Природа сверхгигантских скоплений нефти и газа Текст научной статьи по специальности «Геология»

Научная статья на тему 'Природа сверхгигантских скоплений нефти и газа' по специальности 'Геология' Читать статью
Pdf скачать pdf Quote цитировать Review рецензии
Авторы
Коды
  • ГРНТИ: 38.53 — Геология месторождений нефти, газа и конденсатов
  • ВАК РФ: 25.00.12
  • УДK: 553.98;552.578.2

Статистика по статье
  • 2478
    читатели
  • 234
    скачивания
  • 0
    в избранном
  • 0
    соц.сети

Аннотация
научной статьи
по геологии, автор научной работы — Краюшкин В. А.

В сеете многих данных, касающихся сверхгигантских нефтегазовых скоплений Канады, Саудовской Аравии, США и Венесуэлы, кероген осадочных пород не имеет никакого отношения к происхождению нефти и природного газа. Они неорганического генезиса, образовались из небиотических субстанций в условиях температуры 900°С или более под земной корой на глубине, превышающей 50 км, и мигрировали оттуда вверх по глубинным разломам в осадочную толщу и ее кристаллический фундамент.

Научная статья по специальности "Геология месторождений нефти, газа и конденсатов" из научного журнала "Геология и полезные ископаемые мирового океана", Краюшкин В. А.

 
close Похожие темы научных работ
Читайте также
Читайте также
Рецензии [0]

Похожие темы
научных работ
по геологии , автор научной работы — Краюшкин В. А.

Текст
научной работы
на тему "Природа сверхгигантских скоплений нефти и газа". Научная статья по специальности "Геология месторождений нефти, газа и конденсатов"

УДК 553.982.061.33
В.А. Краюшкин1
ПРИРОДА СВЕРХГИГАНТСКИХ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
В сеете многих данных, касающихся сверхгигантских нефтегазовых скоплений Канады, Саудовской Аравии, США и Венесуэлы, кероген осадочных пород не имеет никакого отношения к происхождению нефти и природного газа. Они — неорганического генезиса, образовались из небиотических субстанций в условиях температуры 900°С или более под земной корой на глубине, превышающей 50 км, и мигрировали оттуда вверх по глубинным разломам в осадочную толщу и ее кристаллический фундамент.
Сейчас часто слышатся почти апокалиптические пророчества, вопиющие об якобы неизбежном, неотвратимом и близком конце нефтегазовой эры и призывающие отречься от использования нефти и природного газа, переведя наши индустриальные сообщества на снабжение энергией от ветряных мельниц, лучей лунного света и т.п.
Однако, во-первых, запасы нефти и газа не только не уменьшаются, но, наоборот, все увеличиваются и увеличиваются. Например, с 1 января 1998 г. до 1 января 2007 г., мировые доказанные (извлекаемые) запасы нефти возросли на 40 808 млн т (47 364 млн м3), а природного газа — на 31 043 млрд м3. В 1998 г. эти запасы исчислялись139 664 млн т (162 097,5 млн м3) нефти и 144 049 млрд м3 природного газа, в 1999 г. — 141 680 (164 438) и 145 699,5, в 2000 г. — 139 184 (161 540,5) и 145 740,5, в 2001 г. — 140 884,5 (163 514,5) и 149 487, в 2002 г. — 141 247 (163 935) и 154 382, в 2003г. — 166 148 (192 836) и 155 800, в 2004 г. — 173 399 (201 251,5) и 171 854, в 2005 г. — 175 027,5 (203 142) и 171 059, в 2006 г.
— 177 170,5 (205 629) и 172 785 [43], а в 2007 г. — 180 729,5 млн т (209 461 млн м3) нефти и 175 086,5 млрд м3 природного газа [53], свидетельствуя, что прирост запасов нефти и газа ежегодно превышал их добычу.
Во-вторых, этих запасов, разрабатывающихся 807 172 скважинами и давших в 2006 г. около 4000 млн т нефти и 2800 млрд м3 газа, человечеству достаточно на 45 лет и 62,5 года соответственно, хотя во многих странах ситуация, конечно, иная. Так, согласно [44], собственных извлекаемых запасов нефти хватит Ираку на 247 лет, Кувейту на 143 года, Абу Даби на 136,5 лет, Венесуэле на 106, Ирану на 92 года, Саудовской Аравии на 84, Ливии на 70,5 лет, Азербайджану на 63 года, Канаде на 55,5 лет, Нигерии на 32 года, Алжиру на 29,5 лет, Казахстану на 28, Индии на 22 года, России на 20 лет, Австралии на 18, Анголе на 17, Бразилии на 15, КНР на 14,5, Мексике на 13, Индонезии на 12,5, США на 11,
© В.А. Краюшкин1
1 Институт геологических наук НАН Украины
Норвегии на 9,5 и Соединенному Королевству на 6 лет, имея в виду нынешний уровень нефтедобычи в каждой из этих стран.
В-третьих, в 2006-2007 гг. начал опытно-промышленно осваиваться Канадой, Норвегией, США и Японией принципиально новый и баснословно богатый (166,55-1017 м3 метана) углеводородный источник энергии
— метаногидрат, который в виде “горючего льда” (113-1017 м3 метана) и “подледного метана” (53,55-1017м3 СН4) залегает в недрах вечномерзлотных областей материково-островной суши и в плейстоцен-современных донных осадках на 93-95 % площади Мирового океана [13]. При мировой нефтегазодобыче, равной 2804-109 м3 (4 млрд м3 нефти и 2800 млрд м3 природного газа), человечеству будет достаточно “горючего льда” и “подледного метана” почти на шесть миллионов лет (5 939 720 лет)!
В-четвертых, за последние 30 лет увеличилось и количество стран, имеющих и разрабатывающих залежи нефти и газа в своих земных недрах и публикующих данные о нефтегазовых ресурсах. Так, в 1976 г. их опубликовали 47 стран — Абу Даби, Австралия, Австрия, Алжир, Аргентина, Афганистан, Бангладеш, Бахрейн, Бразилия, Бруней, Венесуэла, Габон, Дания, Дубай, Египет, Индонезия, Ирак, Иран, Испания, Италия, Канада, Катар, Колумбия, Конго (Браззавиль), Конго (Заир), Кувейт, Ливия, Малайзия, Мексика, Мьянма (Бирма), Нейтральная Зона, Нидерланды, Нигерия, Норвегия, Оман, Пакистан, Перу, Саудовская Аравия, Соединенное Королевство, США, СССР, Тринидад и Тобаго, Тунис, Франция, Шарджа, Эквадор и Япония. Кроме того, имели нефтегазодобычу или месторождения нефти и газа, но не опубликовали в 1976 г. их запасы еще 29 стран — Албания, Ангола, Барбадос, Болгария, Боливия, Венгрия, Вьетнам, ГДР, Израиль, Индия, Иордания, Камерун, КНР, Куба, Марокко, Новая Зеландия, Польша, Рас-аль-Хайма, Румыния, Сирия, Таиланд, Тайвань, Турция, ФРГ, Чехословакия, Чад, Чили, Эфиопия и Югославия [35]. В 2007 г. было уже 107 стран, опубликовавших свои запасы нефти и газа. Среди них — все вышеупомянутые, а также 16 приобретших суверенитет или объединение — Азербайджан, Белоруссия, Германия, Грузия, Казахстан, Киргизия, Литва, Россия, Сербия, Словакия, Таджикистан, Туркмения, Узбекистан, Украина, Хорватия, Чехия и 19 принципиально новых нефтяных стран — Белиз, Бенин, Берег Слоновой Кости, Гана, Гватемала, Греция, Ирландия, Йемен, Мавритания, Намибия, Папуа Новая Гвинея, Руанда, Сомали, Судан, Суринам, Танзания, Филиппины, Экваториальная Гвинея и Южная Африка (табл. 1). Недавно первые нефтяные и газовые месторождения открыты и готовятся к подсчету запасов и разработке в Уганде и Восточном Тиморе [4, 25], так что количество стран, имеющих нефть и газ в земных недрах, уже равно 109 (без исчезнувших ГДР, СССР, ФРГ и Югославии).
Наибольшие доказанные запасы нефти, на 1 января 2007 г. равные 169 094 млн т (93,5 % мировых), находятся в земных недрах всего 19 стран Азии, Африки, Европы и Америки, а природного газа, равные 163 281 млрд м3 (более 93 % мировых запасов), — в 24 странах Азии, Африки Америки и Европы. 100 947 млрд м3 (57,67 % мировых запасов) природного газа разведано и осваивается всего тремя государствами —
Таблица 1.
Суммарные текущие доказанные (извлекаемые) запасы нефти и природного газа на 1 января 2007 г. и количество действующих нефтяных скважин [53]
№ Извлекаемые запасы: Количество скважин,
п/п нефть, млн т газ, млрд м3 дающих нефть
1 2 3 4 5 -
АВСТРАЛИЯ И АВСТРАЛАЗИЯ
1 Австралия 218 860 1 325
2 Новая Зеландия 7 25,5 72
3 Папуа Новая Гвинея 33 345,5 44
Итого: 258 1 231 1441
АЗИЯ
4 Абу Даби 12 630 5 621,5 1 200
5 Азербайджан 959 849,5 130
6 Афганистан - 49,5 -
7 Бангладеш 4 141,5 41
8 Бахрейн 17 92 496
9 Бруней 150,5 391 779
10 Вьетнам 82 192,5 28
11 Г рузия 5 8,5 281
12 Дубай 548 113 200
13 Израиль 0,5 36 6
14 Индия 770,5 1 075 3 674
15 Индонезия 589 2 769 8 331
16 Ирак 15 753 3 172 1 685
17 Иран 18 667 27 583,5 1 120
18 Иордания 0,1 6 4
19 Йемен 411 478,5 1 402
20 Казахстан 4 109,5 2 832 705
21 Катар 2 083 25 785 421
22 Киргизстан 5,5 5,5 -
23 Китай 2 192 2 265,5 71 542
24 Кувейт 13 561,5 1 543 790
25 Малайзия 411 2 124 788
26 Мьянма 7 283 450
27 Нейтральная Зона 685 28 578
28 Оман 753 849,5 2 298
29 Пакистан 39,5 793 204
30 Рас-аль-Хайма 13,5 34 7
31 Саудовская Аравия 35 589 6 782,5 1 560
32 Сирия 342,5 240,5 . 132
33 Таджикистан 1,5 5,5 ■■■■ - -
34 Таиланд 40 417,5 905
35 Тайвань 0,5 8,5 , . 71
36 Туркменистан 82 2 832 2 460
37 Узбекистан 81,5 1 841 2 190
38 Филиппины 19 98,5 11
Продолжение табл. 1
1 2. 3 4 5
39 Шарджа 205,5 303 49
40 Япония 8 39,5 145
Итого: ¡¡0 816,5 91 690 104 683.
АФРИКА
41 Алжир 1 681 4 580,5 1 285
42 Ангола 1 096 56,5 1 068
43 Бенин 1 1 8
44 Габон 274 28 393
45 Гана 2 22,5 3
46 Египет 507 1 656,5 1 267
47 Камерун 55 110,5 255
48 Конго (Браззавиль) 219 90,5 460
49 Конго (б. Заир) 24,5 1 150
50 Кот Д’Ивуар 13,5 28 9
51 Ливия 5 680 1 491 1 472
52 Мавритания 13,5 28 -
53 Марокко 0,1 1,5 7
54 Мозамбик - 127,5 -
55 Намибия - 62 -
56 Нигерия 4 961,5 5 151,5 2 379
57 Руанда - 56,5 -
58 Сомали - 5,5 -
59 Судан 685 85 9
60 Танзания - 6,5 -
61 Тунис 55 65 239
62 Чад 205,5 - 250
63 Экваториальная Гвинея 150,5 37 38
64 Эфиопия 58,5 25 -
65 ЮАР 205,5 - 28
Итого: 15 888 13 717 9 320
ЕВРОПА
66 Австрия 1 16 905
67 Албания 27 1 1 338
68 Белоруссия 27 3 -
69 Болгария 2 5,5 100
70 Венгрия 3 8 875
71 Германия 50 255 1 006
72 Греция 0,5 1 12
73 Дания 175 72 217
74 Ирландия 10 -
75 Испания 20,5 2,5 3 300
76 Италия 82 164 207
77 Литва 1,5 - -
78 Нидерланды 13,5 1 416 203
79 Норвегия 1 075 2 331 801
Продолжение табл. 1
1 2 3 4 5
80 Польша 13 165 512
81 Россия 8219 47 578 38 173
82 Румыния 82 63 6 000
83 Сербия 10,5 48 646
84 Словакия 1 14 -
85 Соединенное Королевство 531 481 1 360
86 Турция 41 8,5 852
. 87 Украина . 54 1 104,5 1 353
88 Франция 16,5 9,5 463
89 Хорватия 10 30 864
90 Чехия 2 4 -
Итого: 10 464 53 790,5 59 187
СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
91 Канада 24 549 1 641 58 966
92 США 2 980 5 788 507 928
. Итого: 27 529. 7 429 566 894
ЦЕНТРАЛЬНАЯ АМЕРИКА
93 Барбадос 0,5 0,2 11
94 Белиз 1,0 - ' ' -
95 Г ватемала 11,5 - 20
96 Куба 17 71 251
97 Мексика Г 692 412 3 052
Итого: 1 7 22 483,2 3 400
ЮЖНАЯ АМЕРИКА
98 Аргентина 338 455,5 15 874
99 Боливия 60 679,5 346
100 Бразилия 1 613 306 11 995
101 Венесуэла 10 960,5 4 315,5 15 669
102 Колумбия 199 113 7 644
103 Перу 127 247 4 660
104 Суринам 15 - 523
105 Тринидад и Тобаго 100 531,5 3 821
106 Чили 20,5 98 315
107 Эквадор 619 - 1 044
Итого: 14 052 6 746 61 891
ВСЕГО: 180 729,5 175 086,5 807172
Ираном, Катаром и Россией, а 131 711 млн т нефти (73 % мировых) находятся в земных недрах только семи стран — Абу Даби, Венесуэлы, Ирака, Ирана, Канады, Кувейта и Саудовской Аравии (табл. 2).
В мировом балансе запасов нефти и природного газа на 1 января 2007 г. (табл. 1) доля Австралии и Австралазии (см. табл. 1) определяется суммарными текущими доказанными извлекаемыми запасами 258 млн т нефти и 1 231 млрд м3 природного газа, т.е., соответственно, 0,14 % и 0,7 % мировых.
Таблица 2
Самые богатые нефтью (более 1000 млн т) и природным газом (более 1000 млрд м3) страны Азии, Африки, Европы, Северной и Южной Америки, согласно данным на 1 января 2007 г.[53]
№ п/п Текущие доказанные запасы нефти, млн т Страна № п/п Текущие доказанные запасы газа, млрд м3 Страна
1 35 589 Саудовская Аравия 1 47 578 Россия
2 24 550 Канада 2 27 584 Иран
3 18 667 Иран 3 25 785 Катар
4 15 753 Ирак 4 4 783 Саудовская Аравия
5 13 562 Кувейт 5 5 788 США
6 12 630 Абу Даби 6 5 622 Абу Даби
7 10 960 Венесуэла 7 5 151 Нигерия
8 8 219 Россия 8 4 580 Алжир
9 5 680 Ливия 9 4315 Венесуэла
10 4 962 Нигерия ю 3 172 Ирак
11 4 110 Казахстан 11 2 832 Казахстан
12 2 980 США 12 2 832 Туркменистан
13 2 192 КНР 13 2 769 Индонезия
14 2 083 Катар 14 2 331 Норвегия
15 1 692 Мексика 15 2 266 КНР
16 1 681 Алжир 16 2 124 Малайзия
17 1 613 Бразилия 17 1 841 Узбекистан
18 1 096 Ангола 18 1 657 Египет
19 1 075 Норвегия 19 1 641 Канада
ВСЕГО: 169 094 млн т (93,5% мировых запасов нефти) 20 1 543 Кувейт
21 1 491 Ливия
22 1 416 Нидерланды
23 1 105 Украина
24 1 075 Индия
ВСЕГО: 163 281 млрд м3 (более 93 % мировых запасов природного газа)
На долю Азии (см.табл. 1) приходятся запасы нефти 110 816,5 млн т и запасы природного газа 91 690 млрд м3, что соответственно составляет
61,3 и 52 % мировых текущих извлекаемых запасов.
Африка имеет запасы нефти и газа в земных недрах 25 стран (см. табл. 1). Их совокупные текущие доказанные запасы нефти исчисляются 15 888 млн т, а газа — 13 717 млрд м3, что составляет, соответственно, 8,79 и 7,8 % мировых.
25 стран Европы (см. табл. 1) имеют суммарные запасы нефти, равные 10 464 млн т, и природного газа, равные 53,790,5 млрд м3. Это соответствует 5,9 и 30,7 % мировых текущих доказанных запасов.
Северная Америка (Канада и США) характеризуется суммарными текущими доказанными запасами, измеряющимися 27 530 млн т нефти и 7 429 млрд м3 природного газа, что составляет, соответственно, 15,2 и 4,2 % мировых.
Совокупный же текущий доказанный нефтегазовый ресурс Цент> ральной Америки (см. табл. 1) измеряется 1 722 млн т нефти и 483 млрд м3 природного газа, т.е. соответственно, 0,95 и 0,3 % мировых.
В Южной Америке (см. табл. 1) земные недра содержат 14 052 млн т нефти и б 746 млрд м3 природного газа или 7,8 и 3,85 % мировых соответственно.
Самым богатым в мире природным вместилищем нефти и природного газа являются недра Среднего Востока (табл. 3), где на 1 января 2007 г. разведаны и осваиваются суммарные текущие доказанные (извлекаемые) запасы, исчисляющиеся 101 261 млн т (56 % мировых запасов) нефти и 72 670 млрд м3 природного газа (41,5 % мировых) [53] К 1 января 2005 г. на Среднем Востоке суммарная накопленная нефтедобыча достигла 50,877 млрд м3, остающиеся извлекаемые запасы нефти измерялись 111 293 млрд м3 и имелись 33 сверхгигантских нефтяных и газовых месторождения. Среди них (см. табл. 3) 11 находятся в Саудовской Аравии, 6 — в ОАЭ, 5 — в Ираке, 5 — в Иране, 4 — в Кувейте и 2 в Катаре. 28 % всех этих месторождений связаны с нижнемеловыми карбонатами, 20 %
— с третичными карбонатами и кластиками, 18% — с нижнемеловыми песчаниками, 17 % — с верхнеюрскими карбонатами, 11% — с верхнемеловыми карбонатами и 6 % — с песчаниками и известняками палеозоя. 32% запасов нефти выявлено в нижнемеловых песчаниках, 31 % — в верхнеюрских карбонатах, 15 % — в нижнемеловых карбонатах, 11 %
— в третичных карбонатах, 6 % — в палеозойских песчаниках и карбонатах, 5% — в верхнемеловых карбонатах [24].
Средний Восток отличается от всех других регионов не только своей неимоверно грандиозной нефтегазоносностью, но и тем, что она выявлена только в одном осадочном бассейне (Аравийско-Иранском, располагающемся в междуречье Евфрата и Тигра, Персидском заливе, предгорьях Загроса и на восточном погребенном склоне Аравийского щита), тогда как нефтегазовые ресурсы почти каждой страны вне Среднего Востока — это запасы нефти и газа нескольких или многих осадочных бассейнов. С этой точки зрения, Аравийско-Иранский нефтегазоносный бассейн является и местонахождением уникального сверхгигантского нефтегазового скопления, наибольшая часть которого связана с земными недрами Саудовской Аравии.
Нефть и газ в Саудовской Аравии получают на главных нефтеносных площадях из коллекторских пород мелового и юрского возраста в северо-восточной погребенной части Центрально-Аравийского свода. Он хорошо выражен в модели обнаженных докембрийских кристаллических изверженных и метаморфических пород, а также более молодых осадочных пород чехла. Этот свод образовался в течение докембрия, влиял на фанерозойскую седиментацию и контролирует доныне южное погружение нефтегазоносных антиклиналей. Изучение моделей тектоники Аравийского щита и Центрально-Аравийского свода свидетельствует, что их горные породы подвергались горизонтальному, направленному с востока на запад стрессу сжатия. Последний обусловил развитие нескольких круп-
, Таблица 3
Сверхгигантские нефтяные месторождения Среднего Востока [24]
№ п/п Месторождение Запасы, млн м3 Возраст коллектора Вид коллектора Страна
1 Абкаик 2 067 В. юра Карбонаты Саудовская Аравия
2 Абу Са’фа 636 ” ”
3 Аваз 2 067 Третичный, мел Иран
4 Ага Джари 1 431 ” ” .
5 Асаб 795 Н. мел Абу Даби
6 Баб 954 ” ”
7 Берри 1 749 В. юра, палеозой —”— Саудовская Аравия
8 Бу Хаса 1 431 Н. мел —”— Абу Даби
9 Бурган 13 673 Песчаник Кувейт
10 Восточно-Багдадское 15 090 ' —”— —”— Ирак
11 Гавар 14 309 В. юра Карбонаты Саудовская Аравия
12 Гячсаран 1 749, Третичный, в. и н. мел - Иран
13 Духан 975 В. и ср. юра Карбонаты Катар
14 Закум 2 703 Н. мел — Абу Даби
15 Зубеир 795 В. мел Н. мел Песчаник Ирак
16 Зулуф 2 226 » Карбонаты Саудовская Аравия
17 Катиф 954 В. и ср. юра —”— —”—
18 Киркук 2 703 Третичный, мел Карбонаты Ирак
19 Кух-и-Манд 1 431 . — —”— Иран
20 Манифа 2 385 Н. мел, в. юра - Саудовская Аравия
21 Марджан 954 В. и н. мел, юра Карбонаты —”—
22 Марун 1 908 Третичный, в.юра Иран
23 Мейджнун 4 770 Н. мел Песчаник >» .
24 Раудатейн 1 272 В. и н. мел - Кувейт
25 Румейла 3 500 Мел Карбонаты, песчаники Ирак
26 Сабрия 795 . В. мел Н. мел Кувейт
27 Сафания 5 088 —”— Саудовская Аравия
28 Северное 1 590-3 180 Пермь, Девон »> Катар
(плюс 28,32 трлн м3 газа)
29 Умм Шаиф 2 226 Н. мел, в. юра Карбонаты Абу Даби
30 Фате 954 В. мел »» Дубай
31 Хафджи 1 113 Песчаники, карбонаты Кувейт
32 Хураис 1908 В. юра, палеозой Карбонаты, песчаники Саудовская Аравия
33 Шейба 795 Н. мел Карбонаты : ”
Примечание. Еще 80-90 других месторождений имеют более чем по 159 млн м3 извлекаемой нефти.
ных полей напряжения, которые создали перпендикулярно к нему другой стресс, запечатленный в виде складок и надвигов, простирающихся с севера на юг на небольших глубинах, листоватой рассланцованности метаморфических кристаллических пород и ориентированной с севера на юг полосы интрузивных пород на гораздо больших глубинах. Вторичные элементы напряжения в докембрийских породах — это сопряженные сколы северо-западного и северо-восточного простирания, но лучше всего на Аравийском щите развита зона сброса Наджд, простирающегося на северо-запад. Это древнейшее структурное ядро создает главный контроль над структурными формами в фанерозойском осадочном чехле северовосточной части Саудовской Аравии, т.е. оно контролирует размещение и высоту обширных антиклиналей в осадочном чехле, которые, будучи вытянутыми тоже в направлении с севера на юг, образовались, по-видимому, в виде складок облекания над такими участками фундамента, которые не раз возобновляли свое воздымание в результате реактивизировавшегося неорогенного диастрофизма. Несколько структур-поднятий в осадочной толще восточной части главных нефтедобывающих площадей имеют округлую форму и могли образоваться в результате галокинеза докембрийской (протерозойской) соли Ормуз, которая, по-видимому, присутствует в недрах восточной части Саудовской Аравии [17]. Аравийский щит, а также его часть, погребенная на востоке и юге под осадочной толщей, занимают одноименный полуостров и вместе с Центрально-Аравийским сводом прорваны многими крупными телами и массивами вулканических горных пород третично-четвертичного возраста на севере, юге, западе, северо-западе и юго-востоке. Обнаженная часть щита и его свода находятся 200 км западнее Эр-Рияда, а также севернее и юго-западнее [4].
Как видно из табл. 3, главными коллекторскими горными породами в земных недрах Саудовской Аравии являются карбонаты юры и мела. Платформенные карбонатные породы средней юры (байос-келловей) на востоке представлены пеллетоидальными и оолитоидальными зернистыми известняками и известняками с каркасом из зерен. И те, и другие циклично переслаиваются с аргиллитистыми пеллетоидальными и оолитоидальными биокластическими карбонатами с зернистым каркасом. В позднем келловее и оксфорде море трансгрессировало на Аравийскую платформу, где образовались интрашельфовые бассейны с застойными, эвксиническими условиями, при которых происходила седиментация и накопление карбонатов, богатых органическим рассеянным веществом. Зернистые карбонаты келловея-оксфорда отлагались также и на сопредельных площадях морского шельфа. Юрская седиментация выразилась в накоплении четырех главных седиментационных циклов, из которых каждый представлен карбонатной толщей, кверху все более мелководной и перекрывающейся ангидритом. Все эти четыре цикла представлены в фации оолитоидальных/пеллетоидальных карбонатных зерновиков, содержащих большинство запасов нефти, аккумулировавшейся в юрских отложениях (толщи Араб-А, Араб-Б, Араб-Ц, Араб-Д). На самом верху юры здесь залегает эвапоритный горизонт, имеющий толщину, равную, в
среднем, 167 м, и образующий обширную покрышку, которая препятствовала, по-видимому, дальнейшей вертикальной миграции нефти вверх по разрезу. Крупнейшие залежи нефти выявлены и осваиваются в толще зернистых известняков самого нижнего из упомянутых циклов, т.е. в толще Араб-Д; крупнейшим одинарным нефтяным скоплением в известняках Араб-Д является месторождение Гавар. Эта нефтяная залежь имеет длину 225 км, толщину 433 м и площадь около 2 275 км2, располагается в разрезе 85 м ниже того ангидрита, который отделяет карбонаты Араб-Д от вышележащих карбонатов Араб-Ц.
В течение раннего мела (берриас и валанжин) на обширной плоской подводной платформе продолжалось мелководное осадконакопление с отложением здесь мелководных морских карбонатов с кластическими текстурами и структурами. Готерив и турон представлены неморскими и морскими кластиками, переслаивающимися с мелководными морскими карбонатами. Именно тогда образовались регрессивные песчаники, являющиеся богатыми нефтью и газом коллекторскими породами в гигантских месторождениях Вафра, Зубеир, Сафания и Хафджи. Нефть аккумулировалась и в готерив-туронских известняках, хотя среди них есть и такие, которые характеризуются свойствами пород-покрышек нефтяных и газовых залежей. Накопление преимущественно мелководных карбонатов происходило и в коньяк-маастрихте, сопровождаясь или осложняясь проявлением тектоники, создавшей антиклинали, рост которых имел место и позднее, уже в среднетретичное время.
В северной части Саудовской Аравии карбонатный разрез келловей-оксфорда характеризуется и присутствием в нем карбонатов, богатых органическим веществом. Согласно данным анализов, его содержание здесь равно, в среднем, 3-5 % массы. Высокой является и концентрация битумов. Она превышает концентрацию керогена, являющегося преимущественно аморфным, а концентрация углеводородов в битуме равна всего нескольким промиллям. Битум и рассеянное органическое вещество (РОВ) находятся главным образом в тонкослоистых аргиллитистых карбонатах, где ископаемая органика сконцентрирована в темноцветных слойках толщиною 0,5-3,0 мм, переслаивающихся со светлоокрашенными слойками, бедными РОВ. Эти карбонаты с 3-5 % по массе содержанием РОВ признаны нефтематеринскими. Для них составлены карты распространения, равных мощностей, равных концентраций суммарного органического углерода, других традиционных атрибутов общепризнанной количественной геохимической модели органического нефтегазообразования. В этих нефтегазоматеринских породах имеется ископаемая фауна — аглютини-рованные бентосные фораминиферы, аммониты, брахиоподы, иглы морских ежей, известковые водоросли, кокколиты, милиолиды, мшанки, обломки крустацей, пелециподы, спикулы губок. В этих же нефтематеринских карбонатах имеются следы ползания и горизонтальные ходы роющих донных организмов, а кероген является аморфным альгинитом, сложен преимущественно сине-зелеными водорослями и выглядит зрелым (Н/С = 0,8-1,3) для нефтегенерации.
Нефти мезозойских коллекторов Саудовской Аравии замечательно похожи друг на друга по групповому составу, что предполагает общий или похожий источник их образования. Содержание серы в нефтях — от 0,3 до 8,5 % массы, а ванадия и никеля — низкое. Плотности нефтей варьируют от 802 до 1037 кг/м3, но в большинстве случаев — от 825 до 934 кг/м3. Природные нефти юго-запада нефтеносной площади Саудовской Аравии имеют 813С = -26,5 %о или тяжелее, а на остальной части той же площади 813С = -26,5 %о или легче 513С керогенов и 813С битумов в келловей-оксфордских карбонатах Аравийского бассейна. Предполагают также, что именно эти карбонаты являются источником всех природных нефтей Саудовской Аравии, согласно М.Г.Эйрсу и Др. [17].
Работа этих исследователей привлекла внимание К.Баркера и П.А.Дикки в 1984 г., когда Саудовская Аравия суммарно, за все годы нефтедобычи, извлекла из земных недр 7,012 млрд м3 нефти, а ее остающиеся разведанные доказанные (извлекаемые) запасы оценивались 28,173 млрд м3. Предполагалось также, что будущие открытия дадут еще 7,950 млрд м3, и тогда ее суммарный запас может быть равным 43,135 млрд м3. Это, по-видимому, соответствует почти 127,192 млрд м3 ее геологических запасов. Имея в виду, что около 25 % или больше нефти было потеряно вследствие ее утечки по разломам и трещинам, эрозии коллекторских пород или непопадания нефти в структуры-ловушки, суммарный исходный объем нефти, генерированной в земных недрах Саудовской Аравии, мог достигать 160 млрд м3 [18].
М.Г. Эйрс и др. [17] указали породы, которые якобы являются нефтегазоматеринскими в земных недрах Саудовской Аравии, но не использовали общепризнанную количественную геохимическую модель для количественного определения здесь нефтегенерационного потенциала данных горных пород. Это сделали другие. Так, замерив на вышеупомянутых картах (составленных М.Г. Эйрсом и др.) площади зон зрелой органики и умножив это на их толщину (мощность), К.Баркер и П.Дикки получили суммарный объем нефтематеринских пород здесь в 4 906 км3, т.е. « 5000 км3 в круглых цифрах. Общепринятый коэффициент превращения керогена в битум измеряется 15% объема, и только 5-10 % объема этих битумов могут эмигрировать из нефтематеринских пород [18].
Считая самой правильной, консервативной оценкой коэффициента миграции нефти величину, равную 10 % объема, и принимая во внимание все вышеупомянутое, можно вычислить объем нефти, ушедшей из нефтематеринской породы, согласно общепринятой количественной геохимической модели органического происхождения нефти, следующим образом: объем нефтематеринской породы — 5000 км3, объем ее керогена
— 500 км3 (10 % объема), объем битума — 75 км3 (15 %-ное превращение керогена в битум), объем мигрировавшего битума — 7,5 км3 (коэффициент миграции 10 % объема), т.е. 7,5 млрд м3. Таким образом, при соблюдении общепризнанной количественной геохимической модели органического происхождения нефти, все нефтематеринские породы Саудовской Аравии смогли бы дать не более 7,5 млрд м3 нефти, т.е., менее 5 %
объема от вышеупомянутых суммарных геологических запасов (160 млрд м3) Саудовской Аравии [18]. Откуда же пришли остальные 95 % нефти, из какого ее источника?
Кстати, нефти, добывающиеся из юрских и меловых карбонатов Саудовской Аравии, генетически родственны нефтям, добывающимся из юрских, меловых и олигоцен/миоценовых пород Абу Даби, Бахрейна, Дубая, Ирака, Ирана, Катара, Кувейта, Нейтральной Зоны, Омана, Сирии и Шарджи [14, 29], согласно их геохимически тождественным отношениям V/Ni, что видно, например, из табл. 4. На 1 января 2007 г. суммарные текущие доказанные (извлекаемые) запасы этих стран были равны 116,635 млрд м3 нефти и 71 875 млрд м3 природного газа [53], но их нефтегазоматеринских пород до сих пор не найдено. И проблема усугубляется тем, что более 25 трлн м3 газа Среднего Востока залегают в отложениях перми/девона, а промышленно разрабатывающиеся залежи нефти имеются, кроме того, в протерозойских породах Омана и кристаллическом фундаменте (КФ) осадочной толщи Йемена.
Таблица 4
Ванадий и никель в природных нефтях Среднего Востока [14]
Нефтяное месторождение или товарный бленд нефти, страна Возраст нефтеносной породы Содержание, г/т V/Ni
V №
1 2 3 4 5
Абкаик, Саудовская Аравия Юра 48,72 7,00 6,9
Айн Зала, Сирия В. мел 94,64 15,00 6,3
Аравийская легкая Юра, мел 94,00 22,00 4,3
—”— средняя 96,00 32,00 3,0
—”— тяжелая 171,00 53,00 3,2
Берри, Саудовская Аравия Юра 12,00 7,00 1,7.
Гячсаран, Иран Миоцен 122,64 33,00 3,7
Джибисси, Сирия —”— 96,88 70,00 1,4
Зубеир, Ирак Н. мел 56,56 19,00 2,9
Зулуф, Саудовская Аравия Юра, мел 249,00 55,00 4,5
Иранская легкая Мел, олигоцен, миоцен 35,00 13,00 2,7
—”— тяжелая Юра, мел 88,00 30,00 2,9
Карачок, Сирия В. мел 49,84 30,00 1,7
Сирип, Иран Юра, мел 72,00 25,00 2,9
Примечание, геохимически тождественные отношения V/Ni — это одинакового порядка величины, например, 0,01-0,10; 0,1-1,0; 1,0-10,0 и т.п. [14].
Щфть в протерозойских отложениях Среднего Востока была впервые найдена в 1956 году скв. 1-Мармул, пробуренной в Южно-Оманском осадочном бассейне и фонтанировавшей нефтью из ноздреватых кристаллических доломитов, залегающих между пластами галита протерозойской формации Соль Ара (Ормуз). Толщина пластов этих доломитов равна 50 м, пористость — от нуля до 20 %. В южнооманских месторождениях Атель, Бирба, Дахабан, Мазрак и Южный Амаль из вышеупомянутых доломитов добывается нефть плотностью 928 кг/м3. Скв. 1-Джарф, про-
буренная на площади Джарф в том же бассейне, выявила промышленную нефтяную залежь в ноздреватых кристаллических протерозойских доломитах и формации Шурам, которая подстилает Соль Ара. Кроме того, установлено, что легкие нефти, добываемые в месторождениях Амаль, Мармул, Нухам, Римна и Руниб из отложений палеозоя и мела, идентичны по своему составу нефти , добываемой из пород венда, и мигрировали они из пород венда в палеозойские и меловые. Природные нефти всех месторождений и особенно тех, которые расположены вдоль границы растворения каменной соли Соль Ара, происходят от нефти из толщи Соль Ара, и это обусловило аккумуляцию здесь, в Южно-Оманском бассейне, не менее 1,431 млрд т нефти. В месторождениях Баджа, Зафир, Сайяла и Файяд Центрального Омана добывают и так называемые “0”-нефти из песчаника Тариф пермо-карбона благодаря восходящей вертикальной их миграции снизу, из более древних пород. Правда, они изотопически тяжелее и отличаются стерановыми профилями, но похожи на нефть из вышеупомянутых протерозойских кристаллических доломитов тем, что в “0”-нефтях сильно преобладание стеранового числа, низки отношения пристан/фитан и имеются те же самые иксовидно разветвленные алка-ны. На основании этих данных сделан вывод, что “0”-нефти также происходят и поступают из более глубоких, еще не разбуренных толщ докембрия Омана [4].
Аравийский щит, занимающий площадь Аравийского и Синайского полуостровов, вместе с его Центрально-Аравийским сводом прорван на севере, северо-западе, западе, юге и юго-востоке многими крупными телами и массами вулканических горных пород третично-четвертичного возраста. Обнаженная часть щита и его свода находится 200 км западнее Эр-Рияда, севернее и юго-восточнее него. Далее на юг и юго-запад, в югозападном углу Аравийского п-ва, уже в Йемене, щит обнажается местами на площади между городами Аден, Аль Мукалла, Санаа, Таизз и также прорывается вулканическими массами. (Кстати, главная, деловая часть Адена рсаполагается в кратере потухшего вулкана, где государственные учреждения, банки, различные конторы, мечети, музеи, магазины и базар окружены краями кратера высотой до 200 м как крепостной стеной [8]). На восток и северо-восток от взморья поверхность щита полого погружается в седиментационную впадину Масила и превращается в ее КФ. Здесь, в пределах крупного нефтегазопромыслового района Масила, нефтяные месторождения имеют суммарные текущие доказанные запасы нефти более 165 млн т и дают 36 550 м3/сут нефти. Она поступает не только из осадочных горных пород нижней юры и мела (формации Кишн, Колан, Саар и Шукра), но и из трещиноватого КФ нефтяных месторождений Аль Ахар, Аль Ройдат, Вади Тариба, Набраджа, Сана, Такур и Ха-рир. КФ вскрыт бурением на глубину 50-100 м глубже его кровли, откуда скважины фонтанируют с индивидуальными дебитами от 113 до 1033 м3/сут нефти плотностью 845-855 кг/м3, до 430 тыс. м3/сут. газа и до 50 м3/сут. конденсата [4, 11].
Восточнее, в султанате Оман, верхняя часть КФ Южнооманского осадочного бассейна — протерозойская (изотопный возраст — 858±16 млн лет), и на КФ налегает с региональным несогласием протерозойская же толща Ормуз или, иначе, Соль Ара, состоящая из слоистой каменной соли и несолевых пород со сводной мощностью до 4000 м. Эта соль сформировала все соляные купола Среднего Востока и Соляной хребет Пакистана, но многие соляные купола и соледиапиры протыкания выглядят как продолжение горстов КФ в осадочную толщу. Во многих соледйапи-рах Южного Ирана и Южного Омана залегает битум, происходящий из нефтеносных пластов докембрия, прорванных диапирами, которые вынесли с собой на земную поверхность гальки и блоки гранита и липарита в кепроках (например, в южнооманском урочище Карн Сама); из скважины, пробуренной на солеантиклинали Хуфай, поднят из КФ керн трахита изотопным возрастом 654±12 млн лет [4]. Позднепермская эрозия прогрессивно уничтожала в сторону Йемена наибольшую часть отложений кембрия, ордовика, силура и девона так, что толща верхней перми там лежит на КФ. Терригенные же породы верхнего карбона — нижней перми имеют ледниковое происхождение. Это — тиллиты. В Южном Омане они простираются до южной части Аравийского щита, нефтегазоматеринскими быть не могут, поскольку они именно тиллиты, и обусловлены таянием и перемещением щитовых ледников по Гондване к той ее части, которая ныне является юго-восточным ареалом Аравийского полуострова. Тектонику Южно-Оманского бассейна во время седиментации толщи Соль Ара определяли блоковые разломы КФ, возникшие в позднем докембрии и реактивизировавшиеся во время главных фаз диастрофизма, повлиявших на Средневосточный кратон в период, например, герцинско-го тектогенеза или дрейфа Аравийского/Индийского континента в конце мезозоя и кайнозое [4, 11, 30].
В том же контексте, как Саудовская Аравия, привлекает к себе внимание и Канада. В ее Западно-Канадском осадочном бассейне имеется уникально громадный нефтебитумный пояс в виде дугообразной полосы длиной 960 км, простирающейся от Пис-Ривер через Атабаску (пров. Альберта) до Ллойдминстера (пров. Саскачеван). В этом поясе выявлены и разрабатываются сверхгигантские нефтяные месторождения Атабаска (максимальная ширина 125 км, длина 250 км), Колд Лэйк (50; 125), Пис Ривер (145; 180) и Уобаска (максимальная ширина 60 км, длина 125 км). В северной части пояса находятся также месторождения нефтяных песков Бафелоу Хед Хиллз, Бед Репидз и Лун Ривер, а в южной части пояса
— месторождения Боннивиль, Ллойдминстер и др. Все нефти здесь залегают в нижнемеловых песках, принадлежат к единой нефтеносной системе и провинции, являются молодыми, несозревшими и непревращенны-ми. На всем протяжении данного пояса нефть оказывается асфальтовой, содержит большие количества серы, имеет плотность от 946,5 до 1030 кг/ м3 и вязкость — от нескольких Ю^Па-с до нескольких тысяч Па-с при 15,55°С. Исследования изотопов серы, концентраций микроэлементов и соединений высокого молекулярного веса указывают на фундаменталь-
ное сходство между природными нефтями от Атабаски до Боннивиля и Ллойдмистера, хотя нефти из более глубоко залегающих коллекторов на южном конце пояса являются более легкими и менее вязкими, чем нефти из неглубоко залегающих отложений на северном конце пояса [45, 50]. Нижнемеловые пески содержат геологические запасы нефти, равные 92,4— 187 млрд м3 в Атабаске, 32—75 млрд м3 в Колд Лэйк, 15—19,332 млрд м3 в Пио Ривер, 4,452—50 млрд м3 в Уобаске и 2—5 млрд м3 нефти в Ллой-дмийстере [20, 21, 32, 39, 40, 45, 46, 50, 52].
Разрез нижнего мела Западно-Канадского осадочного бассейна представлен переслаивающимися песчаниками и глинистыми сланцами, несогласно залегающими на эродированных отложениях юры, триаса и палеозоя, согласно перекрываясь отложениями верхнего мела. Нижняя песчанистая часть нижнего мела в земных недрах Центральных Равнин Западной Канады относится к группе Мэнвиль и ее латеральным стратиграфическим эквивалентам, характеризуясь обычно мощностью 150—185 м, которая увеличивается на запад, в направлении к предгорьям Канадских Скалистых гор и тектонической депрессии западнее Пис Ривер. Верхний мел здесь — это толща преимущественно морских глинистых сланцев Колорадо.
Отложения группы Мэнвиль делят обычно на две части. Нижняя, будучи базальным горизонтом нижнего мела — континентальный песчаник, распространенный вкрест простирания на большей части площади Западной Канады, в самой северной части пров. Альберта постепенно переходящий в глинистый сланец морского генезиса. Главные скопления тяжелой нефти в песках нижней части группы Мэнвиль находятся на площадях Атабаска, Колд Лэйк, Пис Ривер и Уобаска.
С точки зрения занимаемой площади и суммарных геологических запасов нефти, Атабаска является ее самым крупным скоплением Западной Канады. Нефть плотностью 1015—1030 кг/м3 залегает в пластах песчаника горизонта Уобиску-Макмерри (группа Мэнвиль), который несогласно покоится на девонских отложениях и согласно перекрывается глинистым сланцем Клируотер. Суммарная толщина этого песчаника обычно менее 91,5 м, зависит от рельефа поверхности домелового стратиграфического несогласия. Эффективно нефтенасыщенная толщина местами достигает 82 м, но в среднем не превышает 18,5 м. Песчаники с нефтью в нижней части горизонта Уобиску-Макмерри имеют флювиальное или дельтовое происхождение и развиты спорадически. Песчаники же верхней части Уобиску-Макмерри отлагались в условиях солоноватых вод, и отдельные тела этих песчаников могут обладать широким распространением. Отложения Уобиску-Макмерри выявлены бурением и за пределами Атабаски: севернее ее они замещаются морскими глинистыми сланцами, западнее и южнее их мощность уменьшается, среди них появляется больше глинистого сланца, а у погребенного эрозионного горба из девонских пород Вудбенд-Уинтерберн Вдоль западной границы нефтяной аккумуляции Атабаски отложения Уобиску-Макмерри выклиниваются. На востоке, вдоль р. Клируотер, вверх по восстанию от нефтяного скопления Ата-
баска, песчаники становятся водоносными. Водо-нефтяной контакт на юговосточной границе залежи надежно определен по пробуренным скважинам. Нефтяные пески обнажаются в русле и на берегах р. Атабаска и ее притоков, а в других местах они повсюду залегают на глубине до 610 м, и там, вверх по восстанию от нефтяной залежи, пласты этих песков являются водоносными при явном отсутствии барьера проницаемости, структурного перегиба или другого какого-либо экрана между нефтеносной и водоносной частями одного и того же пласта песка. Нефтяное скопление в Атабаске достаточно хорошо совпадает с куполовидным структурным элементом, но десятая часть нефтяного скопления и более 10 % суммарных геологических запасов нефти Атабаски находятся во впадине, т.е. на восточном крыле соседней синклинали [50].
Пласты нижнемеловых песчаников, которые содержат тяжелую (973—1000 кг/м3) нефть в месторождении Колд Лэйк, находятся преимущественно в верхнемэнвильских отложениях. Наибольшая часть нефти здесь сосредоточена в горизонте Мэнвиль-“Си”, представляющем собой седиментационный цикл с его главным здесь компонентом в фации морского песчаника, который бурением вскрыт в 91,5—137 м ниже кровли отложений группы Мэнвиль. Достаточно крупные количества нефти выявлены и в более молодых песчаниках, часть которых характеризуется континентальным генезисом. Суммарная эффективно насыщенная нефтью мощность нижнемеловых песков в Колд Лэйк местами достигает 61 м, а глубина до кровли нефтяного скопления лежит в границах от 274,5 до 488 м. Главная нефтяная залежь в Колд Лэйк приурочена к своду крупного структурного перегиба в мэнвильских отложениях, и этот перегиб совпадает с погребенным эрозионным выступом на кровле палеозойских отложений. На структурах-поднятиях юго-западнее и вниз по падению от главной нефтяной залежи также имеются разрозненные скопления нефти в тех же песчаниках мощностью более 9,15 м. Мощные коллекторские песчаники имеются и восточнее главной нефтяной залежи, но здесь они водоносны. Нефтяное скопление Колд Лэйк вскрыто и пройдено многими скважинами [45, 50].
Месторождение Пис Ривер находится в стратиграфически экранированной ловушке, которая сформировалась в раннемеловое время, а затем наклонилась на запад и юго-запад [45, 50, 52]. Тяжелая (1015 кг/м3) нефть залегает на глубине 300—770 м в базальном песчанике нижнемеловой группы Буллхэд и в перекрывающих отложениях формации Блюс-ки. Эта нефтеносная толща Буллхэд-Блюски располагается на срезанных палеоэрозией юрских, пермских и каменноугольных (миссисипий) отложениях, согласно перекрываясь глинистыми сланцами формации Спирит Ривер. Сразу же за границей нефтяной залежи мощность нефтеносной толщи, в общем, уменьшается на северо-восток от 137 м до почти полного выклинивания. Другие изменения мощности обусловливаются расчлененностью палеоэрозионного рельефа погребенной кровли дониж-немеловой осадочной толщи. В северо-западной и восточной частях площади Пис Ривер глинистый сланец Спирит Ривер перекрывает коллек-
торский песчаник, залегающий непосредственно на погребенной эрозионной гряде-кряже из горных пород миссисипского возраста. Нефтенасыщенные нижнемеловые пески Буллхэд-Блюски более выдержаны восточнее города Пис Ривер, чем севернее, западнее и южнее. Максимальная суммарная мощность нефтяных песков около 38 м.
Залежь тяжелой (973 кг/м3) нефти месторождения Уобаска находится юго-западнее Атабаски и вниз по падению нижнемеловых отложений, будучи сосредоточена как в нижнемэнвильских (нефтяные пески Уобиску-Макмерри), так и в верхнемэнвильских (нефтяные пески Гренд Репидз) отложениях. Глубина залегания нефти здесь изменяется от 91,5 до 425 м [45, 50].
Залежи тяжелой нефти, разведанные в районе Боннивиль и Ллойдминстер, преимущественно связаны с верхнемэнвильскими отложениями. Наибольшая часть нефти залегает в их песчаниках Спарки и Джене-рал Петролеум, а ловушки, содержащие нефтяные залежи, относятся к их структурно-стратиграфическим видам: многие залежи нефти находятся на структурных носах и террасах, являющихся структурами уплотнения над выступами поверхности донижнемелового стратиграфического несогласия. Коллекторские пески отсортированные, проницаемые и нефтеносные в пределах упомянутых ловушек, вне их аргиллитистые, непроницаемые и водоносные. Последние являются также и результатом фестончатого латерального выклинивания песчаников вверх по восстанию и перехода их в глинистые сланцы. Суммарная эффективно нефтенасыщенная толщина песчаников обычно измеряется 3-6 м, а глубина их залегания — 275-855 м. В отличие от нефтей Атабаски, Колд Лэйк, Пис Ривер и Уобаски природные нефти Боннивиля и Ллойдминстер добываются традиционными способами из обычных буровых скважин [45, 50, 52].
Кроме того, в нижнемеловых песках месторождений Атабаска и Ллойдминстер залегает и природный газ. Его разведанные суммарные геологические запасы, равные 187 млн м3 в Атабаске, находятся в 2059 газовых залежах, а разведанные суммарные геологические запасы природного газа, равные 229 млн м3 в Ллойдминстер, — это ресурс 4219 газовых залежей, согласно Геологической Службе Канады [51]. И, хотя бытует мнение, что нефти Атабаски, Колд Лэйк, Пис Ривер, Уобаски и Ллойдминстер — это дегазированный остаток нефти, когда-то бывшей легкой и весьма подвижной [45, 50], наличие такого количества газовых залежей трудно коррелируется с крупномасштабной дегазацией.
В Западно-Канадском осадочном бассейне имеется еще одно сверх-гигантское скопление тяжелой (1015-1030 кг/м3) нефти, залегающее под нефтяными песками Атабаски, Колд Лейк, Пис Ривер и Уобаски. Это — “Карбонатный Треугольник”, содержащий на площади 70 тыс. км2 около 200-215 млрд м3 нефти в карбонатах нижнего карбона (формация Экс-шоу), а также франского яруса верхнего девона (ф. Гросмонт) и только недавно начавший разрабатываться. Сверхзалежь нефти “Карбонатный Треугольник” приурочена к обширной, ныне погребенной, мелководноморской карбонатной платформе примерно 160 км шириной, 500 км дли-
ной и, в среднем, 150 м толщиной. Наиболее высокие концентрации здесь нефти/битума разведаны у восточной границы месторождения. В главном вместилище нефти, горизонте Верхний Гросмонт-2, нефтенасыщен-ность обычно превышает 70 %, а местами достигает 100 % порового пространства. Пористость нефтенасыщенных карбонатов Гросмонт равна, в среднем, 20 % , но местами приближается к 40 % . Проницаемость также превосходная. Вязкость нефти/битума измеряется 10'3 Па-с, глубина залегания 75-400 м, элементный состав следующий: углерода содержится около 77% массы, водорода — 8, а остальное приходится на азот, кислород, серу и другое при Н/С = 1,19 и О/С = 0,03. Нефть/битум Атабаски характеризуется содержанием углерода, равным 80,30 % массы, водорода — 8,14, азота, серы, кислорода и др. — около 11,5 %, Н/С =1,21 и О/ С = 0,01. Содержание серы высокое: 7,81 % в нефти Атабаски и 8,17 % в нефтебитуме “Карбонатного Треугольника”. Нефтебитумы нефтяных песков Атабаски и подстилающих выветрелых карбонатов “Карбонатного Треугольника” имеют как единый источник, так и одинаковую зрелость.
Масс-спектрометрическими/газохроматографическими исследованиями выявлено в гросмонтском нефтебитуме 28 стеранов. Среди них имеются два прегнана (С21Н36), два биснорхолана (С22Н38), четыре диахолес-тана (С27Н48), четыре метилдиахолестана (С28Н50), четыре холестана (С27Н48), четыре метилхолестана (С28Н50) и четыре этилхолестана (С29Н52), являющихся полиненасыщенными изопреноидами. Наблюдаемое же их распространение в гросмонтском битуме указывает, что органическое вещество глинистых сланцев и аргиллитов не было главным источником нефтебитума ни для нефтяных песков, ни для нефтяных карбонатов северной части пров. Альберта. Но наилучшим образом коррелируется генетическое родство нефтебитума Атабаски и “Карбонатного Треугольника” на основе его микроэлементного состава [34].
Интересно отметить, что залежи нефтяных песков Западной Канады, как и сверхгигантское нефтяное скопление Гавар Саудовской Аравии, ассоциируются с позитивными температурными аномалиями. Так, непосредственно над месторождением Гавар располагается участок — небольшое “горячее пятно” с геотермическими градиентами более 35°С/км. Месторождения же Атабаска, Колд Лэйк и Уобаска находятся полностью внутри площади с высоким региональным геотермическим градиентом и там, где он обычно выше 40°С/км, а несколько “горячих пятен” внутри данной площади имеют градиенты более 50°С/км. Залежь нефтяных песков Примроз, находящаяся между Атабаской и Колд Лэйк, имеет геотермические градиенты выше 40°С/км. Месторождение нефтяных песков Колд Лэйк приурочено к “горячему пятну”, где геотермический градиент равен 50°С/км. Южнее Колд Лэйк разрабатывается месторождение тяжелой нефти Ллойдминстер, площадь которого ассоциируется с геотермическими градиентами около 40°С/км [33].
Согласно представлениям об образовании нефти и природного газа из рассеянного органического вещества (РОВ), объем, например, нефти, образовавшейся из какого-то объема нефтематеринской породы, зависит
от концентрации органического углерода в этой породе, нефтегенерационной способности ее керогена и его термической зрелости, достигнутой РОВ [40]. Если все это известно, то нетрудно вычислить углеводородогенерационную способность или производительность (G0) при полной зрелости РОВ и определенной концентрации общего (суммарного) органического углерода (TOG). G0 измеряется разными способами, но самым популярным является пиролиз породы. Его данные сообщаются обычно в миллиграммах углеводородов на грамм ТОС, именуясь углеводородным индексом (HI).
В общем, G0 = (TOC)-(HI)-k, где “к” — константа превращения (млн баррелей/куб. милю). Если плотность нефтематеринской породы (глинистого сланца) равна 2,4 г/см3, а плотность углеводородов — 0,9 г/см3, то к = 0,7.
В случае, когда не была достигнута повсюду полная термическая зрелость керогена, количество действительно генерированных углеводородов (НС0) меньше, чем G0, и изменяется прямо пропорционально достигнутому уровню зрелости керогена. Обозначив его частичное превращение в углеводороды при том или ином уровне зрелости керогена через “f”, получаем G0-f = НС0.
Помимо углеводородов, генерированных термическим разложением керогена, в их суммарную продукцию, отнесенную на единицу объема нефтематеринской породы, т.е. HCV, следует добавить и диагенетический битум (DB), существовавший вместе с керогеном в этой породе до ее термического созревания. Тогда HCV = НС0 4- DB, где HCV выражается в миллионах баррелей на кубомилю. Умножение такой HCV на мощность нефтематеринской породы дает уже количество углеводородов, готовое к миграции и приходящееся на единицу площади (НСа) в млн баррелей на 1 кв. милю.Если умножить НСа на суммарную площадь, занятую нефтематеринской породой, то получается в млн баррелей количество нефти, суммарно готовое к миграции. Но это еще не геологические запасы нефти. Ей еще нужно уйти из нефтематеринской породы либо в результате выжимания, либо иным способом, но для этого необходимо, чтобы нефте-насыщенность нефтематеринской породы была более 1,94 млн м3/км3, иначе из нее нефти никогда не уйти. Кроме того, необходимо учесть низкую эффективность миграции нефти и низкий коэффициент улавливания нефти в осадочном бассейне. В наиболее благоприятных случаях, геологические запасы нефти есть нечто, похожее лишь на 35% от НС0, но обычно значительно меньше, т.е. всего 10 % от НС0 или меньше.
Имея все это в виду и игнорируя порог (1,94 млн м3/км3) исходно необходимой нефтенасыщенности, неэффективность миграции и неэффективность улавливания нефти структурными и другими ловушками, а также желая сделать наиболее оптимистическую из возможных оценку, С.О. Мо-шир и др. [40] попытались узнать, являются ли глинистые сланцы/аргиллиты нижнего мела Западноканадского бассейна действительно источником того неимоверного количества нефти, которое находится в земных недрах Атабаски, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер и Уобаски.
Для этого были использованы вышеупомянутые нефтегенерационные параметры, взятые по картам равного содержания, например, НС0; карта изопахит глинистосланцевой толщи Мэнвиль; карта изопахит нефтематеринской толщи нижнего мела всего бассейна; обогащенность органикой (TOC); HI; константа превращения (к) и все другое из общепризнанной количественной геохимической модели нефтеобразования из РОВ. В результате оказалось, что эта нефтематеринская порода могла бы дать только 71,5 млрд м3 нефти, что равно 34,54 % от геологических суммарных начальных запасов, в 1985 г. равных 207 млрд м3 в Атабаске, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер и Уобаске [40]. А вопрос, где источник остальных 135,5 млрд м3 нефти этих сверхгигантских месторождений, так и остался без ответа.
Кстати, в 1990-х гг. министерство энергии и ее использования Альберты (МЭИА) и министерство энергии Канады (МЭК) уже иначе оценивали геологические запасы нефти/битума в Атабаске, Колд Лэйк, Пис Ривер и Уобаске, которые совокупно занимают 122 880 км2, что равно площади почти всей Бельгии. МЭИА считает, что в упомянутых месторождениях имеются геологические запасы, равные 270 млрд м3, МЭК же считает, что они равны 400 млрд м3 [21], а Х.М. Холейдер [32] — даже 480 млрд м3.
В этом же аспекте непростительно было бы не напомнить также, что под нефтяными песками Атабаски, Колд Лэйк, Пис Ривер и Уобаски, на глубине 75-400 м от земной поверхности выявлены и уже разрабатываются 200-215 млрд м3 нефти, залегающей в нижнекаменноугольных/ верхнедевонских карбонатах “Карбонатного Треугольника” и генетически родственной с нефтью Атабаски, Колд Лэйк, Пис-Ривер и Уобаски, т.е. происходящей из того же источника. Иначе говоря, в земных недрах одной и той же площади выявлено суммарно от 470 до 695 млрд м3 нефти, а ее органический источник мог бы дать только 71,5 млрд м3, т.е. от
10,3 до 15,2 % суммарных геологических запасов нефти Атабаски, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер, Уобаски и “Карбонатного Треугольника”.
А где же источник остальных 85-90 % ? Кажется, что ответ на этот вопрос дают результаты бурения скв. 7-32-89-10-W-4, пробуренной на глубину 1678 м в месторождении Атабаска, на западной окраине Форта Мак-мерри, в 1994 г. Этой скважиной кровля КФ (гранит) вскрыта на глубине 543 м, а забой скважины находится в габбро, в котором пройдено 6 м призабойного ствола. Обсадная колонна установлена до глубины 598,4 м. Скважина имела нефте- и газопроявления: в гранитах — на глубине 787817 м; 884-915; 1421-1451 и 1479-1510 м, в габбро — на глубине 16621678 м. На проектной глубине 2196 м находился главный поисковый объект (крупный структурный элемент, согласно данным сейсморазведки 2-D), но из-за отсутствия финансирования бурение прекратили, а скважину законсервировали [41].
До бурения этой скважины предполагалось [33, 40, 50], что в Атабаску, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер и Уобаску могла латерально мигрировать вверх по восстанию на расстояние 200-500 км нефть за счет
ее всплывания из очага органического образования, находящегося в самой глубокой части Западно-Канадского бассейна. И это многим казалось возможным до открытия и начала разработки именно там (перед фронтом глубинного разлома-надвига, отделяющего Скалистые горы от ЗападноКанадского бассейна, т.е. от этого предгорного прогиба) сверхгигантского газового (12,5 трлн м3 природного газа) месторождения Дип Бэйсн.
Оно было открыто в 1976 году принадлежавшей компании “Кан-Хантер” скв. 1-Элмуорт, фонтанировавшей по 283 тыс. м3/сут и 170 тыс. м3/сут природного газа из двух зон в мезозойских отложениях на глубине около 1920 м. Вслед за этим “КанХантер” сделала еще 24 промышленных открытия газа в семи мезозойских формациях Дип Бэйсн на площади 1382 км2, пробурила более 100 скважин и выявила, что здесь имеется более 20 газодобывных зон, из которых пять приходятся на горизонт Фалер нижнемеловой формации Спирит Ривер. Залежи с промышленными запасами природного газа имеются с глубины 610 м (ф. Белли Ривер верхнего мела) до более чем 5500 м (ф. Деболт карбона) в песках, песчаниках, конгломератах, алевролитах, аргиллитах, глинистых сланцах и углях формаций и горизонтов (сверху — вниз) Белли Ривер, Чинук, Бэдхарт , Пембина, Кардиум, Уоскахиган и Дунвеган верхнего мела, Викинг-Кин-селла, Кадотт, Нотикуин, Фалер, Кег Ривер, Харматн, Гетинг и Кадомин нижнего мела, Никанассин юры, Балдонелл, Хафуэй и Пиджей триаса, Беллой перми, Кискатинеу и Деболт карбона. В северной части Дип Бэйсн фирма “Тоутл Петролеум” получила в скважине даже нефть плотностью 830 кг/м3 из песчаников мелового возраста, а в скв. 1-Хит — также неопубликованное количество нефти из горизонта Хафуэй триаса 13,5 км юго-восточнее предыдущей скважины [20, 36].
Газовое месторождение Дип Бэйсн при его максимальной ширине 180 км прослежено на 725 км с северо-запада на юго-восток, перед фронтом Скалистых гор параллельно их простиранию. Оно начало разрабатываться с участка Элмуорт-Вапити, ограниченного на юго-западе предгорьями Скалистых гор, а на севере и северо-востоке — сводом Пис Ривер. Главным газодобывным объектом вначале были зоны “А” и “Б” горизонта Фалер. В общем, это — тонко- и среднезернистые пески (иногда с прослоями конгломерата) морских циклов седиментации. В центральной части участка Элмуорт, где газопродуктивная толща горизонта Фалер становится грубозернистее вверх по ее разрезу и восстанию, превращаясь в конгломерат из галек кремня и окремнелых известняков, скважины фонтанируют газом естественно, без помощи технологии гидроразрыва пласта. Газонасыщенные конгломераты присутствуют в разрезе эпизодически, в виде небольших линз, но проницаемость имеют в несколько дарси (несколько 1-10'12 м2). Дебиты газовых фонтанов из конгломератов — от 57 до 283 тыс. м3/сут. Контактирующие с ними по вертикали и латерали осадочные породы характеризуются пористостью 10-15% и проницаемостью от МО'15 м2 до 1-10 14 м2 (1-10 мД), и газовые фонтаны из таких пород измеряются от 28 до 85 тыс. м3/сут [22, 23, 36].
Дип Бэйсн с суммарными начальными геологическими запасами природного газа в 12,5 трлн м3 занимает площадь около 66 560 км2, где газ насыщает весь разрез верхнего и нижнего мела, юры, триаса, перми и верхней части карбона на глубине от 610 до 6000 м. Эффективно газонасыщенная толщина газоносной толщи равна 3050 м, согласно данным из 350 скважин, пробуренных здесь еще до 1979 г. В плане Дип Бэйсн имеет форму сильно вытянутого с северо-запада на юго-восток ромба с несколько округленными боками. На северо-западном конце этого ромба газ исчезает в недрах, поскольку основная часть песчанистой толщи полностью замещается глинистыми сланцами. В юго-восточном направлении газоносная толща также выклинивается, но промышленная газоносность прослеживается отрывками и дальше в узкой полосе перед фронтом предгорий Скалистых гор в направлении на юг через южную часть Альберты, соседний американский шт. Монтану и еще южнее (по меньшей мере туда, где находятся в отложениях мелового же возраста газовые месторождения западного крыла бассейна Грин Ривер, в юго-западной части шт. Уайоминг) на расстояние 2080 км или более.
Вверх по восстанию всех пластов газоносной толщи мезозоя от Дип Бэйсн до мезозойской же нефтеносной толщи Атабаски, находящейся 210 км северо-восточнее, в них находится зона постепенного перехода от почти 100 %-ной газонасыщенности к 100 % водонасыщенности. Между газоносной и водоносной зонами в каждом пласте нет ни литологического, ни стратиграфического, ни дизъюнктивного барьера, препятствующего передвижению пластовых флюидов. Наоборот, каждый пласт вверх по восстанию становится все крупнопористее и проницаемее [22, 23, 36 ].
С момента открытия Дип Бэйсн прошло много лет, пробурена уже не одна сотня новых скважин, выполнены тщательные исследования керна и пластовых условий, и вышеуказанное дополняется следующим. Коллекторами газа в Дип Бэйсн являются плотные горные осадочные породы. Среди них типичными считаются плотные песчаники нижнемеловой ф. Спирит Ривер. Ее горизонт Фалер в южной части Дип Бэйсн слагают неморские кластики и ископаемые угли, а на участке Элмуорт горизонт Фалер, этот главный продюсер природного газа, представлен пятью трансгрессивными и регрессивными циклами седиментации с переходом от морских к неморским фациям. Каждый цикл состоит из косослоистого, рассланцованного, тонкозернистого песчаника с непостоянными количествами более грубозернистого песчаника или конгломерата и локально перекрывается ископаемым углем. Тонкозернистые песчаники отложены волнами в мелководно-морской и прибрежной фациях. Зернистые конгломераты, которые хорошо отсортированы, свободны от матрицы и залегают сразу же под ископаемым углем — отложения пляжей. Галечные конгломераты имеют худшую отсортированность, песчаную матрицу, ко-сослоистость, резкую, четкую подошву, выклиниваются в песчаник и являются либо отложениями каналов распределения сносимого обломочного материала, или же его прибрежными аккумуляциями, переотло-женными невдалеке от канала. Более грубозернистые песчаники и конг-
ломераты ископаемой береговой линии моря образуют обычные коллекторы с пористостью до 15 % и проницаемостью до 1 дарси (1-10'12 м2). Тонкозернистые же песчаники береговой линии и морского мелководья
— это “плотные коллекторы” газа Дип Бэйсн с проницаемостью порядка 0,001-0,5 миллидарси (т.е. 1-10 18-5-1016 м2), согласно [22, 23].
Результаты петрофизических исследований свидетельствуют, что тонкозернистые песчаники газоносной толщи Дип Бэйсн теряли пористость вследствие образования наростов кварца на их зернах, дробления обломков породы и цементации карбонатами и глинами. Эти процессы имели место и в конгломератах, но в них сохранилась значительная часть первичной пористости и возникла кое-какая вторичная: диагенез может эффективно и уменьшать, и уничтожать проницаемость осадков после их погребения. В кернах песчаников ф. Спирит Ривер проницаемость равна 0,001—0,5 миллидарси (1-1018—5-1016 м2), а в положении “in situ”, т.е. в пластовых условиях Дип Бэйсн, их же проницаемость на один порядок величины меньше, будучи для глубин 3—4 км равной от 0,0001 до 0,05 миллидарси (1-10 19—5-1017 м2). В то же время известно, что проницаемость глинистых сланцев, традиционно считающихся породами-покрышками газовых и нефтяных залежей, измеряется 0,001—0,000 0001 миллидарси (1-1018—1-10’22 м2). Из этого видно, что плотные газоносные породы в Дип Бэйсн даже менее проницаемы, чем некоторые породы-покрышки, в том числе такие, как глинистые сланцы [23, 36].
В диагенетических цементах газоносных конгломератов и песчаников из горизонтов Кадотт и Фалер, ф.ф. Блюски и Кадомин в Дип Бэйсн выявлены друзы кварца. Их призматические кристаллы торчат внутри поровых пространств газоносных конгломератов, сложенных гальками роговиков. Большинство этих друз кварца отложилось из слабосоленых (2—3 мае. % - эквивалента NaCl) вод при их температуре 170—195°С. Кальцитовый цемент также имеется, но он отложился позднее образования друз кварца (во время воздымания и остывания данной площади) при пластовых температурах 108—169°С. Эти горячие флюиды мигрировали с запада на восток (из полости надвига-глубинного разлома на границе Скалистые горы/Западно-Канадский бассейн в земные недра Дип Бэйсн и далее вверх по восстанию мезозойской толщи в сторону Атабаски) по проницаемым конгломератам и трещинам вдоль плоскостей напластования. Явная приуроченность когда-то горячих флюидов только к западной, самой глубокой части газоносной толщи Дип Бэйсн указывает, что глубинный конвективный тепломассоперенос этими флюидами мог осуществляться латерально в масштабе только нескольких десятков километров. Это подтверждается также и локализацией друз кварца. Самые крупные и самые многочисленные из них в песчаниках и конгломератах горизонтов Кадотт и Фалер обнаружены только в западной части Дип Бэйсн. В восточном же направлении отсюда количество и размер друз кварца уменьшаются. Это свидетельствует о нахождении источника горячей, перенасыщенной кремнеземом воды западнее Дип Бэйсн.
Здесь могут приниматься во внимание только два возможных пути притока и течения горячих вод:
1) вертикально восходящий поток вод из подстилающих отложений через вертикальные или субвертикальные трещины;
2) внутрипластовое течение горячих высоконапорных вод по восстанию пластов проницаемых пород или по трещинам вдоль плоскостей напластования происходит с запада на восток, т.е. из зоны надвига (глубинного разлома), ограничивающего на западе газовые залежи Дип Бэйсн и одновременно отделяющего Западно-Канадский бассейн от Скалистых гор.
Горячие воды из подстилающей карбонатно-эвапоритной (каменная соль) толщи пермотриаса принесли бы в мезозойские отложения Дип Бэйсн высокую соленость и 5180 = 7-9 %о, но пластовые воды, например, горизонта Фалер при пластовой температуре 170-195°С имеют малую соленость (только 2-3 мае.%-эквивалента ЫаС1) и 8180 = 3 %о. Таким образом, горячие газонасыщенные воды получены не из нижезалегающей эва-поритоносной толщи пермотриаса и не из-под нее. Изучение стабильных изотопов для кварцевых друз также свидетельствует, что кварцевые друзы всех модификаций образовались здесь из флюидов идентичного изотопного состава и при идентичной температуре в горизонтах Кадотт и Фалер, а кварцевые друзы ф. Кадомин — из разных флюидов и в несколько стадий.
С помощью масс-спектрометрии и других методов анализа изучен состав и газо-жидкостных включений (ГЖВ) в макрокристаллах кварца из его друз и кальцита из цемента песчаников и конгломератов Блюски, Кадомин, Кадот и Фалер. ГЖВ, богатые метаном, этаном и пропаном, находятся в цементах, отложившихся в порах упомянутых пород при 150°С, а богатые только метаном — в кристаллах цементов, отлагавшихся в порах при 165°С или меньше. Друзы кварца залегают, кроме того, внутри горизонтальных трещин в песчаниках, полостях-жеодах, явно созданных частичным растворением — выщелачиванием конкреций сидерита, и в крупных порах конгломератов, сложенных галькой роговиков. Соленость воды ГЖВ определена по температуре замерзания, а температура образования ГЖВ с углеводородами — по температуре гомогенизации ГЖВ при их нагревании [49].
Граниты, вскрытые бурением на глубине 543 м в Атабаске, — это горные породы Канадского щита, западный склон которого моноклинально погружается в Западно-Канадский осадочный бассейн по направлению к Скалистым горам. Сопряженная с ними на протяжении 725 км, моноклинально наклонная к ним полоса газоносности шириной 180 км месторождения Дип Бэйсн (площадь 66 560 км2) является не очагом газонеф-теобразования из РОВ самой глубокой части Западно-Канадского бассейна, а местом аккумуляции 12,5 трлн м3 природного газа, выделившегося там из глубинного разлома-надвига, который простирается вдоль фронта Скалистых гор. Не является эта площадь и местом, откуда нефть якобы мигрировала латерально вверх по восстанию пластов в Атабаску, Бафе-лоу Хэд Хиллз, Боннивиль, Бэд Рэпидз, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Лун
Ривер, Пис Ривер и Уобаску.Согласно [22, 23, 50], между ними и Дип Бэйсн залегают нижне- и верхнемеловые пористые, хорошо проницаемые (1 дарси) водоносные песчаники и конгломераты, по которым должен был бы, в первую очередь, всплыть вверх по восстанию и достигнуть упомянутых месторождений нефти и нефтяных песков природный газ из Дип Бэйсн вследствие его меньшей, чем у нефти и воды, плотности и, казалось бы, огромной силы всплывания его 12,5 трлн м3.
Однако, газ из Дип Бэйсн не может мигрировать к Атабаске. Этому препятствует капиллярное сопротивление водонасыщенной проницаемой пористой среды. Согласно [31], капиллярное сопротивление всегда возникает при перемещении нефти и/или газа из одной поры в другую через более узкий проход между порами, заполненными водой, и определяется уравнением:
где “А,” — поверхностное натяжение (дин/см) между нефтью (газом) и водою на границе их раздела, “0” — угол (в градусах) контакта нефти (газа) и воды, “г^” — средний радиус межпорового прохода (см), “г” — средний радиус пор (см). Средними их значениями в типичном песке являются X = 20 дин/см, 0 = 60° (cos 0 = 0,5), г — 0,005 см, г1 — 0,25 г. Подставляя эти величины в упомянутое уравнение, получаем, что Pk = 12 000 дин/см2. При этом перепады давления благодаря силе плавучести нефти равны порядка 1 —10 дин/см2, и оказывается, что капиллярное сопротивление в 12 000 или 1200 раз больше силы всплывания нефти. Поверхностное же натяжение между природным газом и водою в 40 раз больше, чем между нефтью и водою, а это означает и соответственно меньшую у природного газа возможность всплывания в пористой, проницаемой и водонасыщенной среде [15, 16, 31].
Милк Ривер, содержащее 255 млрд м3 газа, располагается в Западно-Канадском бассейне на северо-восточном моноклинальном склоне свода Суит Грасс, отделяющего Западно-Канадский от бассейна Уиллистон. Как и в Дип Бэйсн, газ Милк Ривер залегает в плотных и почти непроницаемых песчаниках мелового возраста в нижней, наиболее глубокой части моноклинали, тогда как в верхней, наименее глубокой ее части эти же песчаники, являющиеся уже крупнопористыми и хорошо проницаемыми (1 дарси, т.е. Г10'12 м2), содержат пресную воду. Гигантское газовое месторождение Милк Ривер было случайно открыто еще в 1883 году скважиной железнодорожной компании “Канадиэн Пэсифик Рэйлроуд”, пробуренной на пресную воду. Месторождение не разрабатывалось до 1973 г. Его отмельно-пляжные пески ф. Милк Ривер обнажаются в южной части пров. Альберта, немного ниже по падению пластов от обнажений они становятся коллектором пресной воды для сотен скважин, пробуренных на фермах, а еще северо-восточнее постепенно изменяются фациально в мелководно-прибрежные, морские, слоистые, маломощные пески и глинистые сланцы с сопутствующей потерей пористости и проницаемости.
Именно здесь и сосредоточены огромные запасы газа месторождения Милк Ривер. Вода в ф. Милк Ривер течет вниз по падению пластов к газовым залежам, и нет никакого литологического, стратиграфического и структурно-тектонического экрана или барьера между газом и водою. Имеется лишь переходная от газа к воде зона шириной от 9,5 до 13 км. Пористость водоносных песков около 25 %, проницаемость 100 миллидарси (1-10 13 м2), а газоносных — лишь 14 %;и 1 миллидарси (1-1015 м2), при водонасыщенности последних 45 % . Площадь месторождения 17 920 км2, средняя глубина залегания газа 335,5 м, средняя эффективно газонасыщенная толщина газовой залежи 18,3 м, начальное пластовое давление
3,1 МПа, площадь дренажа, приходящаяся на скважину, 128 га и средняя газодобыча одной скважины 2,8 тыс. м3/сут [36].
Сверхгигантское газовое (935 млрд м3) месторождение Сан Хуан (его другие названия — Бланко Бэйсн и Бланко Месаверде) находится в бассейне Сан Хуан, на западе окаймленном Скалистыми горами, на востоке
— хр. Насимьенто, на севере и северо-востоке — хр. Арчулета, на юго-востоке — поясом сбросов Пуэрко и на юге — горами Зьюни. Оно располагается поперек длинной синклинальной оси бассейна Сан Хуан на площади 8038 км2 по кровле газоносных песков Месаверде мелового возраста и 2816 км2 по кровле газоносных песков и песчаников Дакота мела, разрабатывается тремя тыс. скважин в шт. Новая Мексика. Пористость газоносных песков и песчаников Месаверде 10 %, проницаемость 1,5 миллидарси (1,5-10 15м2), водонасыщенность 34 %, средняя эффективно газонасыщенная толщина 24,5 м, начальное пластовое давление 9,6 МПа, средняя глубина залегания 1647 м, площадь дренажа одной скважины 128 га и средняя газодобыча одной скважины 8,5 тыс. м3/сут. Средняя глубина залегания газоносных песчаников Дакота 2135 м, средняя пористость 7 %, средняя проницаемость 0,15 миллидарси (15-10'17м2), водонасыщенность 35 %, средняя эффективно газонасыщенная толщина 18,3 м, начальное пластовое давление 21,1 МПа, площадь дренажа, приходящаяся на одну скважину, 128 га и средняя газодобыча одной скважины 7 тыс. м3/сут [9, 35, 36].
Газоносные пески Клиф Хаус и Пойнт Лукаут ф. Месаверде и газоносные пески ф. Дакота здесь образуют многопластовый газоносный пакет толщиной 1525 м в огромной синклинали. В этом пакете все поры насыщены природным газом, объем пакета равен 8192 км3, и на него со всех сторон вниз по падению движутся пластовые воды. Газоносные “плотные” песчаники мела постепенно и непрерывно вверх по их восстанию становятся более пористыми, проницаемыми и наконец водоносными при полном отсутствии какого-либо барьера-экрана, отделяющего газоносную часть песчаника от его водоносной части. Несмотря на это и так же, как в Дип Бэйсн и Милк Ривер, газ в месторождении Сан Хуан не всплывает вверх по восстанию каждого из пластов [36].
Дип Бэйсн, Милк Ривер и Сан Хуан — это сверхгигантские газовые скопления, Атабаска же, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер и Уобас-ка — сверхгигантские скопления тяжелой нефти, но у всех этих скопле-
ний газа и нефти есть общая особенность: у них нет их источника в осадочной толще. Кроме того, залегание газа в Дип Бэйсн, Милк Ривер и Сан Хуан свидетельствует, что в водоносных пластах гравитационная латеральная миграция газа и нефти вверх по их восстанию есть science fiction.. Это относится, конечно, и к капиллярной миграции нефти и газа, поскольку капиллярные силы не вытеснили газ из мелких пор-капилляров в крупные поры-сверхкапилляры, а воду — из крупных пор в мелкие, хотя капиллярные силы были обязаны обеспечить именно такое вытеснение, ведь это и является сущностью капиллярных явлений, согласно [15, 31].
Позитивные геотермические аномалии в нефтяных месторождениях Атабаска, Колд Лэйк, Ллойдминстер, Пис Ривер и Уобаска, а также в сверхгигантском газовом месторождении Дип Бэйсн не являются геологическим курьезом и существуют не только в Западно-Канадском бассейне, но и гораздо южнее его, например, в Денверском. Раскрываясь на востоке в Западный внутренний осадочный бассейн, он окаймляется горным сооружением Скалистых гор, их предгорьями на западе и окраинными поднятиями — Хетвайлл на северо-западе, Чедрон и Кембридж на северо-востоке, Лас Анимас на юго-востоке, Сьерра Гранде, Апишипа и Кеннон-Сити на юге. Здесь, в земных недрах шт. Колорадо, США, разрабатывается гигантское газоконденсатнонефтяное месторождение Спиндл/ Уоттенберг, находящееся в центре Денверского бассейна (в своде его синклинали). Суммарные начальные геологические запасы этого месторождения, равные 56,6 млрд м3 природного газа и 47,5 млн м3 нефти с конденсатом, залегают в песчаниках нижнемеловой формации Мадди на глубине 790-1035 м. На карте геотермических градиентов площади Спиндл/ Уоттенберг видна отчетливая аномалия типа “яркого пятна”, более соответствующая площади наибольшей газодебитности, а не структуре. Геотермические градиенты здесь изменяются от 29,2—32,8°С на краях месторождения (и вне его) до 51,1-52,9°С на участках наилучшей газодобычи. Эти данные получены не только во время опробования на приток из пласта трубными пластоиспытателями, но и при замерах термопрофиля и давлений на забое скважин в статических условиях.
Одним из главных нефтегазоконденсатоносных пластов в месторождении Спиндл/Уоттенберг является песчаник Джей формации Мадди. И хотя его кровля имеет форму синклинали, линии равных пластовых температур в земных недрах выгнуты кверху в виде антиклинали, совпадая с наиболее высокодебитными участками газоконденсатной залежи. Латеральное увеличение температуры более чем на 39°С происходит от краев к центру месторождения вдоль газодобывного горизонта [9, 38, 42].
Позитивные геотермические аномалии имеются в продуктивных горизонтах и подавляющего большинства других газовых и нефтяных месторождений области Скалистых гор, а также во многих месторождениях нефти и газа иных регионов мира. Эти аномалии сопутствуют структурным, стратиграфическим, литологическим ловушкам нефти и газа и могут вызываться несколькими причинами, но самой важной из них является движение вверх нефти, газа и воды [38].
Еще одним сверхгигантским нефтяным скоплением, происхождение которого проверялось адептами бионефтегенезиса в свете общепринятой количественной геохимической модели нефтеобразования из РОВ-кероге-на, является венесуэльское месторождение Боливар Прибрежное в недрах восточного побережья морской лагуны-озера Маракайбо и его прибрежной акватории. На ранних стадиях разведки, когда скважины закладывались вблизи многих естественных выходов нефти на дневную поверхность, но вдалеке друг от друга, думали, что открываются разные месторождения, которым дали названия — Бачакеро, Кабимас, Лягуни-льяс и Тиа Хуана. Первым здесь, в бассейне Маракайбо, в 1917 году открыто месторождение Кабимас. В 1975 г. его 640 скважин суммарно дали 5,088 млн м3/год нефти плотностью 891 кг/м3 и сернистостью 1,71 мае. % из третичных песков на глубине от 170 до 671 м, а их накопленная к 1976 г. нефтедобыча была равна 207 млн м3. В 1926 г. открыто Лягунильяс. В 1976 г. его 2335 скважин суммарно дали 31,957 млн м3/год нефти плотностью 908 кг/м3 и сернистостью 2,18 мае. % из третичных (миоцен, эоцен) песков на глубине 915 м. Накопленная же к 1976 г. нефтедобыча в Лягунильясе достигла 1349 млн м3. Открытое в 1928 г. месторождение Тиа Хуана имеет нефть плотностью 891 кг/м3 и сернистостью 1,49 мае. % в третичных песках на глубине 915 м; в 1975 году дало 14,15 млн м3 нефти из 1585 скважин, накопленная к 1976 г. нефтедобыча равна 477 млн м3. В 1930 г. открыто месторождение Бачакеро. Его нефть плотностью 927 кг/м3 и сернистостью 2,62 мае. % залегает в третичных (эоцен, миоцен) песках на глубине 1050 м. К 1976 г. накопленная нефтедобыча в этом месторождении достигла 787,5 млн м3, и только за один 1975 год 1925 скважин Бачакеро дали в сумме 24 млн м3 нефти. Позднее стало ясно, что Бачакеро, Кабимас, Лягунильяс и Тиа Хуана — это различные части одного и того же очень крупного моноклинального месторождения, сильно разбитого разломами и имеющего более 300 самостоятельных пластов-коллекторов нефти. Их разработка только в одном 1975 году суммарно дала из 6486 скважин нефтедобычу, равную 75,6 млн м3, и накопленную нефтедобычу, на 1 января 1976 года исчислявшуюся 2820,5 млн м3. Геохимические исследования 124 проб природной нефти из эоцен-миоценовых песков Боливар Прибрежного выявили здесь два типа нефти, которые отличаются друг от друга преимущественно неодинаковым содержанием прямоцепочечных (“нормальных”) алка-нов. Известно, что к-алканы — это соединения, наиболее легко поддающиеся удалению из нефти в процессе ее бактериальной деградации, и, таким образом, оба типа нефти в Боливар Прибрежном — это просто один и тот же тип природных нефтей, но с неодинаковыми степенями их бактериальной деградации. На это же указывает и наличие здесь полного ряда (последовательности) от зеленой легкой (820 кг/м3) до черной тяжелой (1000 кг/м3) асфальтовой нефти (деградированные природные нефти в бассейне Маракайбо выявлены до глубины даже 3048 м). По ряду признаков и химические составы всех нефтей этого месторождения также замечательно тождественны. Они принадлежат к одному и тому же се-
мейству природных нефтей и происходят из одного и того же источника. Правда, в пласте “Л-5” оба необычных типа нефти имеют химические составы, которые нельзя объяснить бактериальной деградацией. Одна из нефтей “Л-5” обеднена н-С8 — н-С14, а другая (из того же пласта “Л-5”) обеднена н-С18 и выше. Бензольное и толуольное числа (индексы) у этих нефтей нормальные, и очевидно, что здесь действовал и некий иной физический или химический процесс [10, 19. 35, 37].
Источником, т.е. нефтематеринской породой, для Боливар Прибрежного считается известняк Ля Люна мелового возраста, развитый на всей площади осадочного бассейна Маракайбо. В 1983 г. извлекаемые запасы нефти месторождения Боливар Прибрежного были подсчитаны равными 4770 млн м3, а геологические ее запасы, по-видимому, как минимум в 2 раза больше. Кроме того, наверняка имеется нефть и в виде ее еще не открытых залежей на большей глубине и в других местах бассейна Маракайбо шириной 225 км, длиной 510 км, площадью 80 тыс. км2 и объемом осадочного выполнения 400 тыс. км3. Какое-то количество нефти было потеряно в результате ее бактериальной деградации, а также рассеялось на земной поверхности через естественные выходы нефти. Многие из них еще и ныне активные, так что Боливар Прибрежное могло изначально
содержать до 31 798 млн м3 нефти при его размерах 80 х 100 км [19].
Чтобы узнать, могло ли такое количество нефти образоваться из рассеянного органического вещества (РОВ), погребенного в известняке Ля Люна, была использована общепринятая количественная геохимическая модель органического нефтеобразования. Согласно многим анализам, концентрация РОВ-керогена в этом известняке — 2,5 % объема (т.е. 1,0 мае. %), и считается, что вероятность превращения керогена в битумы — около 10 % объема и что только 5 % объема этих битумов могут мигрировать из нефтематеринской породы и аккумулироваться в пластах-коллекторах. Следовательно, 1 м3 нефтематеринской породы содержит 2,5-10'2 м3 керогена, который мог бы генерировать 2,5-10'3 м3 битумов и выделить из себя 1,25-10'4 м3 нефти, полагая, что плотность керогена равна 1000 кг/м3, а нефтематеринской породы — 2500 кг/м3. Таким образом, если 1м3 нефтематеринской горной породы смог бы генерировать 1,25-10~4 м3 нефти, то потребовалось бы 2,54-1014 м3 нефтематеринской породы, чтобы продуцировать 3,18* 1010 м3 нефти. В этом случае, такая нефтематеринская горная порода заняла бы на земной поверхности площадь диаметром 570 км при толщине породы 1000 м. Но мощность известняка Ля Люна равна только 91 м [19], и тогда диаметр бассейна должен быть в 10 раз больше, т.е. 5700 км. В таком случае, нефтематеринская площадь в бассейне Маракайбо измерялась бы 25 517 587 км2, хотя площадь всей Венесуэлы равна 352 148 км2 [35]. С диаметром же 5700 км этот бассейн имел бы площадь в 320 раз большую, чем площадь (80 тыс. км2) бассейна Маракайбо, в 70 раз большую, чем площадь Венесуэлы, и охватывал бы также и ее сопределье — Колумбию, северные территории Боливии и Бразилии с прилегающими значительными пло-
щадями Атлантики, Карибского моря, Тихого океана, Северных Анд и Гвианского нагорья (докембрийского кристаллического щита), чего никогда не было в геологической истории Южной Америки на протяжении всего мелового времени и позднее.
Если бы известняк Ля Люна имел толщину 1000 м, а концентрация РОВ в нем достигала не 1 мае. %, а 5 мае. %, то диаметр нефтегенерирующего осадочного бассейна был бы равным 180 км, согласно [19]. Однако, толщина известняка Ля Люна измеряется 91 м, т.е. в 10 раз меньше,
и, следовательно, диаметр бассейна должен быть равным не 180, а 1800 км, что дает площадь бассейна, равную 2 544 690 км2, т.е. почти в 32 раза больше площади (80 тыс. км2) бассейна Маракайбо и в 7 раз больше площади Венесуэлы.
Около 480 млрд м3 нефти плотностью 934-1030 кг/м3 (при 15,5°С), сернистостью 3-4 мае. % и вязкостью от 14-102 Па-с до 4 Па-с (при температуре от 38 до 60°С) залегают на глубине 183 — 2375 м в миоценовых, олигоценовых и меловых песках Оринокского нефтяного пояса Венесуэлы. Этот пояс шириной до 90 и длиной более 600 км ограничен на юге р. Ориноко, по которой проходит северная граница Гвианского щита, простирается по левому берегу этой реки вверх по течению от ее устья и является моноклинальным (угол наклона 0,5-3° на север) бортом Восточно-Венесуэльского осадочного бассейна. Нефтеносные пески здесь имеют пористость от 30 до 35 %, проницаемость от 1 до 20 дарси (от 1-1012 до 2-1011 м2), эффективно нефтенасыщенную толщину одного пласта от 4,5 до 40 м, но описания их нефти как смолы, гудрона или битума не соответствуют действительности, поскольку она настолько подвижна в пластовых условиях (давление 8,4-9,85 МПа и более, температура 48—66°С), что каждая, даже неглубокая (183-915 м) скважина типично и стабильно дает несколько десятков тонн нефти в сутки с помощью штанговых глубинных насосов [26-28, 35, 39, 45].
Нефть заполняет все пески вниз по разрезу до водо-нефтяного контакта (ВНК), глубина залегания которого контролируется дизъюнктивной тектоникой. Моноклиналь или гомоклиналь Оринокского нефтяного пояса осложнена системой крупных вертикальных сбросов восток-северо-восточного простирания и более молодой системой правосторонних сбросов север-северо-западного простирания. Нефтенакопление имело место там, где сбросы, идущие из докембрийского КФ, рассекают толщу флю-виально-дельтовых песков. Вертикальные сбросы восток-северо-восточного простирания падают в сторону Гвианского щита с амплитудами смещения до 61 м по кровле КФ. Плоскости этих продольных сбросов волнистые и скошенные. Их падения в сторону Гвианского щита и отсутствие утолщения осадочных пород на опущенных крыльях сбросов свидетельствуют против конседиментационного роста сбросов и в пользу постседи-менТационных подвижек в ответ на коробление кратона снизу-вверх. Сбросы север-северо-западного простирания почти сугубо трансляционные, противостоят восток-северо-восточным сбросам и являются планарными, невертикальными и без скосов-искривлений их плоскостей. Закартирова-
ны горизонтальные дизъюнктивные смещения до 500 м и вертикальные до 12 м. Сбросы достигают земной поверхности, так что многочисленные реки, речки (притоки Ориноко) и элементы земного рельефа либо совпадают с линиями сбросов, либо пересекают их, указывая тем самым на действие нынешних тектонических движений [26].
В нефтяном поясе Ориноко для добычи нефти выделены в направлении с востока на запад четыре главных сектора — Серро Негро, Амака, Суата и Мачете. Нефть уже добывается скважинами в Серро Негро, Амака и Суата. Самый западный сектор, Мачете, содержит нефть на большей глубине и пока не разрабатывается. Подсчитанные геологические запасы нефти в секторе Серро Негро равны 34 млрд м3, Амака — 35 млрд м3, Суата — 80 млрд м3 [27].
В северной части сектора Амака тяжелая (959-1030 кг/м3) и вязкая (14-10'2 — 21-10'1 Па-с) нефть добывается на участках Арекуна, Бар и Мелонес. Здесь, на далеком северном погружении моноклинали, нефтяные залежи находятся на глубине 183-1220 м. Пористость нефтяных песков равна, в среднем, 32 %, проницаемость — 10 дарси (1-10 11 м2). В залежах Арекуна и Бар среднее пластовое давление 8,4-9,85 МПа, пластовая температура — от 54 до 66°С. Бурение скважин с призабойным длинным горизонтальным стволом началось здесь в 1993 г., и некоторые из таких скважин дают по 318 м3/сут нефти и более. Суммарная текущая нефтедобыча нефти из Арекуны, Бара и Мелонеса — около 15 900 м3/сут. Южнее Амака-Бара разрабатывается участок Амако площадью 657 км2, дающий пока 6 520 м3/сут нефти, а когда пробурят новые скважины, то нефтедобыча на ее “плато” достигнет 26 235 м3/сут. Геологические запасы нефти в Амако оцениваются от 4 135 до 4 295 млн м3, а извлекаемые
— от 413,5 млн м3 до 429,5 млн м3 (коэффициент нефтеотдачи равен 0,1). Нефть добывается из ф. Офисина, сложенной песчаниками непостоянной толщины и алевролитами. Глубина залегания нефти — от 610 до 915 м. Пористость песчаников — от 30 до 35 %, проницаемость — от 1-1011 до 2-1011 м2, плотность нефти — 1007 кг/м3, вязкость — 4 Па-с при температуре от 52 до 55°С, газовый фактор равен 18 м3/м3. Режим пласта описывается как “режим газа в вязком растворе”, не применяя термина “пенистая (пенообразная) нефть”, поскольку пена не образуется. При режиме вязко-растворенного газа критическая газонасыщенность, при которой газ начинает течь в виде непрерывной фазы, гораздо больше (порядка 9-10 %), чем обычно предполагалось бы. Газ выходит из раствора в виде пузырьков, а не пены. Скважины — насосные, но насосы установлены не на забое. У скважин призабойные горизонтальные стволы длиной от 500 до 900 м. Скважины пробурены (по сетке 1 скважина на 80 или 90 га) со специальных “подушек”, чтобы свести до минимума вредное экологическое воздействие на окружающую природную среду [39].
В секторе Серро Негро добывается тяжелая (1015 кг/м3) и вязкая (от 2 Па-с до 5 Па-с) нефть из 250 скважин. Уже добыто более 16 млн м3, и сейчас нефтедобыча достигла 11 130 м3/сут из песка Моричаль ф. Офисина. В 1997 г. схему разработки пересмотрено. Принята новая сетка рас-
положения скважин, при которой одна скважина приходится на 54 га и имеет призабойный горизонтальный ствол длиной около 915 м, а также дебит до 400 м3/сут нефти [27, 39].
Сектор Суата находится на южном борту Восточно-Венесуэльского осадочного бассейна, примерно 315 км юго-восточнее Каракаса, и дает нефтедобычу 19 080 м3/сут. Здесь на площади 14 500 км2 в 1979-1983 гг. пробурено 162 скважины, которые дали геологические запасы 80 млрд м3 нефти плотностью 934-1022 кг/м3 и сернистостью 3-4 % на площади 9200 км2. Недра Суаты сложены породами возрастом от палеозойского до кайнозойского. Они перекрывают изверженные и метаморфические кристаллические породы Гвианского докембрийского щита. Главные скопления нефти с природным газом разрабатываются в базальных песках ф. О-фисина, а остальные нефтяные залежи выявлены в песках ф. Темблядор, залегающих под ф.Офисина. С применением радиально-лучевой закачки пара в пласт средний дебит одной скважины равен 25 м3/сут, но, когда изменили метод закачки пара, дебит каждой скважины увеличился, в среднем, до 200 м3/сут. В южном направлении нефтяные пески ф. Офи-сина олигоцена залегают на все более и более древних горных породах, а на крайнем юге эти базальные пески лежат на докембрийских породах погребенного северного склона Гвианского щита. Пористость базальных песков 33-34 %, проницаемость от 1,1 до 7,2 дарси (от 1,Г1012 до 7,2*10-12 м2), нефтенасыщенность 65-90 %, толщина от 7,6 до 42 м и эффективно нефтенасыщенная толщина от 4,5 до 11 м. Уплотнение песка является главным механизмом добычи нефти из очень рыхлых песков; а дополнительно увеличить коэффициент нефтеотдачи пласта от 0,04 до 0,12 можно за счет циклической закачки пара в нефтяной песок. В 2001 г. здесь установлен мировой рекорд по наклонному бурению долотом диаметром 311 мм в течение 14 месяцев семью буровыми станками при отклонении более чем на 5000 м от ствола каждой из 100 скважин отдаленного достижения. Длина такого ствола в предыдущем рекорде была равной 3622 м. В северной части сектора Суата залегает нефть плотностью 934-986 кг/м3 в маломощных песках со множеством различных ВНК, а в южной скважины имеют плохую продуктивность вследствие плотности нефти более 1015 кг/м3 и низкой пластовой температуры, обусловленной меньшей глубиной [27, 28, 48].
Южнее сектора Суата, в шт. Ансуатеги на площади Сан-Диего Ори-нокского нефтяного пояса разрабатываются нефтяные залежи, где средняя мощность продуктивной толщи песков равна 60 м. Продуктивность скважин высокая, и прослоев водоносных песков нет. Здесь пока 12 наклонных скважин (семь эксплуатационных на расстоянии по 300 м друг от друга и пять наблюдательных), пробуренных из их “куста” с целью изучения нефтедебитности и характера уплотнения третичных песков. Для Сан-Диего характерно следующее: глубина до кровли нефтяной залежи 427 м ниже уровня моря, пористость песков 34 %, проницаемость 5,5 дарси (5,5-1012 м2), толщина слоя нефти 107 м, эффективная мощность нефтяного песка 40 м, плотность нефти 1000 кг/м3, пластовая темпёрату-
ра 48°С, давление гидростатическое, геологические запасы нефти
5,2 млрд м3. Западнее площади Сан-Диего, в шт. Гуарико, имеется похожая мощная нефтепродуктивная зона, но высокая плотность нефти, равная в среднем 1014 кг/м3, низкая пластовая температура и прослойки водоносного песка уменьшают продуктивность этой зоны [28].
Полагают, что нефть Оринокского нефтяного пояса образовалась, по-видимому, либо в отложениях мелового возраста, либо севернее, в глинистосланцевых пластах эквивалента олигоцен-миоценовой ф. Офисина [28]. Правда, олигоценовые пески представляют собой взаимно переплетенные шнурковые песчаные тела, отложенные в меандровых флювиаль-ных поясах, причем точечные песчаные бары и заполнение речных русел и проток составляют от 80 до 90 % суммарной мощности песка [28, 39]. Это свидетельствует об отсутствии повсеместного развития песчаного проницаемого латерального пути для миграции нефти из предполагаемого источника нефтеобразования на севере, в самой глубокой части ВосточноВенесуэльского бассейна, к месту аккумуляции нефти на юге, в Оринок-ском нефтяном поясе, лежащем на северном погребенном склоне Гвианского щита. Наибольшая часть запасов нефти Оринокского пояса имеет плотность от 1000 до 1030 кг/м3 и вязкость от 14-10'2 Па-с до 4 Па-с (при температуре от 38 до 6б°С), так что о всплывании такой нефти в водонасыщенных песках можно утверждать лишь под эгидой science fiction. Кстати, до сих пор никто так и не отважился воспользоваться современной общепринятой количественной геохимической моделью генезиса нефти из керогена осадочных пород для Оринокского пояса, что, в общем-то, понятно. Если, согласно этой модели, образованию 31,8 млрд м3 нефти месторождения Боливар Прибрежное необходим нефтегенерационный бассейн площадью либо в 70, либо в 7 раз больше площади Венесуэлы, то во сколько же десятков или сотен раз больше оказался бы бассейн, кероген которого был бы источником 480 млрд м3 нефти Оринокского пояса?
Таким образом, из вышеизложенного ясно,что кероген — РОВ осадочных пород не имеет никакого отношения к происхождению нефти и природного газа. Они — неорганического генезиса и образовались при температуре выше 900°С на глубине более 50 км под земной корой, откуда мигрировали по разломам вертикально вверх в осадочную толщу и ее кристаллический фундамент [5, 6].
1. Гожик П.Ф., Чебаненко I.I., Краюшкін В.О. та ін. Наукові і практичні основи пошуків вуглеводнів в Азовському морі. — Київ, ЕКМО, 2006. — 340 с.
2. Гожик П.Ф., Краюшкин ВА., Клочко В.П. К поиску нефти на глубине 800012 500 м в Днепровско-Донецкой впадине // Геол. журн. — 2006. — № 4. — С. 17-54.
3. Гожик П.Ф., Краюшкин ВА., Клочко В.П. Успехи мировой морской нефтегазоразведки // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2007. — № 2. — С. 19-33.
4. Краюшкин ВА. Древнейшие геоблоки мирового взморья — щиты: их рельеф, молодой тектоно-магматизм, современная сейсмичность и нефтегазоносность // Там же. — № 3. — С. 15-50.
5. Краюшкин ВЛ. Абиогенно-мантийный генезис нефти. — Киев: Наукова Думка, 1984. — 176 с.
6. Краюшкин ВЛ., Кучеров В.Г., Клочко В.П. и др. Неорганическое происхождение нефти: от геологической к физической теории // Геол. журн. — 2005. — № 2 — С. 35-43.
7. Краюшкин ВЛ., Листков В.П., Масляк ВЛ. и др. Разработка методики поисков нефтяных и газовых скоплений в недрах Причерноморья на территории Запорожской, Николаевской и Херсонской областей. — Киев: Ин-т геологических наук, 1998. — 60 с.
8. Маковский СЛ. Вокруг да около. Избранное. — М.: Салмус, 1993. — 89 с.
9. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн.
1. Европа, Северная и Центральная Америка / Ред.: И.В.Высоцкий. — М.: Недра, 1976,- 600 с.
10. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн.
2. Южная Америка, Африка, Ближний и Средний Восток, Южная Азия, Центральная Азия и Дальний Восток, Юго-Восточная Азия и Океания, Австралия и Новая Зеландия / Ред.: И.В.Высоцкий. — М.: Недра, 1976. — 584 с.
11. Хайн В.Е. Региональная тектоника. Внеальпийская Азия и Австралия. — М.: Недра, 1979. — 356 с.
12. Чабаненко 1.1., Гожик П.Ф., Краюшкін В.О. та ін. Перспективи нафтогазоносності бортових зон западин України. — Київ: Варта, 2006. — 264 с.
13. Шнюков Е.Ф., Гожик П.Ф., Краюшкин ВЛ. В трех шагах от субмаринной добычи газогидратов // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. — 2007.
— № 1 — С. 32-51.
14. Шнюков Е.Ф., Краюшкин ВЛ., Гусева Э.Е. и др. О концентрациях ванадия и никеля в природных нефтях Азии, Африки, Европы, Северной и Южной Америки / / Геол. журн. — 2006. — № 4 — С. 7-16.
15. Arps J.J. Engineering concepts useful in oil finding // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1964. — 48, No. 2. — P. 157-165.
16. Aschenbrenner B.C., Achauer Ch.W. Minimum conditions for migration of oil in water-wet carbonate rocks // Ibid. — 1960. — 44, No. 2. P. 235-249.
17. Ayres M.G., Bilal М., Jones R.W., et al. Hydrocarbon habitat in main producing areas, Saudi Arabia // Ibid. — 1982. — 66, No. 1. — P. 1-9.
18. Barker C., Dickey PA. Hydrocarbon habitat in main producing areas, Saudi Arabia: discussion // Ibid. — 1984. — 68, No. 1. — P. 108-109.
19. Bockmeulen H., Barker C., Dickey PA. Geology and geochemistry of crude oils, Bolivar Coastal fields, Venezuela // Ibid. — 1983. — 67, No. 2. — 242-270.
20. Canada. A special report // International Petroleum Encyclopedia. — Tulsa (OK): Petrol. Publish. Co., 1976. — P. 402-407.
21. Canadian oilsands, heavy oil poised for surge in development // Oil and Gas J.
— 1996. — 94, No. 21. — P. 25-28.
22. Cant D.J. Spirit River formation — a stratigraphic diagenetic gas trap in the Deep Basin of Alberta j I Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1983. — 67, No. 4. — P. 577-587,
23. Cant D.J. Diagenetic traps in sandstones // Ibid. — 1986. — 70, No. 2. — P. 155-160.
24. Christian L. Size distribution of Middle East fields and reserves growth issues draw focus // Oil and Gas J. — 2007. — 105, No. 34. — P. 36-41.
25. ConocoPhillips, Santas test new Timor Sea well // Ibid. — 2006. — 104, No. 47.
— P. 8.
26. Countrymen R.L., Flores DM. Fault patterns in part of Orinoco heavy belt, Eastern Venezuela Basin // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1988. — 72, No. 2. — P. 174.
27. Croft G., Stauffer K. Venezuelan projects advance to develop world's largest heavy oil reserves // Oil and Gas J. — 1996. — 94, No. 28. — P. 62-63.
28. De Rojas I. Geological evaluation of San Diego Norte Pylot Project, Zuata area, Orinoco Oil Belt, Venezuela // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1987. — 71, No. 10-A. — P. 1294-1303.
29. Dunnington H.V. Stratigraphic distribution of oil fields in the Iraq-Iran-Arabia // Inst. Petrol. J. — 1967. — 53, No. 520. — P. 129-161.
30. Edgell H.S. Proterozoic salt basins of the Persian Gulf and their role in hydrocarbon generation // Precambrian Research. — 1991. — 54, No. 1. P. 1-14.
31. FoxA.F. The World of Oil. — Oxford (G.B.): Pergamon, 1964. — 221 p.
32. Hawlader H.M. Comparative hydrocarbon geology of two Mesozoic Circum-Pacific forland basins as function of sediment provenance: Surat Basin, Eastern Australia, and Western Canada Basin // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1990. — 74, No. 6. — P. 977-978.
33. Hitchofi B. Geothermal gradients, hydrodynamics, and hydrocarbon occurrences, Alberta, Canada // Ibid. — 1984. — 68, No. 6. — P. 713-743.
34. Hoffman C.F., Strausz O.P. Bitumen accumulation in Grosmont platform complex, Upper Devonian, Alberta, Canada // Ibid. — 1986. — 70, No. 9. — P. 1113-1128.
35. International Petroleum Encyclopedia / Ed.: J. McCaslin. — Tulsa (OK): Petrol. Publish. Co., 1976. — 456 p.
36. Masters J. Deep Basin gas trap, West Canada // Oil and Gas J. — 1978. — 76, No. 38. — P. 226-241.
37. Mencher E., Fichter H.J., Rentz H.H., et al. Geology of Venezuela and its oil fields // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1982. — 1953. — 37, No. 4. — P. 690-777.
38. Meyer H.J., McGree H.W. Oil and gas fields accompanied by geothermal anomalies
in Rocky Mountain Region // Ibid. — 1985. — 69, No. 6. — P. 933-945.
39. Moritis G. New techniques improve heavy oil production feasibility // Oil and Gas J. — 1998. — 96, No. 42. — P. 58-61.
40. Moshier S.O., Wapples D.W. Quantitative evalution of Lower Cretaceous Mannville group as a source rock for Alberta’s oil sands // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1985.- 69, No. 2. — P. 161-172.
41. Oil in granite concept due tests under Athabasca area // Oil and Gas J. — 2002.
— 100, No. 37. — P. 49.
42. Porter K.W., Weimer R.J. Diagenetic sequence related to structural history and petroleum accumulation: Spindle field, Colorado // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1982. — 66, No. 12. — P. 2543-2560.
43. Radler M. Oil production, reserves increase slightly in 2006 // Oil and Gas J. — 2006. — 104, No. 47. — P. 20-21.
44. Radler M. Worldwide reserves grow, oil production climbs in 2003 // Ibid. — 101, No. 49. — P. 43-45.
45. Seifert S.R., Lennox T.R. Developments in tar sands in 1984 // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1985.- 69, No. 10. — P. 1890-1897
46. Sincrude produces 600 millionth bbl // Oil and Gas J. — 1992. — 90, No. 39. — P. 37.
47. Sitathan T. South Pacific // World Oil. — 2001. — 222, No. 8, — P. 117-121.
48. Snyder R.E. Drilling records in Venezuela // Ibid. — No. 1. — P. 25.
49. Tilley B.J., Nesbitt B.E., Longstaffe F. Thermal history of Alberta Deep Basin: comparative study of fluid inclusion and vitrinite reflectance data // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1989. — 73, No. 10. — P. 1206-1222.
50. Vigrass L.W. Geology of Canadian heavy oil sands // Ibid. — 1968. — 52, No. 10.
— P. 1984-1999.
51. Warters W.J., Cant D.J., Tzeng P. Western Canada Mannville gas potential seen as high // Oil and Gas J. — 1995. — 93, No. 45. — P. 53-55
52. Wennekers J.H.N. Tar sands // Amer. Assoc. Petrol. Geol. Bull. — 1981. — 66, No. 10. — P. 2290-2293.
53. Worldwide look at reserves and production // Oil and Gas J.— 2006. — 104, No.
47. — P. 22-23.
У світлі багатьох даних стосовно надгігантських нафтогазових скупчень Канади, Саудівської Аравії, США та Венесуели, кероген осадочних порід не має жодного стосунку до походження нафти й природного газу. Вони — неорганічного генезису, утворилися з небіотичних субстанцій в умовах температури 900°С або більше на глибині, яка перевищує 50 км під земною корою, і мігрували звідтіля вгору глибинними розломами в осадочну товщу та її кристалічній фундамент.
In the light of many data concerning the supergiant petroleum accumulations of Canada, Saudi Arabia, U.S.A., and Venezuela, the kerogen of sedimentary rocks bears no relation to an origin of oil and natural gas. They have an inorganic genesis, were forming from the non-biotic substances under conditions of 900°C or more at the depth, exceeding 50 km beneath the earth crust, and migrated from there upward through the deep faults into sedimentary sequence and its crystalline basement.

читать описание
Star side в избранное
скачать
цитировать
наверх