CC BY
18
ГЛИНИСТЫЕ ТОЛЩИ ПОРОД - ОБЪЕКТ ФОРМИРОВАНИЯ КРУПНЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ
Б.В.Григорьяни (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина)
Проблема нефтегазонакопле-ния в земной коре до сих пор решается с учетом необходимости выделения горизонтов или пачек пород, обладающих хорошими коллектор-скими свойствами, и выявления структурных условий их залегания. Эти два признака определяют антиклинальную пластовую природу формирования скоплений нефти и газа в земной коре, с чем связываются обоснование перспектив неф-тегазоносности конкретных нефтегазоносных провинций или регионов и организация поисково-разве-дочных работ.
Названные признаки, или критерии, несомненно, очень важные, однако они далеко не всегда позволяют определять возможности нефтегазонакопления в осадочном чехле земной коры. Достаточно сказать, что нефтегазопроявления, столь характерные для горноскладчатых сооружений, точнее для зон их погружения и сочленения со смежными предгорными и межгорными прогибами, далеко не всегда оказываются приуроченными к выходам на поверхность пород-коллекторов. Гораздо чаще они свидетельствуют о связи с толщами глинистых пород, приуроченных к участкам их рассланцевания и тонким сантиметровым пропласт-кам песчано-алевролитовых отложений.
Нефтегазонасыщение глинистых интервалов разреза осадочного чехла земной коры было доказа-
но при поисково-разведочных работах, прежде всего при бурении в осадочно-породных бассейнах. Исключительно наглядный пример — майкопская серия пород олигоце-на — нижнего миоцена. В пределах Кавказской складчатой области (Азово-Черноморский и Каспийский регионы) в этой серии пород фактически не раскрыты весьма высокие потенциальные ресурсы.
По Терско-Каспийскому прогибу, охватывающему западную часть Грозненского нефтегазоносного региона, разветвляющегося на две ветви восточнее Грозного при подходе к Дагестанскому клину, к сожалению, не имеется четких представлений о действительных запасах нефти и газа в майкопской толще пород, при том, что и в Грозненском регионе, и в Кусаро-Дивичин-ской мульде, представляющей собой восточное (на территории Республики Азербайджан) продолжение южной ветви Терско-Каспий-ского прогиба (Гаврилов В.П., Гри-горьянц Б.В., Коваленко C.B., Тарханов М.И., 2002), промышленная нефтегазоносность этой толщи пород давно установлена.
Безусловный интерес могут представлять глинистые толщи отложений мезозойского или палеозойского возраста. Глинистая ба-женовская свита, фиксирующая переход от юры к мелу, как и залегающие выше меловые, преимущественно глинистые отложения, а ниже — отложения юры, возможно, и
триаса, составляющие основную часть разреза осадочного поверхностного выполнения Западно-Си-бирской впадины, вряд ли могут представлять интерес в отношении перспектив нефтегазоносности, исходя только из пластовой природы протекающих в них процессов нефтегазонакопления.
В этой связи уместно привести позицию авторов на жильный характер нефтегазонакопления в Ти-мано-Печорской нефтегазоносной провинции (Гаврилов В.П., Григорь-янц Б.В., Дворецкий П.И. и др., 2000), что объяснялось в основном глинистым разрезом отложений нижнего палеозоя (ордовик, силур, девон). Такой литологический состав определял генерацию УВ и значительные энергетические возможности нижнепалеозойских отложений для формирования автономной складчатой структуры вмещающих отложений и зон нефтегазонакопления как в самой нижнепалеозойской серии пород, так и в перекрывающей толще отложений верхнего палеозоя и мезозоя.
Изложенный подход к оценке перспектив нефтегазоносности ряда регионов или даже к пересмотру этих перспектив, учитывающий новый взгляд на возможности мощных толщ пластичных пород, прежде всего глинистых, продиктован результатами анализа фактических материалов, свидетельствующих о развитии в земной коре действительно жильных (по аналогии с
рудными) зон нефтегазонакопле-ния. Такую работу можно провести по югу европейской части России, где на основании достаточно большого объема поисково-разведоч-ного бурения и геофизической информации кайнозойский осадочный чехол четко расчленяется на две разновозрастные толщи пород: палеоген-миоценовую и плиоцен-четвертичную. Эти толщи резко различаются по литологическому составу, отражению в геофизических полях и по той роли, которую они играют в процессах структуро-образования и нефтегазонакопле-ния.
Достоверность выявления перечисленных особенностей двух комплексов отложений кайнозойского осадочного чехла не должна вызывать каких-либо сомнений, поскольку в пределах рассматриваемого региона установлено уникальное развитие, весьма значимое для понимания геологических процессов явление, грязевой вулканизм.
Это явление позволяет четко конкретизировать возрастной объем пород, участвующих в строении складок, осложненных грязевыми вулканами. Благодаря грязевому вулканизму надежно обосновывается, во-первых, кайнозойский возраст осадочного чехла Азово-Чер-номорского и Каспийского регионов и, во-вторых, соответствие ран-неорогенного комплекса тонкодисперсных (глинистых) пород в прогибах, обрамляющих Большой Кавказ по всему разрезу отложений палеогена и миоцена.
Особого внимания заслуживает майкопская серия пород олиго-цена — нижнего миоцена, которая рассматривалась как нижняя часть (подошва) раннеорогенного комплекса, поскольку она предположительно преимущественно глинистым составом должна была отличаться от подстилающих горизон-
тов палеогена — эоцена и палеоцена. Это объясняется тем, что она значительно лучше изучена бурением. В наиболее глубоких осевых частях Предкавказского и Куринско-Рион-ского прогибов, в Черноморской и Южно-Каспийской впадинах отложения эоцена и палеоцена все еще остаются практически не изученными бурением. Достаточно вспомнить, что в центральной части Таманского полуострова (Западно-Ку-банский прогиб) на Старотитаров-ской площади скважина вскрыла майкопскую серию пород на глубине 4200 м и была остановлена бурением на глубине 5600 м.
Столь большая видимая мощность Майкопа — следствие почти исключительно глинистого состава, обеспечивающего формирование собственной автономной складчатой структуры с ясно выраженной дисгармонией в разрезах глубоких скважин. Что касается нижних ярусов палеогена (эоцен и палеоцен), то их обычно рассматривают в составе позднегеосинклинального комплекса отложений, объединяющего на Кавказе непрерывный разрез от верхней юры до эоцена включительно.
Это можно объяснить тем, что отложения палеоцена и эоцена изучены непосредственно в обнажениях на северо-западном и юго-вос-точном погружениях горно-склад-чатого сооружения Большого Кавказа, фактически в осевой полосе, где они представлены тонкоритмичным чередованием терригенных отложений (глины, песчаники, алевролиты) без какого-либо участия карбонатных пород, весьма характерных для всего разреза отложений верхней юры и мела.
В данном случае важно подчеркнуть, что отложения палеоцена и эоцена широко представлены в брекчии грязевых вулканов, причем, как в майкопской серии пород, в основном глинистыми материалами. Ясно, что отложения и эоцена,
и палеоцена принимают участие в строении бескорневой складчатой структуры кайнозойского поверхностного выполнения перечисленных прогибов и впадин, осложненных грязевыми вулканами. Отложения палеогена резко отличаются от мезозойских, причем не только участием в формировании иного структурного комплекса отложений, но и существенным изменением геотектонической обстановки, которая произошла на рубеже мела и палеогена на юге европейской части б. Советского Союза. Все это наглядно отражено на поперечных профильных разрезах Западно-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов (Гаврилов В.П., Григорьянц Б.В., Тарханов М.И., 1999), которые к тому же значительно полнее характеризуют покровное строение южного борта Предкавказского прогиба.
Глинистые толщи пород должны стать объектом особого внимания при проведении поисков. Палеоген-миоценовый комплекс отложений южной, прилегающей к Большому Кавказу, полосы Предкавказского предгорного прогиба представляет собой мощную толщу пород, в которой активно должны протекать процессы генерации УВ. Характер процессов нефтегазона-копления в толщах пластичных пород должен быть совершенно иным. Прежде всего, он не может быть пластовым, потому что отсутствуют промышленно значимые горизонты первичных коллекторов, каковыми являются песчано-алев-ролитовые образования. Они встречаются в разрезе палеоген-миоцена, но только в виде тонких сантиметровых пропласт-ков, которые, однако, обычно нефтегазонасыщенные. Это весьма существенный, скорее даже принципиальный факт, поскольку свидетельствует о процессах миграции УВ в мощных толщах глинистых пород.
Другим не менее важным доказательством таких же процессов миграции УВ в мощных толщах пластичных пород служит интенсивное смятие таких пород в складки, дисгармоничный характер их складчатой структуры. При этом степень интенсивности смятия глинистых толщ находится в прямой зависимости от их суммарной мощности и распространения по вертикали в разрезе осадочного поверхностного выполнения прогибов и впадин.
Бескорневой, а стало быть, автономный характер складчатой структуры осадочного чехла в нефтегазоносных бассейнах устанавли-
вается достаточно надежно при сопоставлении конкретных геологических данных, в том числе бурения и геофизических материалов. Такое сопоставление проведено для западной части Терско-Каспийского прогиба, Грозненского региона, охватывающего район расположения передовых Терского и Сунженского хребтов.
Характер соотношений между геологическим строением и геофизическими материалами для указанного региона выглядит достаточно убедительным на поперечном профильном разрезе (рис. 1). Этот разрез строго совпадает с разрезом, приведенным в работе [2].
В отличие от последнего приведенная здесь кривая наблюденного поля силы тяжести (Лдн) наглядно свидетельствует о принципиальных различиях в структуре кайнозойского комплекса отложений, выполняющего Терско-Каспийский прогиб и подстилающего его докайно-зойского консолидированного складчатого основания.
Очевидно, что речь должна идти об обратных (инверсионных) соотношениях в структуре этих двух комплексов отложений. Вся система антиклинальных складок Грозненского региона, образующая в целом антиклинорную структуру, локализована в пределах еди-
Рис. 1. РЕКОНСТРУКЦИЯ ПОПЕРЕЧНОГО ПРОФИЛЬНОГО ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА ТЕРСКО-КАСПИЙСКОГО ПРОГИБА (по [2])
Ю
12
16
Н, км
Даттых
13 14 12 9 13
Серноводск Горская
11 20 503 98
Бурунная
Дружба
V V V лш
1 V V ? 1Ш 3
1 - палеоген и миоцен; 2 - докайнозойский консолидированный комплекс пород; 3- разломы, определяющие блоковое расчленение докайнозойского консолидированного комплекса пород; 4 - предполагаемые зоны нефтегазонакопления жильного типа; Адн - кривая наблюденного поля силы тяжести в редукции Буге
ного более крупного прогиба, морфологически четко выраженного в виде единого и довольно крупного регионального минимума силы тяжести. Это означает, что складчатая структура кайнозойских отложений, представляющая собой совершенно новое региональное структурное образование, могла возникнуть лишь при наличии собственного энергетического потенциала. Очевидно, что энергетические возможности кайнозойского осадочного чехла необходимо связывать только с генерацией УВ и их накоплением в глинистой толще па-леоген-миоцена.
Процесс нефтегазообразова-ния как аккумуляция энергоресурсов в мощных глинистых или пластичных толщах пород, по существу, проанализирован в работе В.П.Гав-рилова, Б.В.Григорьянца, П.И.Дворецкого и др. (2000). Следует еще раз подчеркнуть, что процесс генерации УВ, в частности в глинистых образованиях палеоген-миоцено-вого возраста в Кавказской складчатой области — акция не единовременная, не ограниченная коротким отрезком времени. Процесс этот, вероятнее всего, протекал практически синхронно с накоплением самой толщи пород и должен длиться до тех пор, пока толща пластичных пород не достигнет высокой стадии динамометаморфиз-ма и не преобразуется как минимум в сланцевую толщу.
В Черноморско-Южнокаспий-ской полосе прогибов палеоген-ми-оценовый интервал разреза все еще остается высокоэнергонасыщенным комплексом пород. Об этом свидетельствуют и современные проявления грязевого вулка-
низма, весьма активные в Южно-Каспийской впадине, и сейсмичности, непрерывно фиксируемой в Горном Дагестане, где достаточно большое число очагов землетрясений залегает на глубине не более 5-7 км, вероятно, под покровной пластиной юрских и меловых пород в тех же палеоген-миоценовых отложениях.
Генерация УВ в глинистых толщах пород — исключительно важный флюидодинамический фактор. С ним связана обстановка постоянного отсутствия равновесия в породах, вмещающих флюиды, которые вслед за пространственным перераспределением подвижных компонентов оказываются вовлеченными в процесс перемещения в пространстве. В этом перемещении вмещающих пород и заключается суть автономного складкообразования, которое также не может быть ограничено во времени.
Конечным итогом процессов, протекающих в осадочно-породных бассейнах, в частности в Тер-ско-Каспийском прогибе, является его складчатая структура, отраженная на профильном разрезе (см. рис.1). Важно подчеркнуть, что в ее создании основная роль принадлежит флюидам, преимущественно нефтегазоносным по составу*. Не менее важно и то, что УВ-флюид формирует в толщах пластичных пород емкости в виде зон дробления и растрескивания, которые локализуются в приосевых частях антиклинальных структур. Аккумуляция в таких емкостях, собственно в трещинных резервуарах, УВ в виде нефти и газа выглядит как жильное образование, которое в отличие от стратиформного пластового кол-
лектора обусловлено процессом нагнетания УВ.
В связи с этим процесс формирования приосевых жильных зон нефтегазонакопления должен рассматриваться одновременно и как процесс возникновения очага напряженности, который может представлять собой либо очаг землетрясения, либо очаг грязевого вулкана. Но такие явления зависят еще и от перекрывающей толщи пород. Последняя может быть практически непроницаемой, плохопроницаемой или, наконец, содержать в своем разрезе горизонты, характеризующиеся природными, возникшими в процессе осадконакопления, кол-лекторскими свойствами. В таких покровных толщах пород возникают стратиформные антиклинальные пластовые залежи УВ, которые формируются за счет миграции нефти и газа из жильных зон нефтегазонакопления, связанных с залегающими ниже глинистыми комплексами пород.
Наглядный пример таких соотношений между нефтегенерирую-щей толщей глинистых пород палеогена и миоцена и перекрывающей толщей плиоцен-антропогена, содержащей в среднем плиоцене уникальные горизонты гранулярных коллекторов — Южно-Каспий-ская впадина.
В целесообразности выделения жильных зон нефтегазонакопления в мощных глинистых толщах пород убедиться не сложно, если предположить в земной коре наличие такого вида скоплений УВ. Наглядно это можно показать на примере Терско-Каспийского прогиба, поскольку обособленный характер локальных месторожде-
* По существу, Б.А.Соколов и Н.Ш.Яндарбиев [2] признали роль процессов нагнетания в формировании складок Терско-Сун-женской области. Однако в их построениях процесс нагнетания не получил четкого отражения, что не позволило им допустить даже вероятность формирования непластовых зон нефтегазонакопления.
КАФЕДРЕ ГЕОЛОГИИ РГУ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА - 75 лет
Рис. 2. ПОПЕРЕЧНЫЙ РАЗРЕЗ СТАРОГРОЗНЕНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (по [1])
Ю
300
13/35
-300
-600
-900
-1200
-1500
-1800
-2100
-2400
Н, м
а б
7/39
\ 4/55 3/55
1
42.
I
..3 1+2
1 - возможная приосевая зона нефтегазонакопления; 2- нефтегазоносные пласты: а - разрабатываемые, б - их предполагаемое продолжение; 3- скважины
ний Грозненского региона, вытянутых в виде цепочек субширотного общекавказского простирания, обусловлен процессом разработки этих месторождений, основанным на представлении об их антиклинальной пластовой природе.
Необходимо также проверить и соответствие месторождений локальным участкам непрерывно прослеживаемых жильных зон нефтегазонакопления, например, на Старогрозненском месторождении (рис. 2).
Легко представить какими могут оказаться ресурсы нефтегазо-носности только Грозненского региона Терско-Каспийского прогиба, если подтвердится новый взгляд на существование в этом регионе жильных зон нефтегазонакопления. Аналогичный вывод может быть сделан и относительно Южно-Каспийской впадины. К сожалению, в ее пределах майкопская серия пород — главный поставщик УВ для среднеплиоцено-вой продуктивной и красноцветной толщ — залегает на глубине, превышающей 5-6 км. Но в пределах Апшеронского порога те же майкопские отложения могут залегать на гораздо меньшей глубине — около 3,5-4,0 км. Этот порог, протягивающийся от Апшеронского п-ова на западе к п-ову Челекен на восточном Туркменском берегу Каспийского моря, вполне вероятно, является морфологическим выражением системы антиклинальных складок, сформированных в результате автономных процессов флюидной динамики, протекающих и в этом случае в палеоген-ми-оценовых глинистых отложениях. В разрезе последних приосевые зоны нефтегазонакопления жильного типа могут прослеживаться, скорее всего, единой непрерывной полосой вдоль Апшеронского порога, которая может оказаться достаточно широкой в поперечном сечении и достаточно высокой по вертикали.
Литература
1. Истратов И.В. Горная геометрия и газонефтяная геология Северного Кавказа. — М.: ООО «Издательский Дом "Грааль". - 2003.
2. Соколов Б.А. Об инъекционной природе Терско-Сунженских складок / Б.А.Соколов, Н.Ш.Яндарбиев // Геология нефти и газа. — 1999. — № 1-2.
ОБ.В.Григорьяни, 2005
Argillaceous rock sections — object of forming large zones of oil and gas accumulations The problem of oil and gas accumulation in the Earth's crust is still solved considering the necessity of delineation in its section horizons or members having good reservoir properties and revealing structural conditions of their occurrence. It determines the anticlinal stratal nature of oil and gas accumulation in the Earth's crust which explains grounds for oil and gas potential prospects of specific oil-and-gasbe-aring provinces or regions are connected, and arrangement of prospecting and exploration activities in the respective territories. However, these indications or criteria could not always control possibilities of oil and gas accumulation in sedimentary cover of the Earth's crust. Significantly higher indications of oil and gas saturation in the argillaceous intervals of sedimentary cover's section were obtained in the course of exploration activities and first of all by the drilling in sedimentary basins.
The outlined approach to the evaluation of oil and gas prospects of some regions or even revision of these prospects estimation considering new views at possibilities of thick sections of plastic rocks and first of all argillaceous ones is dictated by results of analysis of factual materials suggesting the evolution of really lode (by analogy with ore deposits) zones of oil and gas accumulation in the Earth's crust.
1 июня 2005 г. скоропостижно скончался Михаил Иванович Ветров — один из первооткрывателей западно-сибирской нефти, активный участник создания и развития геоло-го-разведочных работ в Западном и Среднем Приобье, Западной Сибири, участник Великой Отечественной войны.
М.И.Ветров начал свою трудовую деятельность в 17лет слесарем подшипникового завода Саратова. В 1942 г. ушел на фронт, а в 1944 г. после ранения вернулся на тот же завод, где проработал до 1947 г. В 1951 г. окончил Саратовский нефтяной техникум. Вся его дальнейшая жизнь была связана с геологией. От старшего инженера по бурению Тебисской ПГБ, Тарской и Колпашевской разведки СПБ до начальника Сургутского, Пимского, Тайлаковс-кого участков глубокого бурения Сургутской НРЭ, цеха опробования скважин Усть-Балык-ской НРЭ, зам.начальника Правдинской НРЭ и старшего диспетчера ПДС Главтюменьгеоло-гия" он внес большой вклад в развитие и освоение Западно-Сибирской провинции. М.И.Ветров участвовал в открытии Усть-Балыкского и Южно-Балыкского нефтяных месторождений, принимал непосредственное участие в открытии и разведке Правдинского, Салымского, Приразломного, Ай-Пимского, Верхне-Шапшинского и других месторождений.
М.И.Ветров награжден орденом "Знак Почета", медалью "За освоение недр и развитие нефтегазового комплекса Западной Сибири", удостоен знаком "Отличник разведки недр".
Ф.К.Салманов, Е.А.Тепляков, В.А. Халин, Б.М.Блинов, В.А.Голикова, А.Н. Немолодышев, В.Р. Клат, Ш.Х. Василкин, В.И.Храмов, А.П.Пак, С.Т.Коршиков
2 мая 2005 г. скончался известный геолог-нефтяник, участник Великой Отечественной войны Рашит Гирфанович Сулейманов.
Р.Г. Сулейманов родился в 1925 г. в деревне Малые Каркалы Миякинского района БАССР. В 1943 г. в составе десантного корпуса Карельского фронта он освобождал города Оло-нец, Сортавала, прошел Прибалтику, Восточную Пруссию, Польшу, участвовал в Восточно-Померанской операции. После демобилизации из армии окончил Уфимский геологоразведочный техникум, затем Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им И.М.Губкина.После окончания института работал старшим геологом, начальником отделов разработки и вторичных методов, главным геологом НГДУ "Аксаковнефть". Внес существенный вклад в практику разработки нефтяных месторождений Башкирии — Шкаповского, Белебеевского, Сатаевского, Демского и др. После окончания аспирантуры при БашНИПИнефть успешно защитил кандидатскую диссертацию.
В 1976-1981 гг. работал главным специалистом в Генеральной Сирийской нефтяной компании, после возвращения из Сирии — начальником ЦНИПРа НГДУ "Аксаковнефть", а в 1983-1994гг. — начальником отдела разработки АО "Актюбемунайгаз".
Р.Г.Сулейманов награжден боевыми правительственными наградами, в том числе орденом Отечественной войны П степени, Славы /11 степени, медалями "За отвагу", "За боевые заслуги" и др.
Светлая память о Сулейманове Рашите Гмрфановиче навсегда сохранится в наших сердцах.
Н.Н.Лисовский, Э.М.Халимов, П.Ф.Храмов, В.З.Лапидус, В.Ф.Базив, И.Р.Сулейманов, Ю.Э.Халимов, К.Э.Халимов
