Факторы, обусловившие продуцирование преимущественно газообразных углеводородов в некоторых осадочных толщах Узбекистана

В ИГИРНИГМ проводились работы по выяснению количественных соотношений газа и нефти в разрезах различных осадочных формаций Узбекистана и прилегающих земель, а также по изучению зависимости этих соотношений от условий образования углеводородных флюидов. В результате получен значительный объем информации по вопросам генезиса углеводородных газов в конкретных осадочных формациях. Результаты частично публиковались в работах А.М. Акрамходжаева и наших.

Эти работы подтвердили, в частности, три важных положения в теории генезиса углеводородных флюидов: а) принцип единства и неразрывности нефтеобразования и газообразования; б) схему, согласно которой газообразование предшествует нефтеобразованию, сопутствует ему и продолжается после его завершения; в) положение о главной фазе нефтеобразования (ГФН), выявленной рядом исследователей, впервые четко сформулированной Н.Б. Вассоевичем.

Эти положения, выкристаллизовавшиеся в основном за последнее десятилетие в результате многочисленных исследований, отвечают на многие вопросы, связанные с проблемой генезиса нефти и газа. Однако в вопросе о количественном соотношении нефти и газа в продукции различных нефтегазопроизводящих свит остается еще много неясного.

Количественное соотношение нефти и газа зависит от условий их образования и миграции. Известны целые области или стратиграфические горизонты, практически только газоносные или нефтеносные. Отсюда вытекает важная задача — охарактеризовать те специфические условия (или комплексы факторов), которые необходимы для газообразования или нефтеобразования. Здесь мы рассмотрим значения двух групп факторов, играющих в нефтегазообразовании, по нашим данным, решающую роль: а) генетический тип органического вещества и качество потенциально нефтегазоматеринских пород (ПНМП); б) глубина погружения ПНМП и температура пласта.

В литературе имеются многочисленные указания на значение для нефтегазообразования палеогеографических и геохимических условий формирования осадков, сохранности последних (и органического вещества) от выветривания и окисления, количества и фациального типа исходной органики, величины расхода OB на восстановление среды и т.д. Учитывая неудобство перечислять в каждом случае все эти показатели, нами было предложено объединить всех их под одним термином "качество потенциально нефтегазоматеринских пород" (ПНМП). На значение качества пород указывалось также в трудах Дж.Филиппи, К.Ф. Родионовой и П.С. Максимова и других исследователей.

Нередко понятие о качестве ПНМП заменяется генетическим типом РОВ, заключенного в породах. Это, безусловно, удобнее и обычно допустимо. Ho при этом упускается фактор количества OB, включенный в понятие ПНМП и имеющий исключительно важное значение.

Изучение качества потенциально нефтегазоматеринских пород Узбекистана позволяет сделать следующие выводы: а) ГФН наступаете случае высококачественных пород (палеоген) при меньших глубинах (при менее жестких термобарических условиях), чем в менее качественных породах (нижне-средняя юра), на что указывали также Н.Б. Вассосвич и А.Э. Конторович; б) ГФГН завершается в случае менее качественных ПНМП раньше (на меньших глубинах), чем в высококачественных ПНМП, причем ГФН и ГФГН занимают в низкокачественных и в высококачественных породах больший интервал глубины: в) особенно важно, что характер продуцируемых углеводородных флюидов различен для разного типа ПНМП: высококачественные породы генерируют нефтегазовую смесь, в которой в ГФН преобладает нефть; среднего качества ПНМП (график II) производят нефтегазовую смесь, в которой количественно доминируют газообразные УВ; наконец, низкокачественные ПНМП (график III) продуцируют практически только газ, а нефти они почти не выделяют ни при каких условиях (см. рисунок).

В Узбекистане высококачественные ПНМП встречаются чаще всего в палеогене, а в Западном и Южном Узбекистане — также в карбонатной толще верхней юры, а средне- и низкокачественные ПНМП — чаще всего в юрских и меловых отложениях. Соответственно к палеогену приурочены обычно нефтяные залежи, а к юре и мелу — газовые и реже нефтяные.

Значение второй группы факторов мы видим в следующем. На примере осадочных отложений Узбекистана установлено, что при достижении глубины в 1,5—2,5 км битуминизация OB резко возрастает, наступает главная фаза нефтеобразования (ГФН). При среднем геотермическом градиенте в этом регионе около 3°С такие глубины соответствуют температурам 60—90°С и более. Несколько глубже происходит интенсивная эмиграция накопившихся битумоидов из пелитовых материнских пород в коллектор — наступает новая фаза, которую можно было бы назвать главной фазой генерации нефти (ГФГН). ГФГН является следствием ГФН, тесно переплетается с нею.

Согласно данным по изучению глин и аргиллитов, в нижне-среднеюрских отложениях Западного и Южного Узбекистана ГФГН наступает в пределах глубин 3,0—3,6 км (100—120°С). Подобные сведения получены нами также по юрским отложениям Устюрта, по палеогену и юре Ферганы и по некоторым другим отложениям. В целом ГФН и ГФГН в осадочных бассейнах Узбекистана проявляются совершенно четко. Важно отметить и то, что они хорошо увязываются с характером нефтегазоносности различных частей территории. Кроме того, имеющиеся материалы и методы позволили рассчитать количество жидких и газообразных углеводородов, эмигрировавших из материнских пород на разных глубинах их погружения.

На основе всех этих данных общая схема нефтеобразовани и газообразования представляется мам в следующем виде (см. рисунок). Графики на рисунке построены путем нанесения на ось ординат количества газообразных и жидких углеводородов, эмигрировавших из материнских глинистых пород на каждом 500-метровом интервале по мере их погружения. Причем приведены схемы отдельно для трех типов OB — для преимущественно сапропелевой (график I), преимущественно гумусовой (график II), относительно чистой гумусовой (график III) разностей OB. Следовательно, графики показывают интенсивность генерации углеводородов газа и нефти в зависимости от типа OB и от глубины погружения (или максимального палеопогружения) в специфических условиях осадочных бассейнов Узбекистана.

Как показывает рисунок, весь процесс продуцирования углеводородов материнской породой (по крайней мере при сапропелевом или смешанном OB) можно разделить на 4 зоны: 1) самую верхнюю часть до глубины нескольких десятков (возможно, до 100—150) метров занимает фаза биохимического г азообразования; 2) ниже, от 100 200 м до 2,5—3 км расположена верхняя геохимическая зона газообразования, охватывающая стадии катагенеза Б и Д. Здесь образуется весьма большое количество газа, особенно на стадии Б, но подавляющая часть этого газа, по-видимому, рассеивается, а на формирование залежей частично идет лишь в нижней части зоны, начиная со стадии Д и ниже; 3) зона продуцирования нефтегазовой смеси; 4) нижняя геохимическая зона газообразования, находящаяся в интервале от 4—6 км и глубже, где также продуцируется большое количество углеводородных газов.

Примечательно, что в нижней части второй и верхней части четвертой зон выделяемые материнскими породами газы богаты гомологами метана, а в других частях "сухие".

Ранее считалось, что после первой (биохимической) зоны газообразования постепенно начинается зона продуцирования нефтегазовой смеси. Как видно из изложенного, между этими двумя зонами располагается широкий интервал (от 100—150 м до 2,5—3 км), где происходит геохимический процесс газообразования. Существование такой специфической и, следовательно, самостоятельной зоны доказывается следующими фактами. Во-первых, как показал анализ битум инологических данных, произведенных за последние годы, хотя интенсивное нефтеобразование начинается на глубинах 1,2—1,5 км, генерация (выделение ее из материнских пород) происходит только на 3—6 км. Во-вторых,согласно данным расчета на основе методов автора и В.А. Успенского, в интервале 0,1-3,0 км породы выделяли большие количества УВ (5—7% на вес исходного OB). На основе этих двух фактов можно сделать вывод, что в указанном интервале, от 0,1 км до 2,5—3 км происходит геохимический процесс газообразования и продуцирования газа.

Еще до получения этих доказательств был сделан вывод, что в нефтегазоносных бассейнах Узбекистана нефть продуцируется на глубинах порядка 2,5—6 км, а выше и ниже этого интервала генерируется газ. Исходя из этого, А.М. Акрамходжаевым и нами еще в 1967—1968 гг. высказывалось предположение, что типично нефтеносные в Фергане палеогеновые отложения на глубинах 5—6 км и более в центре впадины могут быть газоносными, что подтвердилось открытием газовой залежи в палеогене на площади Чуст-Пап на глубине 5600 м. Имеется и другой чрезвычайно интересный факт: как известно, в северо-западном Приаралье палеогеновые отложения залегают в интервале 0,3—1,2 км, и здесь они газоносные, причем признаков нефти здесь не отмечалось.

Таким образом, палеогеновые отложения, в которых OB обычно преимущественно сапропелевое, ПНМП высококачественные, газоносны на малых (до 1,5 км) и больших (> 5—6 км) и нефтеносны на средних глубинах, что полностью подтверждает изложенное. В нижне-среднеюрс-ких и меловых отложениях, для которых характерно преимущественно гумусовое OB (график II), обнаружено много газовых залежей, в том числе крупных (Газли, Самантепе, Наип, Ачак, Байрамали, Шатлык и др.) и заметно реже встречаются скопления нефти, что также согласуется с приведенной схемой.

Однако изложенное не значит, что юрские отложения всюду малоперспективны на нефть. Так, в Южном Узбекистане и Юго-Восточной Туркмении (район Сурхандарьи, Гаурдака) к келловей-оксфорду приурочены довольно мощные (до 200—300 м) нефтегазоматеринские слои, с содержанием в породах в среднем 2,5—3% OB преимущественно сапропелевого характера, причем толща погружалась здесь до 4—5 км и более. Расчеты, произведенные нами недавно, показали, что верхнеюрская карбонатная толща продуцировала в этом районе огромные количества углеводородов - до 2-4 млн. т на площади в 1 км2; к тому же, согласно изложенной выше схеме, половину эмигрировавших из материнских пород углеводородов составляли жидкие разности. Эти показатели дают основание предположить, что районы юго-востока Туркмении и юга Узбекистана в их подсолевой юрской части могут быть чрезвычайно богатыми как на газ, так и на нефть.