Глобальная тектоника и проблемы нефтегазовой геологии » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Глобальная тектоника и проблемы нефтегазовой геологии

16.04.2021

На современном этапе научно-технической революции осуществляются новые качественные преобразования в науке и технике. В геологической науке они знаменуются появлением новой концепции глобальной тектоники или тектоники литосферных плит. Среди советских геологов идеи глобальной тектоники развиваются П Н. Кропоткиным, А.В. Пейве, Л.П. Зоненшайн, О.Г. Сорохтиным, С.А. Ушаковым, В.В. Фединским и др.

Эти идеи вызвали коренной переворот в научной геологической мысли и, по выражению некоторых исследователей, обусловили революцию в науках о Земле. Начался процесс переосмысливания устоявшихся представлений о развитии Земли и окружающей ее природы и, в частности, суждений о закономерностях образования и размещения месторождений полезных ископаемых.

Основная сущность этой концепции, связавшей воедино широкий круг фактов из разных областей геологии, геофизики и геохимии, сводится к обоснованию существования в истории Земли шести главных так называемых литосферных плит: Евразиатской, Тихоокеанской, Американской, Африканской, Индийской и Антарктической.

В последующей истории, вследствие дифференциальных движений главных плит, возникли второстепенные плиты типа: Филиппинской, Карибской, Юго-Восточно-Азиатской, Восточной Тихоокеанской, Аравийской и др. Допускается, что Евразиатская плита в прошлом также подразделялась на Европейскую и Азиатскую.

На границах между плитами, согласно данной концепции, сосредоточена практически вся тектоническая, сейсмическая и вулканическая активность Земли. Эти границы по своей природе и характеру тектонических процессов подразделяются на три типа. Первого типа границы выражены рифтовыми зонами срединно-океанических хребтов. В их пределах происходит раздвижение литосферных плит и формирование новой коры. Второго типа границы выражены глубоководными желобами (зонами Беньофа), окаймляющими континенты или островные дуги. В их пределах происходит сближение литосферных плит в виде поддвитов или надвигов и разрушение земной коры. Третьего типа границы представлены так называемыми трансформными разломами, вдоль которых кора не создается и не разрушается. Иногда границы плит представляют собой комбинацию из отмеченных трех типов. Так, например, Аравийская плита отделена от Африки Аденско-Красноморским океаническим хребтом, одноименной системой разломов и разломом Акаба — Мертвое море. От Индийской плиты ока отделена трансформным разломом Оуэн и от Евразиатской — структурами сжатия, прослеживающимися в Иране и Турции.

Считается, что Красное море, на дне которого формируется новая кора, представляет собой зарождающийся океан. Еще один океан зарождается в Калифорнийском заливе. Здесь Срединно-Тихоокеанский хребет переходит в систему разломов Сан-Андреас, Тихоокеанская плита передвигается на северо-запад по отношению к Северо-Американской, последняя в свою очередь движется на запад от Срединно-Атлантического хребта.

Исследованиями установлено, что растяжение, осуществляющееся в рифтовых зонах срединно-океанических хребтов, компенсируется сжатием и поддвигом океанической коры под континентальную в зонах Беньофа по периферии океанов. Растяжение литосферы осуществляется вследствие восходящей ветви конвекционных течений мантии, генерируемых теплом радиоактивного распада, а сжатие - нисходящей (рис. 1).
Глобальная тектоника и проблемы нефтегазовой геологии

Это подтверждается повышенным тепловым потоком в рифтовых зонах срединно-океанических хребтов и минимальным — в пределах глубоководных желобов. На основании тектоники литосферных плит по-новому рассматривается также развитие геосинклиналей. Согласно этим представлениям, литосферные плиты, заключающие земную кору и часть верхней мантии и обладающие толщиной примерно 120—150 км под континентами и 50—60 км под океаническим дном, передвигаются по пластической части мантии -астеносфере.

Вследствие движения литосферных плит и событий, происходящих в зонах их сочленения, происходит возникновение и развитие геосинклиналей. При этом внешние зоны геосинклиналей — миогеосинклинали образуются в пределах шельфа, т.е. на континентальной (сиалической) коре, а внутренние зоны -эвгеосинклинали - в области континентального склона и его подножья, т.е. в основном на океанической (симатической) коре (рис. 2). Это подтверждается нахождением в эвгеосинклинальных зонах офиолитового комплексапород (гипербазиты, габбро, высокометаморфизованные голубые сланцы), являющегося характерным для срединно-океанических хребтов. К тому же эвгеосинклинали отличаются повышенной тектонической и магматической активностью. В них в процессе горообразования вследствие сопутствующего вулканизма, интрузий и метаморфизма значительно (в два-три раза) увеличивается мощность осадочных образований.

Эти особенности в развитии миогеосинклинальных и эвгеосинклинальных зон геосинклиналей объясняют их тектонический стиль. Породы миогеосинклиналей, выраженные, как правило, флишевой и молассовой формациями, получили развитие на континентальной плите, т.е. в более спокойной тектонической обстановке, вследствие чего они менее интенсивно дислоцированы. Породы эвгеосинклинальных зон, накапливавшиеся на океанической коре, резко усложнены складчатостью и дизъюнктивными нарушениями, динамически сильно метаморфизованы и превращены в почти геологически некартируемую область.

Образование горного складчатого сооружения осуществлялось в заключительные этапы развития геосинклиналей в процессе их сжатия. При этом устанавливается два основных типа горообразования. Первый тип -результат схождения плит и поддвига океанической коры под континентальную (кордильерный тип). Второй тип горных сооружений возникает в результате столкновения континента с островной дугой или континента с континентом.

Для горных поясов кордильерного типа примечательным является развитие эвгеосинклинальных и миогеосинклинальных зон, отвечающих соответственно континентальному склону, с примыкающим к нему желобу, и континентальному шельфу. В надвигообразовании в этом случае участвуют клинья океанической коры, движущиеся к океану, и более поверхностные покровы осадочных пород и континентального основания, движущиеся к континенту.

Для горных поясов другого типа характерны совмещения, с одной стороны, осадочных формаций континентального шельфа и континентального склона, а с другой — вулканических формаций жалоба и островной дути. Надвигообразование выражается преимущественно в сторону поглощающейся плиты.

В отдельных случаях горные пояса возникают в результате сложной комбинации механизмов горообразования. Так, эволюция Аппалачского торного пояса происходила в ордовике по кордильерному типу и типу островной дуги, а в девоне — по типу столкновения (Дж. Верц, Дж. Дьюи). Альпийско-Гималайская горная система развивалась с раннемезозойского времени вследствие многочисленных столкновений, собравших вместе все микроконтиненты и островные дуги, разбросанные по Тетис-Индийскому океану. Горная система Урала возникла в результате сложных комбинаций разнообразных по возрасту поясов кордильерного типа, микроконтинентов и вулканических дут, которые затем совмещались при закрытии геосинклинали.

Трансформные разломы, развивавшиеся в большинстве случаев вкрест простирания горных поясов обоих типов, вызывали резкое обрывание линейных зон вулканизма, деформации и метаморфизма геосинклиналей.

Таким образом, согласно новым представлениям, геосинклинали развиваются по краям литосферных плит, в зонах, где осуществляется взаимодействие между континентальной и океанической корой. В процессе горообразования осуществляется перенос пород, накопившихся на океаническом дне, обратно на континент. Здесь они совместно с интрузивными и эффузивными образованиями геосинклинальных областей обусловливают разрастание континентов.

В свете изложенных новых представлений о развитии Земли и основных ее геоструктурных элементов - геосинклиналей находят подтверждение наши суждения о генезисе нефти и газа, их миграции и накоплении в земной коре.

На основании широких обобщений и анализа фактических материалов по условиям нефтегазоносности земного шара в свое время мы сделали заключение, что основное нефтегазонакопление в земной коре осуществлялось в предгорных прогибах и внутригорных впадинах геосинклинальных областей, на платформенных склонах, примыкающих к геосинклиналям, и внутриплатформенных впадинах, развивавшихся по геосинклинальному циклу.

Образование и развитие этих геоструктурных элементов осуществлялось в общей связи с геотектоническим развитием геосинклиналей, обусловленным процессами, происходившими в условиях астеносферы Земли.

В соответствии со схемой образования горных систем, базирующейся на глобальной тектонике, данные геоструктурные элементы являются составной частью внешних зон геосинклиналей — миогеосинклиналей, возникших, как отмечалось, в пределах шельфа континентальной коры. Формирование их осуществлялось в заключительные этапы геотектонического цикла развития геосинклиналей, когда тектонические напряжения достигали своего максимального значения. Это время соответствует периоду, когда океаническая кора, испытывающая засасывание в зоне Беньофа, достигала максимальных глубин погружения. Вследствие этого активизировались различного характера процессы астеносферы, вызвавшие в результате инверсию геотектонического режима.

Мы полагаем, что в этих процессах осуществлялся также синтез нефтяных углеводородов. При этом многокомпонентный состав нефти формировался на более погруженных участках астеносферы, где господствовали критические термодинамические условия, а газа - на относительно возвышенных участках при относительно пониженных температуре и давлении. Процесс синтеза газа мог происходить по схеме

Формирование нефти осуществлялось за счет химических и полиформных превращений метана

до образования всей сложной гаммы нефтяных углеводородов. Синтез нефти мог осуществляться также при взаимодействии карбидов металлов с водой по схеме

Эти процессы минерального синтеза нефти фундаментально обоснованы Е.Б Чекалюком и И.В. Гринбергом. Н.Б. Чекалюк, в частности, отмечает, что нефтепродуктивным слоем мантии может быть известный слой Гутенберга, залегающий под континентами на глубинах 120—200 км. В интервале этого слоя давления изменяются в пределах 30—80 кбар, а температуры — 1200—1800°К. Нефтепродуктивность этого слоя связана, очевидно, с его определенным вещественным составом, т.е. в основном с содержанием двухвалентного железа, воды и углекислоты.

Одновременно с геохимическими процессами синтеза нефтяных углеводородов в условиях астеносферы зарождались и развивались к поверхности литосферы глубинные разломы трансформного типа, служившие, в нашем представлении, каналами, по которым глубинные флюиды поднимались из очагов астеносферы к поверхности земной коры. Наиболее проводящими они были на участках максимального смещения пород, в зонах резкого своего изгибания и пересечения с другими разломами, т.е. там, где осуществлялась максимальная деформация пород.

Надо полагать, что весь процесс - синтез нефтяных углеводородов, миграция их по глубинным разломам к поверхности земной коры, формирование структурно-тектонического плана нефтегазоносных территорий и образование промышленных месторождений нефти и газа — представлял собой единое генетическое целое. Эта взаимосвязь отображена на схеме развития нефтегазоносных провинций (рис. 3). Подчеркнем, что понятие нефтегазоносная провинция, как никакое другое, отображает историю геологического развития нефтегазоносных территорий во взаимосвязи с генезисом нефти и газа. Вместе с тем они характеризуют собой основную закономерность нефтегазонакопления в земной коре,

В пределах нефтегазоносных провинций, в зависимости от условий геологического развития отдельных геоструктурных элементов второго порядка, выделяются районы нефтяного, газового и смешанного накопления. Районы нефтяного накопления располагаются на участках, где поверхность астеносферы испытывает погружение, районы газонакопления — на участках максимального ее воздымания, а районы нефтегазового и газоконденсатного накопления — между ними.

В случае если нефтегазоносная провинция связана с предгорным прогибом или внутригорной впадиной, районы нефтяного накопления располагаются на наиболее прогнутых участках (внутренние зоны предгорных прогибов, центральные депрессии внутригорных впадин), районы газового накопления — на относительно приподнятых участках (внешние зоны предгорных прогибов, бортовые склоны внутригорных впадин). В нефтегазоносных провинциях, связанных с платформенными склонами, примыкающими к геосинклиналям, или внутриплатформенными впадинами, районы нефтяного, газоконденсатного, газонефтяного и газового накопления приурочиваются к отдельным приподнятым и опущенным крупным блокам фундамента, образующим поперечную тектоническую зональность провинции. Нефтяные районы в большинстве случаев располагаются на блоках приподнятого залегания фундамента, газовые, наоборот, — на опущенных, газоконденсатные и газонефтяные — на блоках, занимающих промежуточное положение.

В районах нефтяного, газового и нефтегазового накопления развитие геоструктурных элементов третьего порядка — региональных поднятий и депрессий продольного и во многих случаях поперечного к основному простиранию геоструктурных элементов направлений — обусловило образование зон нефтегазонакопления. Они располагались в большинстве случаев на промежуточных участках между поднятиями и депрессиями, где в истории геологического развития концентрировались породы-коллекторы, аккумулирующие нефть и газ, структуры-ловушки, улавливающие их в процессе миграции, региональные разрывные нарушений - подводящие каналы для мигрирующих нефтяных углеводородов и благоприятная гидрогеологическая обстановка, способствующая сохранению залежей нефти и газа от разрушения.

В пределах зон нефтегазонакопления осуществлялось формирование промышленных месторождений нефти и газа. При этом залежи нефти и газа в месторождениях концентрировались по всему вертикальному разрезу стратиграфического комплекса пород, независимо от их возраста и битумологических особенностей. С глубиной увеличивалось нефтегазонасыщение пород и развивались избыточные аномально высокие давления в залежах. При стечении благоприятных обстоятельств, главным образом при интенсивном развитии глубинных разломов и пересечении их между собой, имели возможность образоваться месторождения-гиганты.

Таким образом, во взаимосвязи развития нефтегазоносных провинций с процессами формирования геосинклиналей по краям литосферных плит находят свое объяснение главные проблемы нефтяной геологии — происхождение нефти и газа, их миграция и образование месторождений нефти и газа.

В дополнение отметим, что из позиций признания мантийного синтеза нефти и газа и миграции их по глубинным разломам логично интерпретируется целый ряд на первый взгляд парадоксальных явлений геологоразведочной практики. Это прежде всего неравномерное распределение нефтегазонакопления в земной коре и в отдельных нефтегазоносных провинциях. Так, на пяти континентах 88% запасов нефти сосредоточено на 71 месторождениях-гигантах из 28 000 выявленных. На 6 месторождениях-супергигантах сконцентрировано 45% всех мировых запасов нефти (кроме социалистических стран). В 24 газовых месторождениях-гигантах из 5000 разведанных сосредоточено 70% мировых запасов газа. В пределах Аравийской нефтегазоносной провинции насчитывается 26 месторождений-гигантов. Среди них 14 - сверхгигантов с запасами от 800 млн. до нескольких миллиардов тонн нефти. Уникальными, самыми богатыми в мире являются месторождения Бурган с запасами 11 385 млн. т и Гвахар - 10 700 млн. т. Эти два месторождения вместе с семью другими содержат в своих недрах 32 млрд. т нефти,или 99% запасов всей Аравийской провинции. Весьма показательными в этом отношении являются битуминозные пески Атабаски, заключающие 84 млрд. м3 нефти, т.е. почти половину мировых запасов.

Процессами миграции нефти и газа по глубинным разломам объясняется концентрация залежей нефти и газа по вертикальному разрезу месторождений и увеличение нефтегазонасыщения в нижних стратиграфических комплексах пород.

Связь нефтегазоносных провинций с геосинклинальными областями объясняет основные периоды нефтегазонакопления в земной коре: постгерцинский и постальпийский. Время образования месторождений нефти и газа в первом случае послепермское, во втором — послеплиоценовое. На этом основании по физико-химическим свойствам выделяются палеозойские и кайнозойские нефти. Кроме того, по групповому составу углеводородов и сопутствующих элементов отличаются нефти предгорных прогибов, внутригорных впадин, платформенных склонов и внутри-платформенных впадин. В принципе же все нефти по своим коренным физико-химическим свойствам однотипны: содержание углерода в них достигает значительных величин и колеблется в небольших пределах -от 83,5 до 87%, содержание водорода - от 11,5 до 14%, изотопов C12/13 -от 91 до 99; H/D - от 3895 до 4436; S32/34 - от 22 до 25%; N - 273 до 277. Это свидетельствует, что образование нефти по всему земному шару происходило в аналогичных условиях. Вторичные изменения их осуществлялись в процессе миграции по глубинным разломам и непосредственно в осадочном комплексе пород в условиях ловушки.

Признание главенствующей роли миграции нефти и газа по глубинным разломам литосферы позволяет более логично объяснить явление избыточных аномальных давлений в нефтяных и газовых залежах. В этом случае имеются все основания полагать, что заполнение глубинными флюидами ловушек происходило под давлением, превышающим давление окружающей среды. Для сохранения в таких случаях избыточных аномальных давлений необходимо лишь присутствие в разрезе перекрывающих ловушки пород непроницаемых покрышек и благоприятной гидрогеологической обстановки.

В свете мантийного синтеза нефти и газа логически объясняется также пониженный общий геотермический фон территорий нефтегазоносных провинций, вызванный, скорее всего, эндотермическими процессами синтеза нефтяных углеводородов, забирающими огромное количество энергии конвекционных потоков астеносферы. Положительные же геотермические аномалии в пределах отдельных месторождений нефти и газа рассматриваются как следствие распада нефтяных углеводородов в условиях ловушки, сопровождающегося выделением тепла.

Наконец, во взаимосвязи развития нефтегазоносных провинций с процессами верхней мантии находят свое объяснение закономерности в формировании солевого и газового состава нефтяных вод. Исследования показывают, что воды нефтяных и газовых месторождений по своему химическому составу и газовым компонентам значительно отличаются от вод погребенных морских. Без особых трудностей выделяются воды, заполнявшие структуру-ловушку до внедрения в нее нефти или газа, и воды, поступившие в коллектирующие породы вместе с нефтью и газом. В подошвенных и контурных водах нефтяных и газовых залежей выделяются гидрохимические аномалии по радию, стронцию, аммонию и гелию и аномалии по концентрации тяжелого изотопа водорода (дейтерия). По химическому составу нефтяные воды в большинстве случаев хлорнатриево-кальциевого типа, со значительной концентрацией солей. Все это говорит о том, что глубинные воды поступали в ловушку, по видимому, вместе с нефтью и газом. He исключается возможность, что поступление нефти и газа а ловушки происходило в чистом виде, т.е. без водных растворов. Ho в этом случае солевой состав и газовые компоненты вод, сопровождающих залежи нефти и газа, несут на себе следы воздействия внедрившихся в ловушку глубинных нефти и газа. В итоге следует отметить, что концепция глобальной тектоники или тектоники литосферных плит значительно укрепляет позиции сторонников неорганического происхождения нефти и газа. Она дает возможность рассматривать проблему происхождения нефти и газа и формирование их залежей комплексно с учетом всех данных геологии, геофизики и геохимии.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: