Влияние палеотемператур на процессы нефтегазообразования

На процессы нефгегазообразования большое влияние оказывает температура захороненного в осадочных породах органического вещества, Многие ученые, придерживающиеся органической теории происхождения нефти и углеводородного газа, считают, что основным производителем этих полезных ископаемых является термокаталитическая зона осадочной толщи земной коры. Предполагается, что верхняя граница этой зоны соответствует глубинам распространения в земной коре температурного пояса в 60-80°С (в некоторых районах 115—120°С). Tepмокаталитическая зона подразделяется на верхнюю, нефтегазовую подзону и нижнюю, или метановую.

Стремясь, видимо, придать своим взглядам поисковое значение, сторонники термокаталитического образования нефти и углеводородного газа, используя современный геотермический градиент, привязали эту зону к современным глубинам осадочного чехла земной коры. Так, считается, что максимальная интенсивность процессов образования нефти имеет место на глубинах 2-4 км, в зависимости от геохимических условий нефтегазоносного бассейна и особенностей погружения толщ осадочных пород. Указанный интервал соответствует "главной фазе нефтеобразования" Н.Б. Вассоевича, которая реализуется примерно на тех же глубинах.

Изучение максимальных палеотемператур в осадочных породах по катагенному изменению витринита угольных включений, проводимое в ИГиРГИ под руководством И.И. Аммосова, выявило в ряде районов следы повышенных палеотемператур в нефтегазоносных отложениях, не погружавшихся на глубины, значительно превышавшие 1000 м.

Н.А. Кудрявцев в книге "Генезис нефти и газа" называет несколько нефтеносных территорий, характеризующихся непосредственным залеганием нефтесодержащих осадочных пород на кристаллическом фундаменте, небольшими максимальными палеоглубинами и залежами нефти в условиях, не благоприятных для ее латеральной миграции. В книге указывается на тот факт, что температура в основании осадочных толщ некоторых крупных нефтеносных провинций (Волгo-Уральская и др.) не превышает верхнего температурного предела глубин, на которых начинает проявляться главная фаза нефтеобразования. Используя эти соображения, Н.А. Кудрявцев ставит под сомнение теорию термокаталитического образования нефти и газа из органического вещества горных пород.

В связи с этими обстоятельствами необходимо остановиться на рассмотрении некоторых результатов определений максимальных палеотемператур по отражательной способности витринита, выполненных коллективом Лаборатории парагенеза каустобиолитов ИГиРГИ. Следует сразу отметить, что современные пластовые температуры, как и следовало ожидать, оказались значительно ниже палеотемператур. Для примера можно привести данные В.И. Горшкова по геотермии и палеогеотермии недр южного погружения Татарского свода, Серноводско-Абдулинской впадины и района, расположенного к югу от нее (Волго-Уральская провинция) (таблица).

Учитывая эти данные, вряд ли есть необходимость подробно останавливаться на критике Н.А. Кудрявцевым термокаталитической теории образования нефти и газа из захороненного в осадочных породах органического вещества, поскольку критика эта основывалась не на действительно имевших место температурах (палеотемпературах), а на современных более низких температурах. Нельзя также, на наш взгляд, придавать и всеобщее значение главной фазе нефтегазообразования, особенно тем глубинам, на которых будто бы преобладали основные процессы нефтегазообразования.

В южной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции региональный фон катагенных изменений и палеотемператур продуктивных палеозойских толщ характеризуется увеличением интенсивности от Тиманской антеклизы в сторону Урала. В этом направлении возрастает средняя плотность терригенных пород, уменьшается их пористость, а степень катагенеза угольных включений изменяется от стадий длиннопламенной и газовой в девонских и каменноугольных отложениях Ухтинской антиклинали и Омра-Сойвинского выступа до коксовой и тощей стадий во внутренней зоне Предуральского краевого прогиба. Общий фон осложняется аномалиями, связанными с особенностями геологического развития тектонических зон Печоро-Кожвинского авлакогена, Средне-Печорского поперечного поднятия, некоторых глубинных разломов. В этой части провинции выявлено тг и субмеридиональные зоны примерно одинаковых палеотемператур - в девонских, каменноугольных и нижнепермских отложениях. Зоны смещаются относительно друг друга в восток-юго-восточном направлении, в сторону Колвинской седловины Предуральского прогиба, в указанной стратиграфической последовательности (см. рисунок).

Повышенными стадиями катагенеза и соответственными величинами палеотемператур выделяются девонские отложения на Тэбук-Савиноборской тектонической ступени и южнее, в районе Джебола. Зафиксированные здесь палеотемпературы (160-180°C) выше тех, которые можно было бы ожидать, исходя из реконструкций максимальных погружений осадочных толщ. В Серноводско-Абдулинской впадине Волго-Уральской провинции палеотемпература среднедевонских отложений, залегающих на глубинах 1900-2350 м, не превышала 125°С, а на Западно-Тэбукской и Лемьюской площадях Ижма-Печорской впадины Тимано-Печорской провинции те же самые по возрасту толщи, развитые в интервале указанных глубин, претерпевали палеотемпературы до 190°С. В пределах самой Тэбук-Савиноборской площади катагенез выше, чем в расположенных ближе к Предуральскому краевому прогибу и испытавших большие погружения девонских отложениях Северо-Савиноборской и Восточно-Савиноборской площадей. Далее к востоку, на Пашнинской площади вновь отмечается увеличение палеотемператур до 185°С.

Более высокими палеотемпературами платформенные районы юга Тимано-Печорской провинции отличаются от аналогичных структурных зон Волго-Уральской провинции и по отложениям нижнего отдела каменноугольной системы. Палеотемпературы нижневизейских отложений в пределах платформенной части Волго-Урала, как правило, не превышали 150°С, и только в зоне Чермозского глубинного разлома (Пермская область), Чинаревской и Ташлинской площадей (юг Оренбургской области) достигают 170°С. На территории Татарского свода отражательная способность витринита этих отложений не превышает 74 (10Rа), что примерно соответствует 115°C.

Интересно отметить, что для изученных терригенных отложений девонской и каменноугольной систем Татарского свода характерны минимальные значения отражательной способности витринита во всей Волго-Уральской провинции. Исключение составляет, как это указывалось выше, лишь территория Серноводско-Абдулинской впадины, где развита мощная толща рифейских и вендских осадочных образований. Однако Татарский свод, с точки зрения палеотемператур, можно рассматривать как территорию, где в отложениях девонской и каменноугольной систем существовали благоприятные для нефтеобразования термокаталитические условия. В то же время относительно низкие палеотемпературы, господствовавшие в недрах Татарского свода в процессе его формирования, способствовали сохранению здесь пластов с первоначально хорошими коллекторскими свойствами.

Рассмотренные палеотемпературные различия девон-карбоновых отложений юга Тимано-Печорской и Волго-Уральской провинций могут быть связаны с более интенсивным тепловым потоком, характеризовавшим байкальский фундамент Тимано-Печорской провинции, и более слабым прогревом в зонах относительно более древнего фундамента Волго-Уральской провинции. Аномалии палеотемператур в пределах Тэбук-Савиноборской ступени связаны с местными геологическими особенностями. Повышение палеотемпературы среднедевонских терригенных отложений на Западно-Тэбукской площади до 180°, по-видимому, обусловлено, с одной стороны, тепловым влиянием фундамента, залегающего здесь относительно близко к продуктивным толщам, и с другой, наличием перекрытых осадочной толщей глубинных разломов. На Джьерской и Caвиноборской площадях продуктивные горизонты терригенных девонских отложений отделены от фундамента мощным комплексом додевонских пород и поэтому, несмотря на пребывание их в более погруженных, чем на Западно-Тэбукской площади, условиях, они характеризуются пониженными значениями палеотемператур. На это обстоятельство следует обратить особое внимание, поскольку все исследованные внутри-платформенные впадины Волго-Уральской провинции (Верхне-Камская, Серноводско-Абдулинская), выполненные мощными додевонскими осадочными отложениями, также обладают пониженными палеотемпературными градиентами, рассчитав которые (например, по палеотемпературам бобриковских и среднедевонских отложений), можно с некоторой долей вероятности прогнозировать величины палеотемператур в интересующих нас более древних горизонтах и, таким образом, судить о наиболее перспективных направлениях для поисков в них залежей нефти или свободного газа.

Сравнительно резкое повышение палеотемпературы, зафиксированное в терригенных отложениях девона на Пашнинской площади, можно объяснить воздействием тепловых потоков, поднимавшихся здесь по имеющимся нарушениям сплошности пород несквозного типа. Такого рода местный палеоразогрев пластов пород и связанное с ним формирование положительных палеотемпературных аномалий наблюдается и в некоторых районах Урало-Поволжья. В частности, можно указать на образование обширной аномалии в зоне развития близкого к широтному простиранию Чермозского разлома, вдоль которого и в несколько удаленных от него участках терригенные отложения франского и визейского ярусов прогревались соответственно до 170 и 150 °C.

Характерным как для Тимано-Печорской, так и для Волго-Уральской нефтегазоносных провинций является развитие относительно высоких палеотемператур в палеозойских осадочных отложениях впадин Предуральского краевого прогиба. Особенно высокие значения их фиксируются вдоль внутренних бортов этих впадин.

Указанное явление, по-видимому, связано с процессами распределения глубинных источников тепла и, вероятно, обусловлено приближенным залеганием в этих тектонических зонах к земной коре, по сравнению с Русской платформой, зон "мягкой мантии" (астеносферы), характеризующейся высокими температурами вещества верхней мантии.

Однако следует иметь а виду, что палеотемпературы одновозрастных отложений отдельных впадин неодинаковы. Наименьшие их значения фиксируются в палеозойских отложениях Соликамской впадины, а максимальные — в Верхне-Печорской и Юрюзано-Сылвенской впадинах. Интересно отметить, что имеются и существенные различия в распределении залежей нефти и газа в пределах этих впадин. Так, для Соликамской впадины установлена преимущественная нефтеносность палеозойских отложений, тогда как вдоль восточных бортов Юрюзано-Сылвенской и Верхне-Печорской впадин выявлены газовые и газоконденсатные месторождения.

Высокая стадия катагенеза пермских отложений южной части Ижма-Печорской и Верхне-Печорской впадин способствовала интенсивному термокаталитическому преобразованию органического вещества этих толщ. Здесь в направлении с запада на восток, в сторону Предуральского краевого прогиба, на фоне увеличения палеотемператур и палеопогружений по целому ряду скважин отмечается возрастание относительного количества метана в углеводородных газах замкнутых пор пород пермской системы. Так, по профилю скв. 528, 529, 537, 531 Правобережной площади, где палеотемпературы в пермских отложениях достигали примерно 170°С, содержание метана в углеводородных газах изменяется от 7,1 до 48%. В этой связи показательным является преимущественно метановый состав газовых залежей пермских и каменноугольных отложений Рассохинского, Пачгинского, Курьинского и Вуктыльского месторождений, расположенных в Предуральском краевом прогибе. Интересно, что содержащие нефтяные углеводороды пермские отложения на юге Ижма-Печорской впадины вряд ли испытывали погружения, значительно превышавшие 1000° м.

Сравнительно неглубокими палеопогружениями характеризуются также и нефтесодержащие терригенные отложения визейского яруса Татарского свода и Бирской седловины Волго-Уральской провинции. Однако обнаруженные здесь палеотемпературы (75—100 °C), безусловно, обеспечивали протекание интенсивных термокаталитических процессов нефтеобразозания.

Рассмотренные выше данные позволяют выразить мнение, что термокаталитическое преобразование захороненного органического вещества в нефть и газ в благоприятных палеотемпературных условиях могло протекать на разных глубинах. Поэтому не исключено обнаружение залежей нефти и газа и в тех районах, где мощность осадочного чехла является минимальной, а геологическая обстановка неблагоприятна для латеральной миграции углеводородов.

По данным И.И. Аммосова и его соавторов, основная часть суммарных промышленных запасов нефти (около 80%) мезозоя Западно-Сибирской плиты, неогеновых отложений Северного Сахалина, палеозоя Волго-Урала и каменноугольных отложений Днепрово-Донецкой впадины находится в осадочных породах, в которых отражательная способность витринига (10Ra) составляет 71—81, что приблизительно соответствует интервалу палеотемператур 95—150°C. В связи с этими фактическими материалами возникает необходимость уточнения современных представлений о температурных пределах главной фазы нефтеобразования. Возможно, что и эти границы термокаталитической зоны нефтеобразования окажутся не универсальными.

Все вышеизложенное, на наш взгляд, касается и позднекатагенетического процесса газообразования.