему онтогенезу. С разломами во многом связаны процессы формирования зон нефтегазонакопления, резервуаров и залежей нефти и газа, а также пространственное размещение последних.

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

И.М. Шахновский, развивая эти положения, рассматривает условия нефтегазоносности пород фундамента. Он отмечает, что в блоках фундамента, перекрытых отложениями чехла, нефтегазоносность чаще всего приурочена к коре выветривания, мощность которой достигает 50-80 м, но обычно не превышает 10-15 м. Для образующихся здесь вторичных коллекторов характерны сложные причудливые очертания и резкая изменчивость свойств в пространстве. Для резервуаров, формирующихся в зонах разломов, характерна линейная форма. Соответственно коллекторы в корах выветривания подразделяются на площадные, линейные и смешанного типа. Автор приводит характеристики месторождений с залежами нефти и газа в различных по составу, мощности и глубине залегания корах выветривания молодых и древних фундаментов. Это месторождения, открытые в Центральном Техасе США (Орф и др.), Венесуэле (ЛаПас, Мара), Алжире (Хасси-Мессауд), Казахстане (Оймаши) и другие.

К.Е. Веселов и И.Н. Михайлов приводят статистические данные о месторождениях нефти и газа, открытых в породах фундамента в Австралии, на островах Тихого океана, в Азии, Африке, Европе, Америке. Обычно наблюдается плановое соответствие нефтегазоносных площадей в фундаменте и в осадочном чехле; редко скопления УВ обнаруживаются только в фундаменте. Авторы акцентируют внимание на теоретических аспектах поисков залежей нефти и газа на больших глубинах в породах фундамента. Они считают, что в фундаменте существуют развитые, постоянно обновляемые, горизонтальные и вертикальные системы трещин, которые в пределах платформ отражают их сложную многопорядковую разломно-трещинно-блоко- вую структуру. Образование последней объясняется с позиций тектоники глобального рифтогенеза. По мнению авторов этой концепции гармонично сочетаются фиксистские и мобилистские представления о тектогенезе, позволяющие обоснованно рассмотреть развитие земной коры и образование ее трещинно-блоковой делимости. Особое внимание уделяется трещинообразованию. В зависимости от масштабов его проявления системы трещин могут соединять не только разные горизонты осадочного чехла, но и проникать глубоко в породы фундамента, способствовать миграции флюидов и формированию залежей УВ в геологической среде, традиционно считавшейся неперспективной. Трещинно-блоковое строение коры приводит к тому, что в зависимости от местоположения одни и те же породы могут быть как монолитно-непроницаемыми, так и хорошими вторичными коллекторами, пористость которых определяется трещиноватостью и действием разных физико-химических процессов.

Авторы заключают - все известные в породах фундамента месторождения нефти и газа - не случайность (хотя в подавляющем большинстве своем открыты они случайно!), а проявление опреде-

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ленной закономерности, позволяющей предполагать на больших глубинах огромные скопления УВ. Основными объектами поисков должны стать трещинно-разломно-блоковые структуры континентальной коры, которые должны иметь большие вертикальные и ограниченные горизонтальные размеры. Трещинообразование в твердых породах и на больших глубинах - широко распространенный геологический процесс, способствующий нефтегазонакоплению.

В.Л. Шустер приводит сведения (состав пород, запасы и дебит скважин, толщина нефтенасыщенной части разреза, коллекторские свойства) о некоторых нефтяных и газовых месторождениях, открытых в кристаллических породах на территории Ливии, Египта, Индии, Бразилии, Венесуэлы, США и Казахстана. Месторождения, как правило, многопластовые, залежи частично или полностью литологически и (или) тектонически экранированы, располагаются в нормально осадочных породах и в трещиноватых гнейсах, гранитах, гранодиоритах, гранофирах, порфиритах фундаментов разного возраста.

Автор полагает, что комплексы пород фундаментов ЗападноСибирской плиты, Сибирской платформы, на территории арктических и северо-восточных морей, Дальнего Востока могут быть новыми перспективными объектами поисков залежей нефти и газа.

С его точки зрения формирование скоплений УВ в пределах фундамента обязано взаимодействию двух встречных потоков: глубинных паров, газов и тепла, стремящихся снизу из недр земли и охлажденного органического минерального вещества, опускающегося сверху в недра. Миграции флюидов и возникновению термобарических условий для образования УВ способствуют зоны проницаемости, приуроченные к глубинным разломам. Разломы также контролируют образование разных структур и связанных с ними ловушек, преобразование плотных гранитоидов в трещиноватые, распространение коллекторов и покрышек. Эти требования, по мнению автора, отвечают условиям нефтегазонакопления как в кристаллических породах фундамента, так и в отложениях чехла. А генезис УВ для промышленного использования нефти и газа существенного значения не имеет.

Нефтяные месторождения, связанные с коллекторами в гранитоидах, известны в России, Казахстане, Ливии, Китае, Индии, США, Канаде. Подавляющее большинство их приурочено к зонам выветривания небольшой мощности.

На этом “фоне” показательны строение и условия нефтеносности месторождения Белый Тигр, расположенного в Меконгской (Кыулонгской) впадине на шельфе Южного Вьетнама. На месторождении изначально продуктивным считался кайнозойский осадочный чехол, в котором нефтеносными являются песчаники нижнего олигоцена и нижнего миоцена, пока в 1988 г. в “свежих” мезозойских гранито-

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

идах фундамента не была открыта уникальная нефтяная залежь. Здесь сосредоточено до 70% начальных геологических запасов категорий С1+С2. Исключителен объем нефтенасыщенных гранитоидов - высота залежи свыше 1300 м и высоки значения фильтрационных свойств пород, что позволяет получать из них более 90% общей добычи нефти. И это при том, что скважинами, пробуренными на глубины свыше 5000 м, ВНК (в общепринятом толковании) так и не установлен!

Структура месторождения Белый Тигр представляет собой горстообразное поднятие, разновеликие блоки которого образовались в период активизации палеогеновых движений вдоль конседиментационных сбросов северо-восточного простирания. Амплитуда их по поверхности фундамента 1500-1600 м и более, в чехле она понижается и в отложениях верхнего олигоцена уже не превышает 400-500 м; смещения по другим сбросам редко достигают 150-200 м.

По кровле фундамента поднятие четко делится на три основных части блока, представленных Южным, Центральным (наиболее приподнятым) и Северным сводами, которым, в свою очередь, свойственна более дробная делимость. Размерность поднятия: длина - несколько десятков километров, ширина и высота - более 1.5 км, отметка замка - 4650 м. Мощность кайнозойского чехла изменяется от 3000 м на поднятых блоках и до 8000 м в пределах опущенных блоков. Фундамент сложен гранитами, гранодиоритами, кварцевыми монцдиоритами и диоритами; коэффициенты монопородности блоков - 0.73; 0.57 и 0.8. Характерны дайки и лавовые покровы (диабазы, базальты и т.п.) над фундаментом.

Емкостные и фильтрационные свойства обусловлены вторичной пустотностью трещинного, каверно-трещинного и блокового типов; на приточность флюида наиболее сильно влияет трещиноватость пород.

Нефтяная залежь “разбита” по блокам фундамента на разных гипсометрических уровнях и экранируется верхне- и нижнеолигоценовыми глинисто-аргиллитовыми породами мощностью от 5-20 до 40-60 м, на участках, где покрышка маломощна, притоки нефти обычно невелики или отсутствуют. Здесь, возможно, происходит переток УВ из пород фундамента в отложения нижнего олигоцена. Максимальная глубина доказанного нефтенасыщения - 4350 м, предполагаемого - 4650 м. Нефтеносность пород фундамента установлена и на других структурах Меконгской впадины - блоки Дракон, Тамдао, Баден, Биви, крупные запасы прогнозируются на месторождении Дайхунг в Южно-Коншонской впадине.

О.А. Шнип, рассмотрев условия нефтегазоносности фундаментов, предлагает геологические критерии оценки перспектив пород фундамента на нефть и газ:

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

1.Гранитоиды – наиболее вероятная группа пород фундамента, способная аккумулировать и сохранять промышленные скопления углеводородов.

2.Пути миграции флюидов связаны с трещиновато-разломными зонами и с другими системами пустотного пространства, которые могут возникать в фундаменте.

3.Коллекторы в фундаменте образуются под влиянием разрывной тектоники и гипергенных воздействий, которые способствуют образованию пустотного пространства в любых породах.

4.Покрышками залежей нефти и газа в фундаменте служат горизонты непроницаемых пород осадочного чехла. Изолирующими комплексами могут быть и непроницаемые породы фундамента.

5.Приуроченность промышленных скоплений нефти и газа к фундаментам осадочных бассейнов.

6.Размещение скоплений углеводородов в выступах фундамента, возвышающихся над его кровлей на десяти, сотни и более метров.

7.Углеводородные включения в минералах гранитоидов.

8.Глубины залегания пород фундамента от 3.5 до 4.3 км.

9.Наличие зон нефтегазообразования на доступном для миграции углеводородов расстояния.

В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаев, охарактеризовав строение месторо-

ждений нефти и газа в кристаллических образованиях Америки, Африки, Европы, Австралии, Азии, Китая, Индонезии и Вьетнама, также останавливаются на проблеме критериев оценки нефтегазоносности. Ссылаясь на известных авторов, давно занимающихся вопросами нефтегазоносности пород фундаментов и древних толщ. (Е.Р. Алиева и др., 1987; Е.В. Кучерук, 1991; Б.П. Кабышев, 1991; Р. Шерифф, 1980, 1987; и др.), они указывают следующие показатели нефтегазоносности фундаментов:

-залегание скоплений углеводородов в фундаментах ниже региональных поверхностей несогласия;

-резкая расчлененность рельефа фундамента;

-глубина залегания или нахождения скоплений углеводородов в фундаменте не может превышать глубины подошвы осадочного слоя в депрессиях бассейнов;

-структурный фактор (наиболее перспективны валы и выступы фундамента), в т.ч. наличие зон разломов;

-гидрогеологические условия сохранности скоплений нефти и газа;

-наличие пустотности в кристаллических породах.

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Анализ предложенных критериев и показателей оценки нефтегазоносности пород фундаментов разных тектонотипов показывает, что большая часть их принципиально не отличается от признаков и условий нефтегазоносности и набора тектонических, литологических, гидрогеологических и геохимических показателей и критериев нефтегазонакопления и сохранности залежей углеводородов, обычно применяемых для оценки перспектив осадочных басейнов на нефть и газ. И в фундаменте, и в чехле в конечном счете главное – коллектор и покрышка! В формировании ловушек углеводородов важнейшую роль играют разломно-блоковые структуры, которые обусловили эрозионно-тектонический рельеф и региональные поверхности несогласия. И, кроме того, разломно-блоковые (межблоковые!) системы безусловно контролируют размещение в земной коре львиной доли месторождений нефти и газа.

Тектонический фактор в совокупности процессов, определяющих геологическую среду и ее нефтегазоносность, является ведущим. Именно тектогенез обусловливает развитие различных по масштабу, строению и возрасту осадочных нефтегазоносных бассейнов и их зональное распределение в земной коре. Его роль проявляется на всех уровнях прогноза и поиска месторождений нефти и газа. При этом тектонический режим, формируя (слоисто-) блоковую структуру бассейна, контролирует образование и размещение УВ в разрезе и по площади территории. Интенсивность и направленность структуроформирующих движений прямо или опосредованно воздействуют на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования ОВ, области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность.

Установлен факт блокового контроля над формированием и размещением многих полезных ископаемых. Вполне очевидно, что глубинные нарушения, составляющие основу межблоковых (граничных) систем, представляют собой зоны подвижного сочленения разделяемых ими блоков и обусловливают определенную их автономность и специфику нефтегазоносности.

Как правило, блоковые и межблоковые системы более контрастно проявляются в структуре фундамента и нижней части осадочного чехла, чем в его верхней. На дневной поверхности они часто отражены складчатыми (пликативными) структурными формами (валы, прогибы и т.п.), нередко контролируемыми конседиментационными разломами.

В этом смысле показательно, например, строение восточной части Русской платформы, где на территории Башкортостана выделе-

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ны регионально протяженные конседиментационные грабенообразные прогибы, контролирующие линейно выраженные зоны нефтегазонакопления. Образование таких прогибов наглядно демонстрирует Е.В.Лозин, оперирующий палеотектоническими реконструкциями. Используя в качестве основной карту мощности кыновско-паший- ской толщи осадков, он выявляет сложную знакопеременную колебательную обстановку формирования региональных наклонов территории, рассматривает возможный механизм и геохронологическую последовательность образования грабенообразных прогибов, выраженных в современном плане. Автор прослеживает связь механизма их образования с древней рифтовой структурой рифея-венда и указывает на структурные предпосылки формирования возможных зон нефтегазонакопления, обусловленные блоковыми движениями. Эти предпосылки вполне могут быть применимы и к другим территориям платформы, где предполагается нефтегазоносность древних толщ.

Д.Л.Федоров, обращаясь к проблеме нефтегазоносности древних толщ Русской платформы, задается вопросом о причинах, по которым в додевонской мощной толще осадочных пород промышленные скопления УВ до сих пор не обнаружены. В поисках ответа на него он рассматривает структурно-тектонические условия, стратиграфию венд-кембрийского комплекса, более изученного, чем рифейские отложения, признаки нефтегазоносности (притоки докембрийских нефтей, полученные в скважинах Даниловской площади в центральной части Московской синеклизы, на территории Удмуртии, Башкортостана, Кировской и Пермской областей - площади Очер, Сива, Соколовская и др.), нефтематеринские породы (нефтематеринский потенциал и время его реализации; черные аргиллиты - “вендский доманик” и темноцветные глины, обогащенные битумоидами, Московской синеклизы), коллекторы и покрышки (соответственно песчаные и глинистые пачки венд-кембрийского комплекса в Московской и Мезенской синеклизах; наиболее регионально выдержанная покрышка - глинистые отложения редкинской (усть-пинежской) свиты), ловушки (структурная и литологическая дифференциация древних толщ предполагает формирование ловушек разных типов). Автор считает, что тектонотипом ловушек, связанных с блоковым строением Камско-Бельского, Среднерусского, Московского и других авлакогенов, могут быть ловушки Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в рифейских и вендских отложениях Сибирской платформы. Обобщая результаты анализа предпосылок нефтегазоносности древних толщ Русской платформы, Д.Л.Федоров, несмотря на фрагментарность изученности проблемы, приходит к выводу о наличии всех критериев вероятной продуктивности, присущих нефтега-

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зоносным бассейнам; важно лишь найти зоны их благоприятного сочетания .

Тимано-Печорская НГП характеризуется в плане чередованием дислоцированных мобильных зон и относительно просто построенных стабильных областей. Структуры осадочного чехла повторяют вверх по разрезу в сглаженной форме основные черты строения фундамента, расчлененного глубинными разломами на блоки. Различные конфигурация, размеры и ориентировка поднятых и сопряженных с ними опущенных блоков обусловили глыбово-блоковое строение в стабильных областях и линейно-блоковое в мобильных зонах. Стабильные геоблоки в большей степени нефтеносные, мобильные – газоносные.

Несомненно тектоническая активность блоков влияет на их нефтегазоносность. И это, конечно, обусловлено двумя главными видами показателей, группы признаков которых характеризуют как структуру собственно блоков, так и перекрывающих их отложений чехла, в которых находятся нефтегазоносные объекты - НГК разной масштабности.

К тектонически активным - мобильным блокам приурочено более половины (56%) выявленных месторождений и залежей (65%). С ними связана значительная часть крупных и крупнейших по геологическим запасам месторождений. Большая часть потенциальных ресурсов УВ: нефти до 70%, газа около 90% - сосредоточена в пределах мобильных геоблоков, где концентрация в среднем в 3-3.5 раза выше, чем в стабильных.

Мобильные мегаблоки характеризуются набором общих черт нефтегазоносности, хотя при детальном сравнении их между собой отмечаются определенные отклонения. Показательным в качестве примера является Предуральский мегаблок, отличающийся аномальным строением земной коры. В осадочном чехле, перекрывающим мегаблок, концентрируется более половины прогнозных ресурсов газа НГП. Эта величина может быть обусловлена сравнительной молодостью высокоинтенсивных ловушек и приуроченных к ним залежей, что в свою очередь объясняется своеобразным геодинамическим режимом мегаблока в заключительные стадии развития Ти- мано-Печорского бассейна.

В Тимано-Печорском бассейны границы ОНГО в стратиграфическом диапазоне нижнего силура - нижней перми и (или) резкой смены их продуктивности в целом также совпадают с границами крупных долгоживущих блоков земной коры. При этом наибольшая продуктивность характеризует блоки, испытавшие в геологической истории длительное устойчивое погружение - вне зависимости от их последующей инверсии - Предуральский прогиб, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзъвинская зона (в последней продуктивность ОНГО

8

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

несколько меньше в следствие менее последовательного, менее устойчивого погружения, иногда сменявшегося подъемом). Размещение ЗНГН в бассейне также в основном подчиняется двум направлениям, ограничивающим основные блоки: субтиманскому и субуральскому; при этом ЗНГН, как правило, отвечают либо самым крупным линейным блокам, после длительного погружения претерпевшим частичную инверсию (Колвинский мегавал, Лайский вал и другие), либо границам крупных линейных блоков (Шапкино-Юряхский вал, вал Сорокина и другие).

Вкаждом НГБ выделяется “главный цикл” развития, в течение которого формируются основные характеристики этого бассейна и накапливаются “главные мощности” осадков (Т.К.Баженова, 1995 г.).

ВТимано-Печорском бассейне “главный цикл” - от начала среднего девона до конца раннего триаса (390-210=180 млн. лет). Первый цикл III порядка (в 45 млн. лет) в “главном цикле” именуется “главной седиментацией”, она содержит существенную долю осадков

икак бы “задает тон” всему бассейну. “Главная седиментация - сред-

ний девон - турнейский век раннего карбона (D2-С1t). В эпоху “главной седиментации” НГБ отличался высокой степенью дифференциации. Заложились и сформировались авлакогены. Высокая степень дифференциации сначала дала толчок накоплению песчаных горизонтов среднего девона, а затем выделила в бассейне рифогенные и иловые зоны позднего девона, что, в свою очередь, и создало весьма благоприятные предпосылки нефтегазоносности.

Врезультате анализа распределения прогнозных ресурсов нефти и газа установлены корреляционные зависимости между строением блоков консолидированной земной коры и структурой перекрывающих их образований осадочного чехла. При прогнозе нефтегазоносности на региональном, зональном и, частично, на локальном уровнях должно учитываться не только строение собственно осадочного тела, слагающего НГБ и его отдельные части, но и всей толщи земной коры и происходящих в ней процессов, в той или иной степени влияющих на характер нефтегазоносности осадочной оболочки и стадий онтогенеза УВ, происходящих в ней.

ВПрикаспийской впадине на всех этапах ее развития прослеживаются дискретные дифференцированные движения блоков фундамента, отраженные в осадочном чехле. Унаследованность древнего структурного плана доказана бурением на таких поднятиях как Тенгиз и Карачаганак, приуроченных к приподнятым блокам фундамента. К пограничным зонам блоков впадины могут быть приурочены разнотипные тектонически экранированные ловушки, а также надразломные и приразломные локальные поднятия. Обобщение материалов, накопленных украинскими геологами в результате поисков нефти и газа в Днепрово-Донецкой впадине, Причерноморье, Крыму,

9

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Волыно-Подолии и других районах Украины, позволило им охарактеризовать роль разломной тектоники в формировании нефтегазоносных провинций (НГП) и областей (НГО), размещении зон нефтегазонакопления и месторождений УВ.

Интерес к нефтегазоносности ристаллического фундамента, а, соответственно и к блоковому его строению значительно возрос в связи с обнаружением «… сначала на площади Ахтырского нефтепромыслового района в Сумской области (скв. Хухринская – 1), а затем на участке Юльевской зоны в Харбковской оюласти в нескольких скважинах были обнаружены промышленные скопления нефти и газа, сосредоточенные непосредственно в верхних частях кристаллического фундамента на глубине более 250 м от его поверхности».

Примечателен вывод об участках Днепрово-Донецкой впадины, наиболее благоприятных для концентрации нефти и газа, тяготеющих к зонам долго живущих региональных разломов в основном се- веро-западного (3050-3150) и северо-восточного (350-450) направлений и к узлам их пересечений.

Анализ данных ГСЗ по Западно-Сибирской плите и степени консолидации земной коры в ее пределах позволяет выделить блоки, разграниченные глубинными разломами, выявить их связь с верхней мантией, рассмотреть строение осадочного чехла и распределение месторождений нефти и газа в зависимости от типа блока. Большинство месторождений приурочено к блокам, которым соответствуют останцы древних складчатых комплексов, минимальное количество месторождений расположено в пределах блоков, соответствующих положению грабен-рифтов и зонам глубокой тектонической переработки. Наиболее отчетливо блоковое строение выражено в домезозойском основании плиты. Типичным примером блоковой структуры является Малоичский палеозойский выступ, расположенный в Нюрольской впадине. Он состоит из различных по величине блоков, разделенных разломами. Скважины, давшие притоки и фонтаны нефти, расположены в разных блоках, в основном наиболее приподнятых. Скважины, пробуренные непосредственно в зонах разломов, притоков обычно не дают. Рассматривая другие подобные примеры, можно сделать вывод - “... разломы не только способствуют проникновению УВ в породы-коллекторы, но и могут быть причиной расформирования залежей при последующих тектонических подвижках”. Обобщение материалов по Западной Сибири в целом показало, что для формирования скоплений УВ в осадочных отложениях земной коры имеют значение преимущественно длительно развивавшиеся “открытые” глубинные разломы. “Залеченные” разломы, заполненные минеральным веществом, не могли быть путями вертикального перемещения УВ.

10