Закономерности размещения запасов газа в различных бассейнах мира
На основании анализа большого фактического материала по многим бассейнам мира нами предпринята попытка определить закономерности вертикального и площадного размещения разведанных запасов газа, что должно представить теоретический и практический интерес. В теоретическом плане важно установить наличие или отсутствие связи между главной зоной газообразования и глубинным интервалом концентрации запасов газа, т.е. выявить соотношение между основными зонами генерации и аккумуляции газа. С практических позиций представляет интерес установление закономерностей размещения зон максимального накопления запасов газа по вертикали и по площади в бассейнах разного типа.
Нами произведена группировка бассейнов на основании сходства как в размещении запасов, так и по генетическим типам образования газов. Бассейны с запасами менее 100 млрд. м3, как непредставительные, из анализа исключены. По особенностям глубинного размещения запасов газа и генетической общности выделены три группы бассейнов (исключения будут рассмотрены ниже). В первой группе бассейнов разведанные запасы газа концентрируются на небольших глубинах (до 2 км), во второй — на средних (1—4 км), в третьей — на больших (глубже 3—4 км).
В первой группе бассейнов выделены две подгруппы. В первую подгруппу вошли бассейны, в пределах которых запасы газа концентрируются на глубине до 1 км. Это газ специфических скоплений водорастворенного типа, которые наиболее широко распространены в Японии, встречаются в Италии. Тектонически подобные скопления чаще приурочены к впадинам, наложенным на молодые складчатые зоны (Исикари, Нисибецу, Конто и др.). Они выполнены верхнеплиоцен-четвертичными отложениями, которые и являются продуктивными. По некоторым оценкам (Е. Хасидзумз), потенциальные запасы газа залежей такого типа в Японии составляют около 400 млрд. м3. Газ подобных скоплений биохимического происхождения, что определено, в частности, по очень легкому изотопному составу углерода метана bC13 от -6,55 до -7,48%.
Во вторую подгруппу объединены бассейны, в переделах которых запасы газа концентрируются на глубине до 2 км (рис. 1). Тектонически подобные бассейны обычно приурочены к впадинам, как наложенным на альпийскую складчатую зону, так и сформировавшимся в пределах молодых платформ. Продуктивны кайнозойские или верхнемеловые отложения. Во всех бассейнах газ представляет собой продукт начальных стадий катагенеза, чаще преимущественно сапропелевого органического вещества (OB) (Средне-Каспийский, Паданский, Паннонский, Трансильванский, внешний Галф-Кост и другие бассейны), редко-гумусового OB (Западно-Сибирский).
Следующие материалы подтверждают вывод о том, что газ в указанных бассейнах относится к начальной стадии катагенеза OB. Во-первых, газ почти исключительно метанового состава. Во-вторых, он по изотопному составу углерода метана легкий. Ф.А. Алексеев и др. установили, что на Ставропольском своде изотопный состав углерода метана bС13 составляет от -5 до -7% и более. В.Г. Васильев, В.И. Ермаков и др. для газов в сеноманских отложениях севера Западной Сибири приводят данные: bC13 от -5,8 до -6,4%, a U. Colombo, F, Gazzarrini et al. для Паданского бассейна: bC13 от -5,5 до -6,5%. В-третьих, скопления подобного газа приурочены к породам, характеризующимся начальными стадиями катагенеза (например, на севере Западной Сибири в сеноманском комплексе зафиксирована в основном буроугольная стадия преобразования). В-четвертых, в Паданском, Паннонском бассейнах плиоценовые отложения почти исключительно газоносны, нефтяные залежи появляются в более древних миоценовых породах. А если нефть встречена в плиоценовом комплексе, то она распространена главным образом там, где плиоценовые отложения подстилаются миоценовыми. Эти данные говорят о том, что нефтеобразование в указанных бассейнах происходит в породах не моложе миоценовых. Следовательно, газ в плиоценовом комплексе — донефтяной, т.е. начальных стадий катагенеза (этот вывод не касается других регионов, в частности Южно-Каспийского, где нефть в плиоцене, возможно, сингенетична).
Таким образом, газ, генетически связанный с зоной протокатагенеза, в значительном количестве сохраняется только в молодых отложениях (кайнозойских, меловых) в пределах молодых геотектонических элементов (альпийская складчатая зона, молодые платформы).
В следующей группе бассейнов основная часть запасов газа приурочена к средним глубинам 1-4 км (рис. 2). Продуктивны мезозойские и верхнепалеозойские (редко кайнозойские) отложения в основном в пределах молодых платформ, реже — на древних платформах (Североморско-Германский, Амударьинский, Азово-Кубанский, Восточно-Внутренне-Австралийский, Днепрово-Донецкий, Лено-Вилюйский и другие бассейны). Помимо сходства в интервале концентрации запасов газа указанные бассейны объединяют и некоторые другие факторы. Во-первых, основными материнскими отложениями являются угленосно-континентальные, содержащие преимущественно гумусовое OB и генерирующий в основном газ. Подобный вывод по отдельным приведенным бассейнам сделан в работах многих исследователей. Во-вторых, для этих бассейнов характерен тяжелый изотопный состав углерода метана, bС13 от — 2,3 до -3,1% в Североморско-Германском, от -3,0 до -4,1% в Амударьинском, от -3,7 до -4,6% в Азово-Кубанском, от -3,5 до -4,5% в Днепрово-Донецком. Подобный состав присущ газам конечной стадии катагенеза OB. Высокая преобразованность газов подтверждается конкретными замерами степени катагенеза продуцирующих толщ. Например, по данным R. Robert, в южной части Северного моря залежи газа в ротлингенде (нижняя пермь) приурочены только к тем участкам, в пределах которых катагенез нижележащих материнских угольных толщ верхнего карбона изменяется от коксовожирной до тощей стадий (коэффициент отражения 1—2%).
Высокие стадии катагенеза OB обычно имеют место на больших глубинах (более 3—4 км). Зона концентрации запасов газа в большинстве указанных бассейнов располагается непосредственно выше зоны генерации. Колебания в глубинах сосредоточения основной массы газа предопределяются различным положением регионально распространенных герметичных покрышек. В этих бассейнах слабо изучены большие глубины, в пределах которых возможно сосредоточение значительного количества газа.
В третьей группе бассейнов основная часть запасов газа концентрируется на больших глубинах, более 3—4 км (Пермский, Аквитанский) или, согласно имеющимся прогнозным оценкам, должна быть на таких глубинах (Западный Внутренний, Ceверо-Каспийский и др.) (рис. 3). Подобные бассейны выявлены по большей части на древних платформах, продуктивными являются в основном палеозойские отложения реже — мезозойские. По генезису газ является продуктом конечных стадий катагенеза преимущественно сапропелевого OB. Так, по данным R. Robert, в Аквитанском бассейне газовые залежи находятся в зоне тощей стадии катагенеза (Rср° 2—2,5%). Высокопреобразованный характер газов подтверждается утяжеленным изотопным составом углерода метана: bС13 от -3,0 до -4,5%. Высокотемпературную природу газов в Пермском бассейне на глубинах более 3,5 км доказывает W. Pusey, отмечая, что газ распространен в зоне, где палеотемпературы были выше 150° С (следует полагать, что дело не только в температуре более 150°С, но и в длительности воздействия ее на УВ и OB в палеозойских отложениях в этом бассейне). L. Wilson приводит данные о том, что во впадине Анадарко (Западный Внутренний бассейн) при температуре выше 150° С большая часть спор и пыльцы полностью разрушена, что соответствует конечным стадиям апокатагенеза (углеродный коэффициент 70% и более).
При рассмотрении этой группы бассейнов необходимо сделать следующую оговорку. В Западном Внутреннем и Северо-Каспийском бассейнах в настоящее время основная часть запасов газа приурочена к глубинам до 2 км. Однако надо иметь в виду, что большие глубины (глубже 4 км) в этих бассейнах слабо разведаны. По оценкам ряда исследователей, прогнозные запасы газа на этих глубинах больше, чем запасы газа, установленные в интервале до 2 км. На глубинах до 2 км существенного увеличения запасов газа в рассматриваемых бассейнах ожидать не приходится.
Кроме того, необходимо указать на то, что основная масса газа на глубинах до 2 км не сингенетична, а пришла из глубоких впадин. Этот вывод подтверждается тем, что крупные месторождения, обычно сильно влияющие на размещение запасов газа, и прежде всего такие, как Хьюготон-Панхендл и Оренбургское, расположены в пределах бортовых зон глубоких впадин Анадарко и Прикаспийской. Вдали от этих впадин значительных по запасам газовых месторождений нет. Следует учесть также утяжеленный изотопный состав углерода газа в Оренбургском месторождении: bC13 от -3,32 до -4,58%. Лишь в кунгурских отложениях встречаются изолированные скопления газа, имеющие иную характеристику (-5%). Последние считаются сингенетичными, тогда как основная часть газа эпигенетична. Утяжеленный изотопный состав последнего характеризует его высокую превращенность, приход с больших глубин.
Таким образом, сосредоточение крупных запасов газа на небольших глубинах в некоторых бассейнах этой группы обусловлено главным образом подтоком газа из глубоких впадин, а его сохранность - наличием мощных гидрохимических покрышек.
Анализ всех рассмотренных материалов приводит к выводу о том, что довольно четко обособляются две глубинные зоны концентрации запасов газа: верхняя до 2 км, где газ генетически связан с зоной протокатагенеза, и нижняя — глубже 2 км, где газ относится к конечным стадиям мезокатагенеза и к апокатагенезу. Верхняя газовая зона чаще встречается в случае преимущественно сапропелевого OB материнских толщ, реже при гумусовом OB. Вероятно, подобная особенность обусловлена тем, что для образования гумусовым OB большого количества метанового газа на стадии протокатагенеза требуются особые условия, в частности огромное количество исходного OB (что имеет место в Западной Сибири). Ведь известно, что на начальных стадиях катагенеза углей образуется в основном углекислота. По данным U. Colombo et al., Е.А, Рогозиной, В.Л. Соколова, большое количество метана начинает выделяться при катагенезе углей, когда летучих компонентов становится около 30% (что соответствует жирной стадии).
Нижняя газовая зона широко распространена вне зависимости от типа исходного OB. Верхняя газовая зона установлена в молодых кайнозойских и верхнемеловых отложениях в пределах молодых, складчатых зон и молодых платформ. Подобная закономерность обусловлена молодостью генерации и аккумуляции газа в указанных отложениях и хорошими экранирующими свойствами глинистых покрышек (даже не обладающих значительной мощностью), ввиду сохранности в них большого количества набухающих минералов. На древних платформах в палеозойских отложениях газ верхней зоны обычно по большей части не сохранился, прежде всего вследствие длительности диффузии газа.
Нижняя газовая зона в разведанном интервале глубин до 6—7 км распространена на древних и молодых платформах в палеозойских и мезозойских отложениях. В кайнозойском комплексе в указанном интервале глубин она встречается редко. Очевидно, она будет широко представлена на еще больших глубинах, что можно объяснить рядом причин.
1. Главная фаза нефтеобразования в кайнозойских отложениях проявляется на больших глубинах, чаше, очевидно, в интервале от 3 до 6-7 км.
2. Кайнозойские породы нефтегазоносны по большей части в молодых складчатых областях, где осадочный чехол сильно нарушен и поэтому значительно дегазирован до больших глубин,
3. Залежи нефти в рассматриваемом комплексе в складчатых областях образовались и оказались погруженными на большие глубины в геологическом аспекте недавно. Вследствие относительной кратковременности существования нефти для массового преобразования жидких УВ в газообразные необходимы, очевидно, очень высокие пластовые температуры, обычно превышающие те, которые отмечаются на разведанных глубинах до 6 км (150-180° С).
Интерес представляет сопоставление запасов газа верхней и нижней газовых зон. Запасы газа верхней зоны в отдельных бассейнах чаще составляют первые сотни миллиардов кубических метров. Гигантские запасы газа в Западной Сибири пока являются исключением. Запасы газа нижней зоны во многих бассейнах превышают 1 трлн. м3. Если суммировать все разведанные запасы газа по глубинам залегания, то они будут преобладать в нижней зоне. Если исключить из рассмотрения (как не совсем понятную аномалию) такой феномен, как Западная Сибирь, то контраст между верхней и нижней зонами будет еще разительнее. А если учесть, что запасы газа верхней зоны, очевидно, по большей части разведаны, а нижней — безусловно нет, то становится вполне очевидным, что основной резко превалирующей по запасам газа является нижняя зона.
Рассмотрим, какие основные причины обусловили подобное распределение запасов газа.
1. Возможно, что масштабы газообразования в протокатагенезе существенно меньшие, чем в апокатагенезе.
2. Сохранность газа в верхних горизонтах в большинстве случаев хуже, чем в нижних.
3. Запасы газа в нижней зоне складываются не только в результате газогене радии, но также и вследствие преобразования в газ нефти, попадающей в зону апокатагенеза при погружении пород, что в больших масштабах происходит при сапропелевом OB основных материнских толщ. Очевидно, в палеозойских отложениях, при прочих равных условиях, преобразование нефти в газ будет иметь повышенное значение, так как больший объем пород подвергся ГФН (ввиду длительности этого процесса) и оказался в зоне апокатагенеза. Разделить газ, образовавшийся непосредственно из OB и из нефти в нижней зоне, пока не представляется возможным, хотя некоторые исследователи намечают такую возможность. По их данным, при равных условиях метан, образующийся из нефти в результате ее разложения, должен быть легче (bC13 от -4,5 до -5,5 промилле), чем метан из зрелой стадии превращения OB (от -3,0 до -4,0 промилле).
Существование значительных концентраций газа на средних глубинах в бассейнах, где основным является гумусовое OB, и отсутствие подобной зоны при сапропелевом OB можно объяснить рядом факторов. Сапропелевое OB на стадии нефтеобразования генерирует жидких УВ больше, чем газообразных. Вероятно, газа не хватает для полного насыщения нефтей. Поэтому при подтоке газа из зоны апокатагенеза последний по большей части растворяется в нефти. Гумусовое OB на всех стадиях преобразования генерирует преимущественно газ. Поэтомy подток газа снизу на средние глубины может привести к его концентрации здесь в благоприятных условиях.
Из указанных закономерностей в размещении запасов газа встречаются исключения. Например, в палеозойских отложениях герцинских передовых прогибов (Вал-Верде, Аркома, Предаплалачском, Предуральском) газ представляет собой продукт конечных преобразований OB, так как находится в зоне катагенеза, как правило, от стадии коксовой и выше. Однако запасы газа сосредоточены в одних прогибах на больших глубинах, в других - на средних, в третьих - на небольших (рис. 4). Подобное размещение запасов газа во многом определяется сильной нарушенностью осадочного чехла, приведшей к различному вертикальному перетоку УВ.
Имеются отдельные бассейны (Сахарский, Западно-Канадский), в пределах которых в палеозойских отложениях (где материнское вещество является преимущественно сапропелевым) основная часть газа концентрируется на средних глубинах (рис. 5). Однако УВ большинства современных залежей молодые — позднемезозойско-кайнозойского периода генерации и аккумуляции, что способствовало их сохранности. Кроме того, сохранность газа, а также интервал концентрации запасов (1—3 км) обусловлены главным образом глубинным положением герметичной галогенной покрышки (Сахарский бассейн).
Рассмотренные территории характеризуются глубинной зональностью размещения интервалов концентрации запасов газа. Кроме того, вами выделена группа бассейнов, в пределах которых установлена стратиграфическая зональность распределения запасов газа. Приведем несколько примеров.
Для межгорных впадин эпиплатформенного орогена Скалистых гор в США (Бит-Хорн, Уинд-Ривер, Грин-Ривер, Уинта, Пайсенс, Сан-Хуан) характерна следующая закономерность: основная часть запасов газа приурочена к стратиграфическому интервалу разреза: верхний мел - кайнозой. Все нижележащие породы мезозоя и палеозоя преимущественно нефтеносны (рис. 6). Подобное распределение УВ обусловлено спецификой геологического развития территории и, в частности, палеогеографическими особенностями осадконакопления. Активизация древней платформы произошла в ларамийскую фазу складчатости (верхний мел - палеоген). В этот период отложились мощные угленосно-континентальные толщи, генерировавшие повышенное количество газа. Это обстоятельство, а также молодость аккумуляции газа (определившая сохранность значительной его части) обусловили концентрацию газа в верхнемеловом — кайнозойском комплексе. Более древние породы являются в основном морскими, сапропелевое OB которых генерировало преимущественно нефть.
Для эпиплатформенного орогена Тянь-Шаня (Ферганская, Афгано-Таджикская впадины) характерно сосредоточение газа в мезозойских отложениях, а нефти — в кайнозойских. Первые являются преимущественно угленосно-континентальными, вторые - морскими, что в основном и определило указанное распределение газа и нефти.
Как в бассейнах Скалистых гор, так и Тянь-Шаня стратиграфическая зональность размещения запасов газа и нефти прослеживается до глубин, ниже которых, вследствие высоких стадий катагенеза, тип исходного OB уже не играет решающей роли и во всех отложениях будет преобладать газ.
Наиболее отчетливые различия в размещении запасов газа по площади установлены в бассейнах, приуроченных к древним платформам и древним передовым прогибам, с одной стороны, молодым платформам и молодым прогибам, с другой. В пределах первых газ концентрируется в глубоких впадинах (включая и их внешние борта) и в герцинских передовых прогибах. По генезису газ является продуктом конечных стадий катагенеза преимущественно сапропелевого OB на платформах, сапропелевого и иногда гумусового OB - в прогибах. Во вторых газ сосредоточен и в глубоких впадинах и в наиболее приподнятых участках платформ (на сводах). Соответственно газ - образование конечных и начальных стадий катагенеза сапропелевого и часто гумусового OB. Альпийские передовые прогибы (особенно их внутренние борта) являются главным образом нефтеносными до глубин 5-6 км.
Во внутрискладчатых бассейнах преимущественно газоносными являются молодые наложенные впадины (особенно плиоцен-четвертичные), для которых не характерна сильная дислоцированность пород и которые по условиям залегания отложений и типам структур приближаются к платформам. По генезису газ относится к зоне протокатагенеза и диагенеза. В складчатых областях иногда встречаются бассейны, преимущественная газоносность которых обусловлена или чрезвычайно высокой прогретостью недр (Тайвань и др.), или гумусовым OB материнских толщ (Бенгальский бассейн и др.).
Анализ материалов по большому количеству бассейнов мира показал, что размещение запасов газа зависит от многих причин, среди которых основными являются тип исходного OB, степень его диагенетического и катагенетического преобразования, положение зон максимального газообразования, покрышек и др.
Несмотря на то что анализировались разведанные на данном этапе исследований запасы газа, тем не менее удается наметить ряд закономерностей, имеющих определенное теоретическое и практическое значение.
Выявленные глубинные зоны концентрации запасов газа обусловлены главным образом генетическими факторами. При преимущественно сапропелевом OB материнских толщ существуют верхний и нижний максимумы генерации и аккумуляции газа (соответствующие зонам прото- и апокатагенеза). При преобладании гумусового OB отчетливо проявляется нижний максимум. Отчетливо выраженный верхний максимум встречается редко, что вызвано; по-видимому, генерацией органикой угольного ряда на стадии протокатагенеза в основном углекислоты.
Стратиграфическая зональность размещения запасов газа также обусловлена прежде всего спецификой генезиса УВ.
Приведенные материалы показали, что при всей подвижности газа тем не менее он концентрируется по вертикали и площади сравнительно недалеко от областей и интервалов генерации. Устанавливаются довольно отчетливые связи между главными зонами генерации и аккумуляции газа.
На данном этапе исследований бассейны с преимущественно гумусовой органикой содержат большее количество газа, чем бассейны с сапропелевым OB.
С практических позиций наиболее важным выводом является выделение различных групп бассейнов, характеризующихся своими закономерностями концентрации запасов газа по вертикали и но площади, что дает возможность делать научно обоснованный прогноз при планировании геологоразведочных работ.