Глубинная и пространственная зональность распространения преимущественно газо- или нефтескоплений

При прогнозировании перспектив нефте- и газоносности отдельных крупных регионов и выбора наиболее оптимальных вариантов целенаправленных поисков нефтегазоносных и преимущественно газоносных территорий необходимо учитывать распространенную в некоторых геологических провинциях зональность в размещении скоплений углеводородов в различном фазовом состоянии. Указанная зональность может быть глубинной, геоструктурной и литолого-стратиграфической.

Глубинная зональность. По мнению некоторых исследователей, до интервалов глубин 1000-1500 м в литосфере происходит образование углеводородов главным образом в газовой фазе образование же жидких углеводородов, т.е. нефти, начинается только при погружении нефтегазоматеринских толщ на глубины более 1,5 км, а по Н.Б. Вассоевичу, чаще всего даже более 2-2,5 км, достигая максимума на глубинах 3-5 км (так называемая "главная фаза нефтеобразования"). Глубже эта зона нефтеобразования вновь переходит в зону преимущественно газовую (метановую).

Некоторые исследователи, придавая приведенным выше величинам интервалов глубин возможного развития "главной фазы нефтеобразования" всеобщее значение, при прогнозировании нефтегазоносности слабоизученных территорий пытаются "теоретически" обосновать бесперспективность для поисков значительных ресурсов нефти отложений, залегающих гипсометрически выше 1,5 км, и возможность обнаружения в указанных отложениях в основном только скоплений газа, приуроченных к верхней зоне газообразования.

Учитывая большое не только научное, но и практическое значение этого вопроса для разработки теоретических основ прогнозирования и выбора вариантов целенаправленных поисков и разведки зон нефте-и газонакопления, необходимо особо рассмотреть этот вопрос.

Выделение так называемой главной фазы нефтеобразования с ограничением ее интервалами глубин более 1,5 км (по Н.Б. Вассоевичу, более 2—2,5 км) не отвечает действительности, т.е. данным, характеризующим фактическое размещение выявленных запасов нефти и газа по интервалам глубин, а также геологические условия распространения регионально нефтегазоносных комплексов во всех нефтегазоносных провинциях континентов Земли.

В нижеследующей таблице приводятся данные размещения начальных извлекаемых запасов нефти и газа гигантских и сверхгигантских местоскоплений по интервалам глубин залегания основных продуктивных горизонтов.

Как видно из приведенных в таблице данных, около 85% запасов нефти и 84% запасов газа гигантских и сверхгигантских зон нефте- и газонакопления, составляющих свыше 70% выявленных на всех континентах Земли запасов углеводородов, приурочены к интервалам глубин от 1000 до 3000 м, в том числе около 52% запасов нефти приурочены к интервалам глубин от 1000 до 2000 м.

В монографии Н.Т. Линдтропа и соавторов приведены данные по распределению выявленных запасов нефти и газа по средним и крупным местоскоплениям зарубежных стран, содержащим около 85% суммарных запасов углеводородов по этим странам в целом. Согласно этим данным, из выявленных запасов нефти и газа указанных групп местоскоплений к глубине до 1200 м приурочены 24,7% запасов нефти и 25,8% запасов газа, к интервалу от 1200 до 3000 м - 69,7% запасов нефти и 62,2% запасов газа; к глубинам свыше 3000 м - около 6% запасов нефти и 12% запасов газа.

Следует, однако, заметать, что сравнительно незначительная доля выявленных запасов нефти и газа глубже 3000 м объясняется сравнительно весьма слабой разведанностью глубокозалегающих комплексов отложений. Имеются все основания предполагать, что по мере увеличения бурения глубоких скважин значительные ресурсы нефти, особенно газа, будут выявлены и в отложениях, залегающих глубже 4 км.

Как установлено обширной мировой и в том числе отечественной практикой поисково-разведочных работ на нефть и газ, в разрезе осадочных образований каждой нефтегазоносной провинции содержится несколько самостоятельных литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий. Это свидетельствует о том, что нефтегазообразование и нефтегазонакопление в ходе геологической истории литосферы происходило неоднократно, имея региональный и периодичный характер, при теснейшей связи с цикличностью процесса осадкообразования. Естественно возникает вопрос: если при наличии соответствующих палеотектонических, палеогеографических и литофацильных условий в пределах каждой нефтегазоносной провинции региональное нефтегазообразование возникало и развивалось неоднократно, то в таком случае сколько же главных фаз нефтеобразования должно выделяться в каждой из этих провинций и каковы критерии их поисков?

Далее, нельзя также согласиться с попыткой привязать "главную фазу нефтеобразования" к глубинам более 1,5 км, а по Н.Б. Вассоевичу, даже часто до 2—2,5 км, придавая указанным интервалам глубин всеобщее значение. Как показывает сравнительное рассмотрение палеогеологических условий распространения регионально нефтегазоносных комплексов в различных нефтегазоносных провинциях нашей планеты, интервалы глубин активизации развития процессов образования углеводородов и распространения их в жидком и газообразном фазовом состоянии в различных геологических условиях неодинаковы.

Глубины погружения, при которых начинается активизация нефтегазообразования из захороняемого в осадке органического вещества и эмиграция рассеянных углеводородов из нефтегазопроизводящих отложений в коллекторы, зависят от природы исходного органического вещества, литологического состава вмещающих отложений, величины палеогеотермического градиента в пределах рассматриваемой территории и продолжительности геологического времени воздействия определенных температур и давления на вмещающие исходное органическое вещество отложения.

Наряду с указанными факторами глубины активации процессов нефтегазообразования в литосфере в значительной степени зависят также от направленности и режима региональных тектонических движений в течение времени накопления рассматриваемого литолого-стратиграфического подразделения и в последующие периоды геологической истории.

При прочих равных условиях величины температуры, а следовательно, и глубины, при которых может начаться нефтегазообразование из захороняемого в осадке органического вещества, в складчатых и платформенных областях будут неодинаковы. В геосинклинальных областях в фазы активизации складкообразовательных движений динамометаморфизм может существенно влиять на процессы превращения органического вещества в направлении нефтегазообразования, что соответственно скажется и на параметрах термодинамических условий нефтегазообразования, а следовательно, и на глубинах его активизации.

На платформенных территориях величины температуры, а следовательно, и глубины нефтегазообразования в различных стратиграфических подразделениях, при прочих равных условиях, могут колебаться в широких пределах в зависимости от режима колебательных движений в течение каждого рассматриваемого отрезка геологического времени. В областях, испытавших во время накопления органического вещества и в последующие периоды устойчивое и сравнительно быстрое (в геологическом понимании этого слова) прогибание, и в областях, характеризующихся после накопления потенциально нефтегазоматеринских отложений относительно медленным прогибанием на фоне неоднократного чередования нисходящих и восходящих движений, величины температуры, а следовательно, и глубины, при которых начнется нефте- или газообразование для одних и тех же стратиграфических комплексов, будут неодинаковы.

В свете приведенных выше данных думается, что попытка обосновать наличие так называемой главной фазы нефте- и газообразования с ограничением ее интервалами глубин более 1500—2000 м не отвечает наблюдаемой на всех континентах Земли геологической действительности, т.е. фактическим условиям распределения выявленных запасов нефти и газа по интервалам глубин и распространения регионально-нефтегазоносных комплексов в пределах многих нефтегазоносных провинций.

Наконец, нельзя не коснуться и самого термина "главная фаза нефтеобразования" в предложенном авторами его толковании. Слово фаза (от греческого слова рhasis - проявление) в геологической науке обычно употребляется для обозначения определенного отрезка геологического времени (периода, этапа и т.д.), к которому приурочено развитие какого-либо естественноисторического геологического процесса.

Так, например, в геологии широко применяются термины "фаза складчатости", "фаза магматической деятельности", "фаза оледенения", "фаза оруденения или рудообразования”, "фаза климатическая" и другие, которыми обозначаются определенные отрезки времени наиболее активного развития каждого из указанных геологических процессов, но отнюдь не интервала глубин, как это предполагается авторами термина "главная фаза нефтеобразования".

Геоструктурная зональность. В некоторых нефтегазоносных провинциях имеет место геоструктурная зональность в размещении скоплений нефти и газа, которая выражается в том, что зоны преимущественно нефте- или газонакопления бывают приурочены к определенным частям крупных геоструктурных элементов платформенных, переходных и складчатых территорий. Так, в пределах ряда предгорных впадин зоны преимущественно нефтеиакопления тяготеют к внутренним пригеосинклинальным, а зоны преимущественно газонакопления — к внешним платформенным их бортам. Сказанное наблюдается, например в СССР - в Предкарпатской и Предкавказской предгорных впадинах, в США - в Предаппалачской и Предарканзасской предгорных впадинах.

На платформенных территориях геоструктурная зональность размещения зон нефте- и газонакопления наблюдается в пределах некоторых сводовых поднятий и сопряженных с ними внутриплатформенных впадин, например, в США - в пределах сводовых поднятий Цинциннати и Амарильо, в России — в Северном Предкавказье (Ставропольский свод). К приподнятым частям названных сводовых поднятий тяготеют зоны преимущественно газонакопления, а к более погруженным их частям или к бортам прилегающих к ним впадин — соответственно зоны нефтенакопления.

Такая геоструктурная зональность в пространственном размещении зон преимущественно нефте- или газонакопления имеет место и в ряде других нефтегазоносных провинций России и зарубежных стран.

В некоторых нефтегазоносных областях в пределах отдельных валоподобных поднятий и антиклинориев также наблюдается зональное размещение местоскоплений нефти и газа.

Литолого-стратиграфическая зональность. Литолого-стратиграфическая зональность в распределении скоплений преимущественно нефти или газа хорошо прослеживается в пределах обширнейших территорий Туранской и Западно-Сибирской плит эпипалеозойских платформ. В пределах Tуранской плиты, например, основная доля выявленных ресурсов газа сосредоточена в отложениях мелового возраста, а нефти — в отложениях юрской системы. В пределах Западно-Сибирской плиты абсолютно преобладающая часть выявленных ресурсов нефти заключена в отложениях нижнего мела, а газа - в верхнемеловых отложениях.

В некоторых нефтегазоносных провинциях отдельные литолого-стратиграфические комплексы характеризуются преимущественно газоносностью. Ярким примером таких литолого-стратиграфических комплексов в Западной Европе могут служить песчаные отложения формации ротлигенд нижнепермского возраста, регионально газоносные в пределах обширных территорий Нидерландской, Западно-Германской и Восточно-Германской впадин и южной синеклизы акватории Северного моря.

В указанной нефтегазоносной провинции Западной Европы, в вышележащих отложениях мезозойской группы (юра, мел), во многих районах обнаружены скопления нефти. Таким образом, здесь имеет место ясно выраженная стратиграфическая зональность в распространении нефти и газа, выражающаяся в том, что в верхней части разреза, а именно в цехштейне верхней перми, в меловых и юрских отложениях, распространены преимущественно скопления нефти, а в нижней, в отложениях нижней перми, главным образом скопления газа.

Примерами литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся преимущественно региональной Газоносностью, в Западной Европе могут служить также отложения угленосной свиты верхнего карбона в Южно-Шотландской впадине Англии, неогена (паннон - турон) в Трансильванской впадине Румынии, плиоцена и плейстоцена в Паданекой впадине Италии и т.д. Резюмируя все сказанное выше, можно сформулировать следующие выводы:

1. В некоторых нефтегазоносных провинциях нашей планеты существует зональность в размещении скоплений преимущественно нефти и Преимущественно газа. Она может быть глубинной, геоструктурной и литолого-стратиграфической.

2. Зональность в размещении скоплений углеводородов в различном фазовом состоянии обусловливается совокупностью геологических, геохимических и термодинамических факторов, основными из которых являются:

а) состав исходного нефтегазоматеринского органического вещества сапропелевого, гумусового или же смешанного гумусово-сапропелевого типа;

б) палеогеографические, палеогеохимические условия накопления и захоронения исходного органического вещества в осадке;

в) характер и степень (стадия) метаморфизма исходного нефтегазоматеринского органического вещества;

г) геологическая продолжительность нахождения нефти и газа после их образования в определенных термодинамических условиях;

д) термодинамические условия пребывания исходного органического вещества во вмещающих отложениях:

е) состав и строение вмещающих углеводороды отложений;

ж) палеотектонические условия бассейна седиментации, т.е. направленность и режим тектонических движений в течение рассматриваемого отрезка времени геологической истории исследуемого бассейна седиментации;

з) условия, способствующие или препятствующие вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов, в том числе наличие и особенности распространения над нефтегазопродуцирующим комплексом отложений покрышек, т.е. практически газонефтенепроницаемых толщ пород.

В зависимости от того или иного сочетания перечисленных выше геологических, геохимических и геофизических факторов абсолютные величины глубины нахождения углеводородов в том или ином фазовом состоянии в разрезе осадочных образований платформенных и складчатых территорий могут колебаться в широких пределах. Поэтому при прогнозировании перспектив обнаружения зон скоплений преимущественно нефти или преимущественно газа в разрезе литосферы необходимо учитывать всю совокупность перечисленных выше факторов в их взаимосвязи.