Раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности осадочных бассейнов

В настоящее время на земном шаре выделяется порядка 350 нефтегазоносных или возможно нефтегазоносных осадочных бассейнов. Из этого количества приблизительно в 140 бассейнах уже обнаружены месторождения нефти и газа. На долю чисто газоносных и преимущественно газоносных бассейнов приходится не более двух десятков, или менее 15% от общего их числа. Большинство газоносных бассейнов относится к складчато-платформенному, внутрискладчатому и периокеаническому типам. Для всех них характерно позднее заложенке. Продуктивны главным образом кайнозойские, реже мезозойские образования, содержащие две трети мировых запасов газа. Кроме того, газоносность связана с бассейнами внутриплатформенного типа. Газовые скопления приурочены к отложениям палеозоя. Покрышкой служат мощные эвапоритовые толщи, как, например, в Днепровско-Донецком или Северо-Европейском бассейнах.

Современные методы нефтегеологического районирования и оценки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов, основы которых были заложены еще в тридцатые годы академиком И.М. Губкиным, в настоящее время опираются на осадочно-миграционную теорию происхождения нефти и газа и фундаментальное представление о главной фазе нефтеобразования, обоснованной Н.Б. Вассоевичем. Благодаря этим теоретическим представлениям появилась возможность устанавливать генетические связи, существующие между историей формирования осадочных бассейнов, процессами литогенеза слагающих их отложений, с одной стороны, и процессами преобразования рассеянного органического вещества в нефть и газ и формирования их залежей, с другой.

Нефтегазоносность следует рассматривать как свойство осадочного бассейна, проявляющее себя на определенных этапах его развития, когда субаквальные отложения последовательно проходят условия, благоприятные вначале лишь для газообразования, затем для образования как газа, так и нефти (главная зона нефтегазообразования, совпадающая с глубинами действия температур от 60 до 150° С), и затем снова лишь для образования газа. Такой характер вертикальной зональности позволил Н.Б. Вассоевичу еще в 1954 г. сказать, что газообразование предшествует, сопустствует и завершает нефтеобразование. Идеи о вертикальной зональности нефтегазообразования широкое развитие получили в работах В.А. Соколова, И.В. Высоцкого, С.Г. Неручева, B.C. Вышемирского, А.Э. Конторовича, А.А. Трофимука, А.А. Трофимука и др., Н.Б. Вассоевича, ФА. Алексеева, АЛ. Геодекяна и др., М.С. Бурштара и др.

На кафедре геологии и геохимии горючих ископаемых МГУ проводятся исследования, направленные на разработку комплексной методики прогнозирования нефтегазоносности недр, получившей название историко-геолого-геохимического метода (Вассоевич и др.). Сущность последнего заключается в рассмотрении пространственно-временных соотношений процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Это позволяет во взаимосвязи определять влияние геологических, геохимических, термобарических и других условий на нефтегазоносность осадочных бассейнов, а также на генетической основе проводить раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности региона и оценивать масштабы нефтеобразования.

Теоретическая схема стадийности нефтегазообразования в обычных условиях, как правило, имеет завуалированный характер, видоизменяющийся под влиянием конкретной геологической обстановки формирования осадочного бассейна. Нефтегазогенерационные возможности, масштаб образования углеводородов, а также их тип (нефть, газ, газоконденсат и пр.) для различных литолого-стратиграфических комплексов, слагающих бассейн, и для бассейна в целом определяются условиями образования этих комплексов, характером исходного органического вещества (сапропелевый, гумусовый или смешанный), временем и скоростью последующего погружения. Скорость погружения литологических комплексов определяет величину и длительность термобарического воздействия (и соответствующие этому геохимические процессы), от чего будет зависеть характер и интенсивность генерации углеводородов. Другими словами, можно говорить, что нефтегазоносность однотипных по тектонической номенклатуре осадочных бассейнов определяется в первую очередь особенностями истории их геологического развития.

Сказанное можно проиллюстрировать на примере однотипных в геотектоническом отношении складчато-платформенных бассейнов Юго-Западной и Южной Азии (см. рисунок). Эти бассейны (Персидского залива, Нижнеиндский, Потвар-Пенджабский, Гангский, Ассамский и Бенгальский) расположены на сочленении древних платформ (Аравийской и Индостанской) с альпийскими горными сооружениями Тавра — Загроса, Омана, Сулейман-Киртара, Гималаев, Аракан-Йомы. Общими особенностями бассейнов являются их тектоническая приуроченность к передовым прогибам и сопряженным с ними склонам платформ, асимметричный поперечный профиль, существование ряда выдержанных несогласий, значительные мощности молассовых комплексов неогенчетвертичного возраста. Общая мощность осадочного чехла меняется от 1—6 км на платформенных бортах до 8—15 км в осевых частях передовых прогибов.

Вместе с тем можно наметить и ряд существенных различий, оказавших влияние на качество и количество месторождений углеводородов. Сравнительный анализ строения и развития указанных бассейнов показывает, что в наиболее благоприятных условиях развивался бассейн Персидского залива, относящийся к нефтегазоносным бассейнам — гигантам. Здесь получили распространение нефтяные залежи с газовыми шапками и значительным газонасыщением нефти. Для бассейна помимо огромного объема осадочного выполнения характерны длительность непрерывного прогибания, компенсированного осадконакоплением, унаследованность в плане седиментационных ванн, значительная скорость осадконакопления. Последнее обстоятельство привело к тому, что отложения от среднего палеозоя до плиоцена находились в условиях ГФН. Кроме того, в разрезе имеет место хорошее сочетание нефтепроизводящих толщ с коллекторами и регионально выдержанными верхнеюрскими и нижнемеловыми эвапоритовыми и глинистыми верхнемеловыми покрышками. Это способствовало значительному снижению потерь углеводородов при образовании. Под этими покрышками сосредоточено подавляющее количество нефти и газа. Наличие рифогенных и антиклинальных ловушек способствовало раннему улавливанию углеводородов.

Нижнеиндский газоносный бассейн, имеющий в делом аналогичную природу, что и бассейн Персидского залива, формировался с длительными перерывами: в разрезе отсутствуют отложения верхней юры, в конце мела имела место континентальная обстановка накопления, ванны седиментации в плане смещены. Известна лишь одна региональная глинистая покрышка в верхах нижнего эоцена. Именно под ней сосредоточены все выявленные скопления газа бассейна, извлекаемые запасы которого составляют около 0,5 трлн. м3.

Преимущественная газоносность бассейна может быть объяснена тем, что большая часть генерационного комплекса палеогена еще He вошла в зону действия главной фазы нефтеобразования. А наиболее погруженная ее часть попала в эту зону сравнительно поздно, в четвертичное время. Это находит свое подтверждение в характере изменения состава газа газовых месторождений бассейна. В наиболее приподнятых месторождениях продуктивные горизонты располагаются на глубинах от 0,6 до 1,2 км (Мари — 0,6 км, Лакра — 0,7 км, Хаирпур — 0,6 км, Джакобабад — 1,0 км, Уч — 1,2 км, Зин — 0,9 км). В составе газа преобладают негорючие компоненты: азот, углекислота, метана меньше 50%, тяжелые углеводороды отсутствуют. В более погруженных месторождениях (Суи — 1,27 км, Кандхот — 1,9 км) и в меторождениях складчатого борта (Мазарани — 1,9 км, Сари-Синг — 1,2 км, Хунди — 1,4 км) количество CH4 возрастает до 88%, а тяжелых гомологов метана УВ увеличивается до 3,5%.

Такое же изменение состава газа наблюдается и с глубиной в пределах одного месторождения. В наиболее погруженных залежах появляются конденсат и нефтяная оторочка. Кроме того, в складчатых зонах, обрамляющих бассейн, в отложениях нижнего палеогена и верхнего мела известны нефтепроявления (Гокуртское, Мугалкотское и др.).

Бенгальский бассейн является сравнительно молодым образованием. Его формирование началось в конце мела — в начале палеогена. И хотя мощности отложений значительны, недостаток длительности пребывания отложений в зоне высоких температур привел к тому, что в верхней, изученной бурением части разреза известны пока лишь месторождения газа в Силхетском и Читтагонском районах Бангладеш. Продуктивны песчаники среднего миоцена на глубинах в основном 1—1,3 км. Лишь на месторождении Титас глубина залежи составляет 2,5—3 км. Газ на 95—99% метановый. Неогеновые отложения (песчано-глинистые) рассматриваются как сингенетично газоносная формация. Увеличение с глубиной содержания тяжелых углеводородов позволяет предполагать, что ниже (нижний неоген и палеоген) есть и нефть. Суммарные разведанные запасы газа оцениваются в 150 млрд. м3.

К северу от Нижнеиндского и Бенгальского бассейнов симметрично располагаются два небольших нефтеносных бассейна: Потвар-Пеиджабский и Ассамский. В Потвар-Пенджабском бассейне продуктивны в основном отложения эоцена и юры на глубинах от 2,3—2,7 км (Дулиан) до 4 и 4,5 км (Кот-Саранг и Тут). В залежах отмечается аномальное пластовое давление, соответственно меняющееся от 250 до 420 и 480 ат. Нефти Пот-вара отличаются низким газовым фактором, но увеличивающимся с глубиной. Газовая залежь известна на глубоко погруженном месторождении Дулиан. В Ассамском бассейне нефтеносные горизонты приурочены к миоцену на глубинах от 1 до 2,8—3,3 км. Газовая шапка известна лишь на месторождении Рудрасагар на глубине 3 км.

Таким образом, можно считать, что во всех бассейнах процессы углево-дородообразования имели место. В западных бассейнах они протекали в основном в палеогене, а в восточных — в неогене. В Потвар-Пенджабском и Ассамском бассейнах, испытавших вначале значительное погружение, а затем некоторый подъем (Потварское плато, например, располагается на высоте около 1000 м), произошло заполнение ловушек как Нефтью, так и газом. Газ при отсутствии надежных покрышек улетучился.

Нижнеиндский и Бенгальский бассейны находятся на стадии формирования молассовой толщи. Обнаруженные газовые залежи занимают приподнятые ловушки, Можно предполагать, что на больших глубинах в них будут обнаружены и нефтяные залежи. Наоборот, глубокие горизонты Потвар-Пенджабского и Ассамского бассейнов содержат газовые скопления.

Сравнительный анализ нефтегазоносных бассейнов Индостана показывает, что в настоящее время в Нижнеиндском и Бенгальском бассейнах неогеновые и палеогеновые толщи располагаются в зонах преимущественно газообразования. Процессы нефтеобразования начались сравнительно недавно и проходят на больших (3—4 км) глубинах.

Потвар-Пенджабский и Ассамский бассейны, испытавшие в конце неогена и в антропогене воздымания, лишены газовых скоплений верхней зоны газообразования. Продуктивные горизонты относятся к зоне, отвечающей условиям существования главной фазы нефтеобразования, охватывая интервал глубин до 4—5 км. Ниже должна располагаться нижняя зона газообразования. Ее изучение может привести к открытию газовых залежей.

Таким образом, раздельное прогнозирование нефтеносности и газоносности бассейна должно сводиться к выяснению влияния конкретных обстановок существования бассейна в связи с теоретической моделью нефтегазообразования.