Генезис газа как основа научного прогнозирования поисков газовых и газоконденсатных месторождений » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Генезис газа как основа научного прогнозирования поисков газовых и газоконденсатных месторождений

16.04.2021

Долговременное и перспективное планирование народного хозяйства и его различных отраслей выступает в настоящее время как совершенно очевидная экономическая необходимость. При этом планировании важнейшее значение приобретает научное прогнозирование развития технических средств, технологических процессов и прежде всего сырьевых и энергетических ресурсов. В этой связи задача прогноза становится все более и более четкой и определенной функцией геологической науки, особенно прикладной геологии. В полной мере это относится и к геологии природного газа, к прогнозу газовых ресурсов, потребность в которых возрастает быстрыми темпами.

Мировой опыт разведки недр последних десятилетий обогатился открытием большого числа разнообразных нефтегазоносных регионов. Обобщение полученной при этом информации и данные специальных исследовательских работ значительно расширили познания о закономерностях распределения нефти и газа в земной коре и сущности процессов газо- и нефтегенерации.

К числу важнейших достижений нефтегазовой геологии и геохимии относятся следующие исследования:

1) выявление общих закономерностей формирования и распределения месторождений нефти и газа;

2) учения о вертикальной зональности газо- и нефтеобразования и главной фазе нефтеобразования, в разное время выдвинутые как теоретические схемы и подтвержденные впоследствии практикой поисковых работ во многих нефтегазоносных регионах;

3) взаимосвязь газоносности с распространением угленосных и субугленосных формаций;

4) изучение на природных объектах и путем экспериментального моделирования основных этапов диагенетической и катагенной эволюции органического вещества (OB) и генерируемых им углеводородов (УВ), а также принципиальных различий в составе и масштабах газо- и нефтеобразования для двух крайних генетических типов OB — гумусового и сапропелевого.

В итоге этих исследований определились некоторые пространственные и генетические закономерности газоносности недр, которые и составляют современную теоретическую основу геологического прогноза газоносности.

Обобщение данных о распределении запасов газа свидетельствует об относительной обособленности скоплений газа и скоплений нефти при сходстве или единстве материальных источников их генерации, т.е. различных форм и типов органического вещества осадочных толщ. Подавляющая часть разведанных запасов природного газа (более 90%) находится не совместно с нефтью, а заключена в чисто газовых или газоконденсатных залежах (месторождениях), и эти последние встречаются не изолированно, а группами, которые составляют газоносные или преимущественно газоносные зоны и районы. Более того, обнаруживаются преимущественно газоносные (или нефтеносные) провинции или даже бассейны. Таким образом, в распределении залежей газа так же, как и нефти - ископаемых единого генетического ряда, наблюдается пространственная упорядоченность, региональная обособленность или зональность.

Проблема надежного прогноза газоносности состоит прежде всего в определении уверенных критериев количественной оценки газообразования и газонакопления, а также в опознании ведущих факторов, ответственных за формирование региональных зон преимущественной или исключительной газоносности. Эта проблема должна решаться, главным образом, путем изучения генезиса и закономерностей накопления природного газа.

I. Генерация газа. Явление направленного изменения органического вещества пород в процессе диагенеза и затем катагенеза и сопряженного с ним изменения масштабов генерации газа и нефти получило наименование вертикальной (глубинной) зональности нефтегаэообразования. По многим признакам образование жидких нефтяных углеводородов локализовано в узких границах стадии среднего катагенеза и происходит на основе термокаталитического процесса преобразования OB. Газообразование протекает на всех стадиях диагенеза и катагенеза, т.е, в широком диапазоне термодинамических условий и на основе различных природных процессов преобразования OB - биохимического, термокаталитического и термического разложения OB. Таким образом, процесс газообразования по сравнению с процессом нефтеобразования является более универсальным природным процессом. Более универсальны и вещественные источники газообразования - породы с различными фациально-генетическими типами органического вещества. По фациально-генетическому типу OB различаются нефтегазопроизводящие и газопроизводящие толщи. Общепризнано, что органическое вещество сапропелевого типа продуцирует как нефть, так и газ, тогда как гумусовое вещество в процессе углефикации генерирует преимущественно газообразные углеводороды и среди них, главным образом, метан. Отсюда следует, что угленосные и континентально-субугленосные формации, характеризующиеся наиболее высокими содержаниями в породах органического вещества гумусовой природы, необходимо относить к газопроизводящим отложениям.

В соответствии с современными представлениями вещество угля является полимером, состоящим в основном из ароматических ядер различной степени конденсированности, объединенных в макромолекулярную систему гидроароматическими, мостиковыми соединениями и линейно-полимеризованными углеводородами. Процесс катагенеза этого сложного вещества выражается в потере функциональных групп, уменьшении количества боковых углеводородных цепей и конденсации ароматических ядер с разрушением мостиковых связей. Ранние стадии углефикации сопровождаются образованием кислородсодержащих соединений и метана. На средних стадиях катагенеза совместно с метаном отщепляются и его тяжелые гомологи. При достижении углем высоких стадий катагенеза, когда ароматические ядра достигают значительной конденсированности, выход гомологов метана вновь снижается. При этом возрастает выделение метана и, возможно, водорода.

Баланс газов, образующихся в процессе углефикации, изучался на основе теоретических расчетов рядом исследователей. Сравнение расчетов метанообразования, выполненных разными авторами по различным методикам, показывает, что оценки близки между собой. Это позволяет с определенной уверенностью производить расчеты масштабов генерации газа. Можно принять, что количество метана, генерируемого при образовании 1 т бурого угля, составляет 68 м3, жирного — 230 м3, тощего — 330 м3. При достижений антрацитовой стадии общий объем газообразования оценивается величиной более 400 м3/т. Эти значения как бы усредняют данные различных авторов и могут быть приняты для оценок газогенерирующей способности угленосных и континентальных отложений с учетом содержания концентрированного и детритно-рассеянного органического вещества.

С целью проверки и уточнения расчетных данных сотрудниками ВНИИ Газ был осуществлен цикл исследований по экспериментальному моделированию процессов газообразования в недрах с породами, содержащими OB гумусового, сапропелевого и смешанного типов. Предварительно десорбированные образцы подвергались длительному нагреванию (от 100 до 300°С) и сжатию (до 2000 кг/см2) в вакуумированной камере. Состав свободно выделявшейся газовой фазы обнаружил определенные зависимости от типа OB, его начальной степени метаморфизма и температуры воздействия.

Во всех случаях активное газообразование фиксируется уже при температуре 100°C и, как правило, возрастает с увеличением температуры. Увеличивается при этом и доля углеводородных газов (достигая более 80% в углях высоких стадий катагенеза). Неуглеводородная часть представлена окисью и двуокисью углерода (преобладает в гумусовом OB), азота (преобладает в сапропелевом OB) и водородом. Последний не учитывался в теоретических расчетах, а его содержание в газах достигает 20-30%. Известен он и в природе. В опытах с гумусовыми углями объем и доля генерации углеводородных газов последовательно возрастают с увеличением стадий катагенеза исходных образцов от 2-3% на буро-угольных стадиях до 80% и более в составе газов углей коксовой и отощенно-спекающейся стадий. Hа высоких стадиях катагенеза фиксируется и максимальное выделение (до 35%) тяжелых углеводородов (до C6 включительно). Это дает основание связывать с угленосными толщами возможность в определенных геологических ситуациях образования значительных количеств и жидких углеводородов - конденсатов и нефтей. На буроугольной стадии преобладает выделение окиси и двуокиси углерода (до 95%). В противоположность этому на ранних стадиях катагенеза OB сапропелевого типа выделение углеводородных газов сравнимо по объему и доле с теми, что наблюдаются на стадии среднего катагенеза углей.

С 1968 г. сотрудниками ВНИИГаз проводится изучение мезозойских угленосных и континентально-субугленосных формаций на территории молодых плит бывш. СССР. В результате этих исследований были впервые изучены количественные содержания различных форм угольного вещества, исследовано поле метаморфизма и на этой основе произведены региональные оценки масштабов газообразования в осадочных толщах, наглядное представление о которых дают карты плотностей газообразования.

В нижне-среднеюрских отложениях Северного Кавказа широко распространены зоны с плотностями газообразования, оцененными от 1500 до 3000 млн. м3/км2, при средних значениях 2000 млн. м3/км2.

На основе аналогичных расчетов в юре западной части Средней Азии за счет угольного вещества без учета глубоких недр Амударьинской впадины и Предкопетдагского прогиба могло образоваться свыше 1000 трлн. м3 метана.

По интенсивности газообразования в нижнемеловых — сеноманских отложениях Западной Сибири выявляется характерная зональность. Зоны минимальной плотности (до 1000 млн. м3/км3) тяготеют к бортовым частям плиты, а также к полосе перехода угленосных отложений покурской свиты в толщи морских образований. К центру плиты плотность газообразования возрастает до 2000—3000 и 7000 млн. мэ/км2 и более.

Для всей территории, на которой развиты отложения покурской свиты, а также континентальные и прибрежно-морские отложения неокома, объем образованного метана оценивается в 4000 трлн. м3 при средней плотности 2400 млн. м3/км2. Надо полагать, что генерация газа в континентально-субугленосных толщах составляет мощную ветвь газообразования, происходящего в осадочных бассейнах.

Более сложными являются расчеты масштабов генерации газа, образующегося при катагенезе сапропелевого OB, поскольку в балансе новообразованных веществ на средних этапах его эволюции (главная фаза нефтеобразования - ГФН) значительную часть составляют жидкие углеводороды. Кроме того, недостаточно изучен вопрос о масштабах генерации газа сапропелевым веществом на различных этапах диагенеза и катагенеза. Судя по экспериментальным данным ВНИИГаз, количество газов из сапропелевого OB прогрессивно увеличивается от низших к средним стадиям катагенеза (майкоп Северного Кавказа), и в пределах последних (ГФН) выход углеводородных газов в расчете на 1 т исходного OB сопоставим с таковым для гумусового типа OB (угли). На высоких стадиях катагенеза (от жирной до полуантрацитовой) по расчетным данным предполагается максимальный выход углеводородных газон.

Важной частью проблемы генезиса газа является вопрос о путях его распределения в процессе длительной истории геологического развития территорий. Представляется, что подведение, баланса образования и распределения газа, несмотря на сложность, обусловленную большой его миграционной способностью, во многом может способствовать правильной оценке перспектив газоносности и подсчету прогнозных ресурсов газа.

Принципиально возможны следующие пути распределения образовавшегося газа: 1) растворение в подземных водах; 2) сорбция породами; 3) рассеяние в атмосферу; 4) образование свободных газовых скоплений.

В соответствии с этим общая формула газового баланса принимает следующий вид: Qг = Qp + Qс + Qcв + Qa, где Q объемы газа соответственно генерированного, растворившегося в водах, сорбированного породами, образовавшего залежи и мигрировавшего в атмосферу. Возможность образования газовых скоплений определяется уравнением: Qсв = Qг - (Qр + Qc+ Qа). Величины генерированного, растворенного и сорбированного газа поддаются достаточно достоверному определению. Сложнее оценить величину Qа.

Возможность более точного учета вероятных потерь газа открывается при расчете баланса для коротких этапов геологического развития, размежеванных формированием региональных газоупоров, перерывов в осадконакоплении, тектонических инверсий, приводящих к размыву и дегазации отложений. Расчет объемов образовавшегося за время этапа газа осуществляется на основе реконструкции процесса катагенеза во времени, что не встречает затруднений при знании особенностей современного поля метаморфизма.

В качестве примера можно привести расчет баланса распределения газа, образовавшегося в процессе углефикации органического вещества нижнемеловых — сеноманских отложений Западной Сибири.

Генерация газа происходила в толще с высокой песчанистостью (до 75% и более) при отсутствии сколько-нибудь выдержанных глинистых пластов. В этой связи газы, отщеплявшиеся в процессе углефикации в период от нижнего мела до конца сеноманского века, попадали в зону активного водообмена, их накопление было практически исключено и они должны быть отнесены к категории потерь в атмосферу. Углефикация к этому времени достигла средней буроугольной стадии.

В туронском веке начинается новый этап генерации и распределения газа, происходящих уже в условиях хорошо изолированной системы, поскольку угленосные и субугленосные отложения были перекрыты исключительно надежным и мощным экраном верхнемеловых глин.

В северных районах Западной Сибири за время от турона до конца раннего олигоцена в условиях непрерывного погружения интенсивность катагенеза была наиболее значительной, в результате чего угольное вещество достигло здесь поздней буроугольной и начальной длиннопламенной стадий. Генерация газа оценивается от 500 млн. м3/км2 в прибортовой зоне до 3000-4000 млн. м3/км2 в Надым-Тазовском междуречье. Этими объемами в сущности исчерпывается все постсеноманское газообразование в северных районах, поскольку уже в среднем олигоцене (в результате регионального подъема территории) процесс углефикации по существу закончился.

Средняя мощность отложений составляет 1100-1200 м, следовательно, для полного их насыщения (растворение и сорбция) на площади 1 км2 потребуется плотность генерации газа около 2000 млн. м3/км2. Поскольку средняя плотность генерации составляет 3500 млн. м5/км2, количество избыточного газа определится в 1500 млн. м3/км2. Потери газа за счет диффузии очевидны, но за кайнозойское время они не могли превысить 10% генерированного газа, что составит около 500 млн. M3/км2. Газовый баланс (в млн. м3/км3) выразится цифрой: Qсв = 3500-2000-500 = 1000 млн. м3/км2. Следовательно в Надым-Тазовском междуречье на каждый квадратный километр в свободной фазе могло находиться около 1000 млн. м3 метана. Эта величина удовлетворяет имеющимся оценкам потенциальных запасов газа в меловых (сеноманских) отложениях севера Западной Сибири. Расчеты показывают, что при условии непосредственного перекрытия газопроизводящих отложений региональным экраном коэффициент аккумуляции газа может составить 10—15%. В более сложно построенных территориях (типа Северного Кавказа) коэффициент аккумуляции снижается до 1-2%. Такой подход к оценке газового баланса открывает пути к оценке перспектив газоносности на генетической основе.

II. Общие закономерности распределения газа в осадочных породах. Анализ распределения ресурсов нефти и газа в различных нефтегазоносных регионах бывш. СССР и за рубежом свидетельствует о наличии пространственной связи газоносных зон с распространением угленосных и субугленосных формаций либо с осадочными комплексами, где органическое вещество находится на начальных (до глубин 1000-2000 м) или заключительных (глубины более 4000-5000 м) этапах катагенной эволюции. Следовательно, формирование зон преимущественной газоносности в значительной степени обусловлено факторами, определяющими фациально-генетический тип исходного органического вещества и степень его катагенного преобразования. Под влиянием этих факторов формируется генетическая зональность распределения газовых, либо нефтяных скоплений. Во многих случаях генетическая зональность газо- и нефтеобразования как бы консервируется и обнаруживается в видимом распределении залежей газа и нефти в недрах нефтегазоносного бассейна (НГБ) или провинции.

В качестве примеров сохранения генетической принадлежности зон и областей газонакопления к угленосным и вмещающим их формам может быть указана преимущественная газоносность следующих регионов: апт-альб-сеноманских отложений севера Западной Сибири; утленосных толщ карбона Днепровско-Донецкой впадины; нижне-среднеюрских отложений Восточно-Кубанской и Амударьинской впадин; пермских отложений Северного моря, газоносность которых генетически связана с подстилающими угленосными формациями карбона; угленосных пенсильванских пород бассейна Аркома (США); субугленосных отложений свиты морроу (пенсильваний) во впадине Анадарко (США); повышенная газоносность угленосных отложений олигоцена-эоцена Галф-Коста по сравнению с преимущественно морскими миоценовыми (США) и тд.

О том, что угленосные формации играют значительную роль в процессах генерации и накопления природного газа, свидетельствуют и такие данные: около 65% разведанных ресурсов газа бывш. СССР содержатся непосредственно в углесодержащих, главным образом континентальных отложениях. Наиболее отчетливо приуроченность основной части запасов газа к угленосным толщам выражена в мезозойских отложениях, в которых на долю угленосных и континентальных образований приходится около 80% их общего объема.

Генетическая зональность, обусловленная различиями в стадиях катагенеза сапропелевого и смешанного типа РОВ, может быть проиллюстрирована на примерах ряда нефтегазоносных регионов и бассейнов.

С низкими стадиями метаморфизма органического вещества связаны: многочисленные проявления сухого метанового газа (вплоть до полупромышленных притоков) в плиоцене Прикаспийской впадины; преимущественная газоносность третичных отложений платформенного склона Предкавказья и в особенности Ставропольского свода; газоносность третичных отложений Северного Устюрта; наличие небольших по запасам залежей сухого метанового газа в плейстоцен-плиоценовых отложениях Галф-Коста (США); преимущественная газоносность верхнеюрских отложений Березовского района Западной Сибири; газоносность третичных отложений в долине р. По (Италия) и др.

Примерами преимущественной или исключительной газоносности отложений, обусловленной высокими стадиями катагенеза сапропелевого и смешанного типов OB1 являются: отложения карбонатных свит элленбергер и арбокл (Cm—О1) на глубинах свыше 4,5-5,0 км в Пермском и Западном Внутреннем бассейнах США; там же на больших глубинах карбонатные и терригенно-карбонатные породы свит фасселмен и хантон (S-D); терригенные породы нижнего карбона и верхнего девона юго-восточной части Днепровско-Донецкого бассейна; мезозойские карбонатно-терригенные отложения свит смаковер и норфлет (J3) во Внутреннем соленосном бассейне США, на глубинах свыше 6 км; мезозойские карбонатно-терригенные породы в глубоких горизонтах Аквитанского бассейна (Франция); палеозойские отложения бассейнов Скалистых гор (США), на глубинах свыше 4,5-5,0 км и др.

В нефтегазоносных бассейнах с преимущественно палеозойским осадочным выполнением нижняя зона генерации сухого метанового газа фиксируется начиная с глубин 4,5-5,0 км (рис. 1). В бассейнах с мезозойско-кайнозойским выполнением на тех же глубинах вскрываются зоны нефте-газогенерации или преимущественной газогенерации (рис. 2).

Таким образом, выяснение принадлежности изучаемой части разреза или интервала глубин к определенной генетической зоне является необходимым этапом для качественного прогнозирования зон преимущественной или исключительной газоносности.


Однако анализ разведанных ресурсов нефти и газа по глубинам и площади нефтегазоносных регионов показал, что объемы концентрированных форм УВ (залежи) и соотношение жидких и газообразных фаз определяются не только принадлежностью к генетическим зонам, но зависят также от ряда других геологических факторов. Во многих нефтегазоносных регионах первоначальная генетическая зональность деформируется и истинное распределение нефтяных и газовых ресурсов подчинено вторичной или морфологической зональности. Ведущими в становлении последней являются факторы, контролирующие условия миграции, аккумуляции и сохранности углеводородных скоплений, неоднозначные для газовых и нефтяных залежей. Отсутствие надежных газоупоров и тектоническая нарушенность часто приводят к значительной дегазации недр и перераспределению газа в вышележащие генетические зоны. И то и другое вызывает сдвиг зональных границ и искажения первоначальных соотношении между зонами нефте- и газоносности.

Влияние дегазации. Наиболее яркие примеры влияния дегазации верхних частей разреза дают: палеозойские нефтегазоносные бассейны (Пермский, Западный Внутренний, Тимано-Печорский, Волго-Уральская область Северо-Каспийского бассейна), а также геосинклинальные борта передовых прогибов (Азово-Кубанский, Средне-Каспийский); краевые (Южно-Каспийский бассейн) и центральные (группа Калифорнийских бассейнов) части бассейнов межгорных впадин альпийского орогенеза. Судя по степени геохимической превращенности OB осадочных пород и свойствам нефтей, в этих НГБ на глубинах до 4—5 км вскрываются генетические зоны верхней газогенерации и нефтегазогенерации (ГФН). Однако неблагоприятные условия сохранности газа (дегазация в течение длительного геологического времени в НГБ древних платформ и значительная тектоническая нарушенность на геосинклинальных бортах и бассейнах межгорных впадин) обусловили их преимущественную или исключительную нефтеносность.

Влияние вертикальной миграции. О значительных вертикальных перетоках нефтей, в особенности газа, свидетельствует наличие геохимических типов УВ, чуждых данной генетической зоне, что прослеживается во многих нефтегазоносных бассейнах и особенно в осложненных соляным и грязевым диапиризмом (Галф-Кост, Днепровско-Донецкий, Южно-Каспийский, Северо-Каспийский).

Аналогичным примером может служить платформенная часть Средне-Каспийского бассейна, где в местах отсутствия соленосной покрышки титона происходит интенсивная дегазация мезозойского комплекса и частичная концентрация газа под майкопской покрышкой.

Можно сказать, что газовые гиганты севера Западной Сибири создала вертикальная миграция. Формирование этих гигантов обусловлено концентрацией газа под туронской покрышкой при генерации его всей мощной субугленосной толщей усть-тазовской серии.

Повышенная газоносность карбона Волгоградского Поволжья объясняется как генетическим фактором (присутствием субугленосных пород в карбоне), так и, вероятно, перетоком газа из девонских отложений, где отсутствуют надежные региональные газоупоры.

Вертикальной миграцией газа из глубоких частей разреза (генетических зон исключительной или преимущественной газогенерации), по-видимому, объясняется повышенная газоносность центральных частей впадин с глубин 3,5-4,0 км в мегабассейнах с мощным осадочным выполнением (Южно-Каспийский, Галф-Кост).

Влияние латеральной миграции. Искажающее влияние латеральной миграции на генетическую зональность фиксируется во многих нефтегазоносных регионах и часто связано с эффектом дифференциального улавливания углеводородов в цепи последовательно расположенных ловушек. Наиболее распространены следующие случаи.

1. В некоторых регионах наблюдается полное вытеснение нефти газом, мигрирующим вверх по региональному восстанию пластов. Массы газообразных УВ как бы "выплескиваются" за пределы областей и зон преимущественного газообразования, что приводит к формированию периферийных поясов преимущественной или исключительной газоносности. Особенно ярким примером этого служит формирование газоносных зон на периферии глубоких впадин (Восточно-Кубанская, Амударьинская впадины, Оренбургское месторождение на борту Прикаспийской и Хьюготон-Пенхендл-Анадарской впадин).

2. Частичное оттеснение нефти газом в процессе латеральной миграции и формирование мощных поясов нефтеносности происходит: а) в краевых частях бассейнов и особенно в "тупиковых" участках на путях латеральной миграции (поднятие Центрального Канзаса в Западном Внутреннем бассейне США, Башкирский и Татарский своды на севере Северо-Каспийского бассейна); б) в областях отставания в погружении, расположенных в центральных частях нефтегазоносных бассейнов (Вартовский, Сургутский свод в Западно-Сибирском, Центральная платформа в Пермском, Прикумско-Тюленевский вал в Средне-Каспийском бассейнах). И все же, несмотря на несомненное искажение первоначальной генетической зональности процессами дегазации и миграции углеводородов, выяснение принадлежности изучаемой части разреза или интервала глубин к определенной генетической зоне является необходимым этапом для качественного прогнозирования зон преимущественной или исключительной газоносности, который должен предшествовать количественным подсчетам прогнозных ресурсов.

Несмотря на значительное многообразие, определенные группы нефтегазоносных бассейнов характеризуются некоторыми общими закономерностями (зональностью) распределения в их пределах ресурсов нефти и газа. Намечается, по крайней мере, три типа региональной зональности: зональность древних бассейнов, молодых плит и молодых межгорных впадин. Для бассейнов, расположенных в теле докембрийских платформ и выполненных преимущественно палеозойскими отложениями (Тимано-Печорский, Северо-Каспийский, Западный Внутренний (США), Пермский (США) и др.), характерна преимущественная или исключительная нефтеносность периферийных участков, верхних членов осадочного чехла (за исключением частей разреза с преобладанием гумусового OB), преимущественная газоносность прогибов и особенно глубоких впадин. В НГБ этого типа большая, если не основная, часть ресурсов газа заключена в недрах глубоких впадин и на прилежащих крутых склонах последних. Верхняя газовая зона, как правило, отсутствует в результате неблагоприятных условий сохранности газа в течение длительного геологического времени.

В нефтегазоносных бассейнах молодых платформ проявляется трехчленная зональность: газоносность глубин до 1500—2000 м; нефтегазоносность в интервале 2000-5000 м; преимущественная, но не исключительная газоносность глубоких впадин. При этом газовые месторождения, как правило, приурочены к унаследованным сводовым поднятиям и моноклинальным склонам платформенных частей, а нефтяные - к прогибам; большие глубины прогибов характеризуются преобладанием газоконденсатных залежей (Средне-Каспийский, Азово-Кубанский, Западно-Сибирский, Внутренний соленосный и др.). В пригеосинклинальных частях бассейнов предгорного чипа зона преимущественной нефтеносности опускается до глубин более 5—6 км, что связано с плохими условиями сохранности газовых залежей. Для бассейнов молодых плит в большей степени, чем для палеозойских, характерно широкое распространение гумусового типа OB, что предопределяет в ряде случаев преимущественную газоносность в их пределах отдельных статиграфических комплексов (нижнемеловые и юрские отложения Восточно-Кубанской впадины) или бассейнов в целом (Амударьинский).

Своеобразный тип зональности выявляется для межгорных впадин, выполненных кайнозойскими и мезозойскими отложениями. В них отсутствует внешний пояс газоносности (западный борт Южно-Каспийско -го НГБ) или фиксируется преимущественная нефтеносность разреза до глубин 5,0-6,5 км (Калифорнийская группа бассейнов). Это обусловлено значительной тектонической нарушенностью и крайне неблагоприятными условиями сохранности газовых месторождений.

III. Основные направления поисково-разведочных работ на газ. Одним из перспективных направлений поисково-разведочных работ на газ и в меньшей степени на нефть является освоение глубоких горизонтов (глубже 5 км). Углеводородные скопления на больших глубинах представляют собой значительный резерв для газонефтедобывающей промышленности бывш. СССР, особенно в старых нефтегазоносных регионах, где фонд перспективных структур до глубин 4,0-5,0 км очень ограничен, а разведанные ресурсы газа уже в значительной мере истощены (Северный Кавказ, Нижнее Поволжье, Днепровско-Донецкий регион). Обобщение опыта освоения глубоких горизонтов за рубежом и в бывш. СССР свидетельствует о том, что в интервале глубин 4-7 км имеются все необходимые и достаточные условия для генерации, аккумуляции и сохранности газовых, газоконденсатных и реже нефтяных скоплений.

Рассмотрение карты перспективных земель бывш. СССР на срезе 5 км показывает (рис. 3), что остаточная мощность осадочного чехла в различных нефтегазоносных бассейнах изменяется от 1—2 до 10—17 км. Наиболее обширные перспективные на газ и нефть области выделяются в пределах Северо-Каспийского, Тимано-Печорского, Южно-Каспийского НГБ в Европейской части и Западно-Сибирского, Тунгусского, Лено-Вилюйского, Хатангского и Каракумского бассейнов — в Азии.
Генезис газа как основа научного прогнозирования поисков газовых и газоконденсатных месторождений

При прогнозировании характера газонефтеносности глубоких горизонтов учитывали имеющийся опыт освоения больших глубин и различия в типах зональности для бассейнов молодых плит и древних платформ. В глубоких горизонтах бассейнов древних платформ вскрывается нижняя зона газогенерации, чем и обусловливается их преимущественная газоносность. В бассейнах молодых платформ на тех же глубинах расположена зона нефтегазогенерации и преимущественной газогенерации, что предполагает возможность обнаружения на глубинах 5—7 км в этих НГБ газовых и в меньшей степени нефтяных скоплений. Преобладание гумусового типа OB в глубоких горизонтах некоторых бассейнов молодых платформ (юрские отложения Азово-Кубанско, о, Каракумского и Лено-Вилюйского НГБ) обусловливает их преимущественную или даже исключительную газоносность.

Вторым направлением является проведение геологоразведочных работ в районах распространения угленосных н континентальных отложений.

В пределах Европейской части бывш. СССР и Средней Азии широким развитием пользуются юрские угленосные и континентальные формации, слагающие нижние горизонты осадочного чехла молодых плит. Начиная с нижнего мела, областями мощного накопления континентальных толщ становятся районы Сибири и в особенности территория Востока и Северо-Востока. Здесь можно выделить ряд перспективных для поисков газа впадин: Новосибирскую, группу Чукотских впадин (Раучанская, Олойская и др.) и северо-восточную часть Индигиро-Зырянского прогиба.

Предварительные оценки вероятных масштабов генерации природного газа в перечисленных районах идентичны тем, которые были определены для угленосно-континентальных толщ мезозоя молодых платформ Северного Кавказа, Средней Азии и Западной Сибири. Поэтому есть основания предполагать, что в благоприятных структурно-литологических условиях масштабы накопления газа в этих районах могут оказаться также весьма значительными.

Таким образом, рассмотренные закономерности генерации газа и распределения нефтяных и газовых ресурсов во многих нефтегазоносных бассейнах приводят к выводу, что решающее влияние на формирование зон преимущественной газоносности оказывают две группы факторов:

1) факторы, определяющие фациально-генетический тип исходного органического вещества (условия осадконакопления и диагенеза) и степень его катагенной преобразованности (тектонический и термобарический режим, длительность воздействия последнего на OB, каталитическое влияние пород), под влиянием которых формируется генетическая зональность;

2) факторы, контролирующие условия миграции, аккумуляции и консервации углеводородных скоплений (структурные преобразования во времени и пространстве, распределение коллекторов и нефтегазоупоров, гидрогеологические условия и другие), ответственные за возникновение вторичной или морфологической зональности.

Установленные критерии дают возможность при условии комплексного анализа выделить в пределах перспективных территорий области и районы преимущественной газоносности как основу для целенаправленных поисков газовых и газоконденсатных месторождений.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: