CC BY
127
УДК 553.98:552.58:550.41(262.5)
А.Е. Лукин1
ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЧЕРНОМОРСКОМ РЕГИОНЕ
Учитывая чрезвычайно сложные геологические и геоэкологические условия, в Черном море целесообразно искать, разведывать и разрабатывать только значительные по запасам месторождения газа и, тем более, нефти. Поэтому особый интерес представляют залежи в разуплотненных породах кристаллического фундамента и (мета)осадочного промежуточного комплекса. Здесь есть предпосылки для прогнозирования крупных месторождений типа Белого Тигра и др. (Южно-Вьетнамский шельф).
Эффективность поисков нефти и газа в сложных условиях Черноморского региона напрямую зависит от состояния изученности основных закономерностей формирования их залежей и месторождений. Представления об источниках углеводородов, пространственно-временных закономерностях их миграции, длительности образования и возрасте залежей не только играют роль важнейших прогнозно-поисковых критериев, но и определяют поисково-разведочную стратегию и тактику. Тут необходимо учитывать и чрезвычайно сложные природные и экологические условия проведения геологоразведочных работ, освоения и разработки залежей в Черном море (сочетание сероводородного заражения придонных вод с различными формами метановой дегазации, скопления газогидратов, грязевой вулканизм, высокая сейсмичность), и его рекреационное значение. Все это предъявляет значительно более высокие, чем в других нефтегазоносных регионах Украины (и вообще в преобладающем большинстве мировых бассейнов) требования к эффективности освоения углеводородных ресурсов. Во-первых, это касается коэффициента успешности глубокого бурения на нефть и газ. Для экономической рентабельности нефтегазогеологоразведочных работ в Черном море он должен быть значительно выше его глобальносреднестатистического значения (0.33, т.е. из 100 скважин только 33 продуктивные), тогда как на украинском, и, особенно, на румынском шельфе он ниже 0,3. Во-вторых, в Черном море экономически рентабельными являются поиски, разведка и эксплуатация только значительных по запасам (в зависимости от расположения в той или иной зоне и фазово-геохимического состояния — более 15-30 единиц условного топлива) месторождений. Это дополнительно повышает ценность адекватных представлений о закономерностях формирования залежей углеводородов.
ОЛ.Е. Лукин1:
1 Черниговское отделение УкрГТРИ, Чернигов, Украина.
Тектоно-геодинамические особенности Черноморского региона существенно сказались на процессах генерации, миграции и аккумуляции углеводородов, на характере распределения нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей в пределах акватории Черного моря. Родственный в текто-но-геодинамическом отношении и генетически близкий к Черноморскому Каспийский мегабассейн, как известно, считается уникальным по гетерогенности составляющих его нефтегазоносных геоблоков и морфогенетическому разнообразию ловушек (резервуаров). Есть все основания полагать, что когда уровень изученности геологии и нефтегазоносности Черного моря будет такой же, как у Каспийского, эта особенность проявится здесь столь же ярко, а количество месторождений-гигантов будет здесь, по крайне мере, не меньше.
Впадина Черного моря, по крайней мере, начиная с позднего мела, наложена на систему различных (от платформенных до складчато-ороген-ных) бассейнов и их фрагментов (геоблоков), образованных вследствие тек-тоно-геодинамического взаимодействия Восточно-Европейской, Скифской, Мизийской и других плит. Это один из сложнейших в мире тектоно-геоди-намических узлов (а точнее группировка таких узлов), осложненный беспрецедентно мощной “трубой дегазации” (в понимании П.Н. Кропоткина), с которой связана уникальная системная (геофизическая, гидрологическая, геохимическая, биотическая) аномалия [1, 5, 9-13].
Взаимодействие длительного мощного углеводородного (в сочетании с углекислотой и сероводородом) восходящего потока, что, судя по геохимическим и геофизическим (вплоть до его проявления на сейсмических разрезах) признакам, продолжается и сейчас, с различными структурами осадочного чехла и фундамента Черноморского региона обусловило формирование Черноморского нефтегазоносного мегабассейна с залежами в различных по морфологии ловушках (резервуарах). В частности, эти условия благоприятствовали формированию массивных залежей в рифогенно-карбонат-ных телах и разуплотненных породных массивах разновозрастного фундамента и промежуточного комплекса, которые уже не один год прогнозируются [2, 5], но до сих пор не вскрыты бурением.
Следовательно, несмотря на наличие в Черноморском регионе ряда самостоятельных нефтегазоносных бассейнов (по крайней мере, три из них расположены на территории Украины), образование Черноморской впадины благоприятствовало объединению их в единый мегабассейн со слабой общей изученностью и незначительной степенью освоения углеводородных ресурсов.
Данные о закономерностях нефтегазоносности Черноморского региона и, в частности, сочетание широкого возрастного диапазона нефтегазоге-нерации (рис. 1) с большими вариациями их изотопного (углерод, водород) состава (рис. 2) отвечают представлениям об участии в едином процессе дегазации Земли разных углеводородогенерирующих систем [7].
При этом следует подчеркнуть, что формирование газовых и газоконденсатных залежей здесь связано с нео- и актуотектоническим этапами и сопровождается явлениями глубинной гидрогеологической инверсии [4].
О
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
320
340
млн
пет
0.
N
К,
К,
С».
с,
С,
О,
Д Д| Газоконденсатные зале»*. залежи сухого (СИ,>96%)
• О' га» и тяжелых нефтей в разновозрастных [К^-Ы] огпожеш«х Крыма. Алоаского и Черного морей
Нефтяные залежи и иефтепрсяалеиия в оззнсоозрастмых [J *14 отложениях Крыма и Черного моря
Битумопроявления в известняках Крыма [ЛО
битумопроявления в породах таеричесжой серки [ТО
• В -Саратское. Жеятоярское месторождения нефти [О J
Битумопроявления в иижнекарбонсвых известняках {алохтоины* глыбы)
• 8 -Саратское месторождение, тяжелая нефть р J
ПО' ПС1- ПО Ш- Гв2> [Щ]«
Рио. 1. Разновозрастные генерации нафтндов Азово-Черноморского региона:
/ — твердые битумы нефтяного ряда; 2 — тяжелые, высоковязкие нефти, мальты; 3 — нефти; 4 — конденсаты; 5 — газы; 6 — возраст вмещающих пород
Наличие в этих залежах водных оторочек с низкой минерализацией и повышенным содержанием бора, ртути и др., которые контактируют с солеными подземными водами, позволяет определить возраст этих водно-угле-водородных систем по кинетико-геохимическим показателям [4]. Разрешающая способность этого метода достаточно значительна для того, чтобы, например, выделить современные и плиоцен-четвертичные залежи, как это показано на примере Голицынского месторождения (рис. 3). При этом центры глубинной гидрогеологической инверсии, время существования которых варьирует от первых тысяч до первых сотен тысяч лет, контролируют как тектоно-гидрогеодинамические явления [4], так и грязевой вулканизм Черного моря, что в свою очередь влияет на гидрохимию и газовый режим его придонных вод [11].
•НО » Л) « » 43 ЛО -Х> .10
Х'С. X —.------------ ----- ----- -----I------ ----- ----- ----- ----- ----------- ----- -----к.
1*рахгч«г !♦
«сипи
СН, тжтп |РТ М*р
Ои-м4 Перс) и 1К. • Р Асыар«йс<оя грулп»! «(«.-гссхаи**** Ир*и«
СИ. гаюшдрггав
Ьяоаииячаси* СМ,
(болот мм* г»»,
ММЖыКГМКГП)
«1. V
Рис. 2. Углеводородные системы Азово-Черноморского региона в координатах индексов изотопного состава углерода и водорода
Псоммат»иим
**фт«га»э*«ооеп>
. и*.с*и*п»мы> я*»п»)с«>
Рис. 3. Голицыиское месторождение (залежи разного возраста):
Л — Газовая залежь (СН4 99%). Воды продуктивного горизонта: хлоркальциевый тип, общ. мин. до 50 г/л, содержание: Л — 80, Вг — 510 г/л, возраст залежи - 5 млн лет, (граница миоцена и плиоцена). Б — Газоконденсатная залежь. Воды продуктивного горизонта: переходный (между гидрокарбнатнонатриевым и хлоркальциевым) тип, общ. мин. 26-34 г/л, содержание:.] — 36, Вг — 95, В — 120 г/л, возраст залежи < 0,5 млн лет
Это хорошо согласуется с вышеуказанной тектоно-геодинамической природой Черноморского мегабассейна, который образовался вследствие наложения впадины Черного моря на структурно-формационный коллаж, формирование которого обусловлено многоэтапным развитием и резонансным взаимодействием нескольких автономных рифтовых систем с разным характером геодинамической эволюции (авлакогенный, океанический, ос-троводужный). В состав его формационных рядов входят разновозрастные (палеозой-кайнозой) черносланцевые обогащенные органическим веществом толщи эвксинского типа, а также другие породные субстраты и флю-идно-иородные системы, которые при фазах тектоно-термальной активизации служат источниками углеводородов (рис. 4). “Подключение” различных источников углеводородов к импульсно функционирующим на нео- и актуотектоническом этапах сквозьформационным флюидопроводящим зонам обусловило исключительно широкий фазово-геохимический диапазон нафтидов (от разнообразных битумов, первичных мальт и тяжелых нефтей до легких нефтей и конденсатов, от углеводородных систем критического состояния и газоконденсатов до существенно метановых и метаново-серо-водородных газов) и разнообразие форм их локализации (от традиционных залежей в типичных антиклинальных, комбинированных и неантиклинальных ловушках до струйных источников, газогидратных скоплений и др.). Это подтверждается геохимическими, в частности, изотопными данными.
Наличие разновозрастных генераций нафтидов хорошо согласуется с многократным проявлением на фоне региональных изменений (диагенеза, катагенеза, а всубдукционных и коллизионных зонах взаимодействия плит
й'*С. V -т
1------1------1------1------Г------1------1------1------Г " "Г"
-34 -32 -30 -28 -26 -24 -22 -20 -18 -16 -14
-і----------Г“
•12 -10
_г_
-8
Область конденсатов, нефтей {включая тяжелые нефти) Азово-Черноморского региона
Область нефтей месторождения Белый Тигр
{Вьетнам, Зондский шельф)
ПП' пги п~м
-90 100 110 -1-120 130 140 150 160 170 180 100 D.%<
Рис. 4. Корреляция изотопного состава (С, II) углеводородов и органического вещества гидро-карбопелитов (black shales): гидрокарбопелиты (black shales, доманикиты, эвксиниты и др.): 1 — (ХПа) центральной части ДДВ (C,vz); 2 — Карпатского (включая спасские глины) и Азово-Черноморского регионов (Jj-Kj); 3 — майкопские глины, эоценовые горючие сланцы Азово-Чер-
номорского региона (Pt ?)
— также метагенеза и регионального метаморфизма) сравнительно кратковременных фаз тектоно-термальной активизации [2 , 6].
Беспрецедентно широкий изотопно-геохимический диапазон нефте-газоносности свидетельствует о поступлении углеводородов из разных источников. При этом следует особо подчеркнуть, что Черноморский мегабассейн занимает промежуточное положение между типично рифтовым и аккреционным (субдукционным, надвиговым) тинами (рис. 5), что присуще также таким ареалам интенсивного нефтегазонакопления, как Западная Канада, Ближний Восток, Западная Сибирь и др. Совпадение со срединной частью поля фигуративных точек изотопного состава (6,3С - 6В) углеводородов из залежей в Черном море и изотопных показателей газа из пер-мотриасовых карбонатных формаций Южного Ирана (см. рис. 2) позволяет высоко оценить перспективы нефтегазоносности рифогенно-карбонатных комплексов и зон разуплотнения в глубокозалегающих мезозойских комплексах, магматических породных массивах и выступах разновозрастного кристаллического фундамента.
Как показывает опыт изучения различных “коллажных” нефтегазоносных (мега) бассейнов, перспективы поисков крупных месторождений в зонах интенсивного нефтегазонакопления здесь следует связывать с разнообразными по морфологии вторичными резервуарами, возникновение которых обусловлено вышеуказанным комплексным разуплотнением как различных терригенных, карбонатных, вулканических, так и кристалличес-
Ркфтогем»<ые нефтегадоносные бассемны
Рис. 5. Изотопно-геохимические отлнчня нефтей н конденсатов рнфтогенных и аккреционных
бассейнов
Р»фтоем««де нефтегазоносные бассеихы
А«жрециоимые (сублу*цио*мы«> мадлигоеыв и ар) нефтегазоносные бассейны
Г4>
т
• 40 Ж
яя
- ла гп гм 60.%.
Блиамий Восток Западная Кенади шельф Вьетнама (Белый Тигр) НДР
них (интрузивные массивы, блоки фундамента и др.) пород [2, 3]. Длительный мощный восходящий поток сквозь дно Черного моря углеводородных газов вместе с флюидами, которые характеризуются широким диапазоном физико-химических параметров (парциальные давления углекислого газа и сероводорода, ГСЬ, pH) оказывал интенсивное разуплотняющее воздействие на породные массивы как карбонатного, так и кварцево-силикатного состава. Благодаря этому в пределах Черного моря возможно присутствие крупных резервуаров в гранитных массивах и других выступах разновозрастного домелового кристаллического фундамента. В частности, здесь велика вероятность существования аналогов таких крупных и гигантских нефтяных (газоконденсатных, газовых) месторождений, открытых на Южно-Вьетнамском шельфе, как Белый Тигр, Дракон и др. (рис. 6).
Следует отметить совпадение целого ряда знаменательных геологических (облекание этих разуплотненных домеловых гранитных массивов нефтеносными олигоценовыми толщами, очень близкими по вещественному составу и фациальной характеристике к майкопским отложениям прикер-ченского шельфа и Индоло-Кубанского прогиба, осложнение многих структур надвигами северо-западного направления и т.п.) и геохимических (состав нефтей, близость их изотопных показателей и др.) характеристик этих морских регионов, близких в тектоно-геодинамическом отношении.
СР ВЬЕТНАМ
О Х«мш>шл
# I у ц f | f Повмтщ
11||| !!|||||«| хонщщ
Р\ )
ьжеенн ттотшм:М/~+ л/
ш
'//у//, у/,-:
Ш1Дш
О 1/ | 2 [ • | 3 I о I *
Рис. 6. Схема размещения нефтяных и газовых месторождений на южновьетнамском шельфе (по Е.Г. Арешеву, В.П. Гаврилову. Ч.Л. Донгу, В.В. Донцову и др.):
1 локальные структуры; 2 — сдвиги; 3 — нефтяные месторождения; 4 — газовые месторождения
Предпосылки формирования месторождений типа Белый Тигр установлены в краевой части шельфа и на континентальном склоне Черного моря, где но сейсморазведочным данным установлены признаки существования крупных выступов вероятно разуплотненных кристаллических и метаосадочных пород (рис. 7). Здесь также обнаружены признаки локализации на этих выступах карбонатных построек. Последние, судя поданным драгирования в районе Ломоносовского подводного массива (Е.Ф. Шнюков и др., 2002), могут быть связаны с метановыми курильщиками.
О значительных масштабах этого явления, больших размерах таких дегазационных карбонатных построек и приуроченности к трубам дегазации гетерогенных гранитно-карбонатных массивных резервуаров свидетельствуют новые данные по уже упоминавшемуся шельфу Южно-Китайского моря (рис. 8), что является еще одной существенной чертой тектоно-геодинамического подобия этих двух регионов.
50 100 150 IN
Рис. 7. Морфология домеловых формаций на занадном шельфе и континентальном склоне Черного моря (по A A. Robb 1998, с изменениями):
I — массивные залежи УВ в разуплотненных породных массивах (по А.Е. Лукину)
Рис. 8. Карбонатные постройки в базальных слоях палеогена и на выступах кристаллического фундамента на Вьетпамеком шельфе Южно-Китайского мори (по G.H. Lee и I.S. Watkins, 1998,
с изменениями)
Азовское море
Черное море
Новороссийск
ю-юв
Миоцен
Олкклцем
(жОтт}
I Ьтмгсн Мп«меи
ОИИГ^ШШ
(мзйиш)
'Ьши
Рис. 9. Поднятие Палласа. Схема (по Д.Ф. Нсмагилову, А.А. Терехову, Р.В. Шайнурову) (А) и
разрез (по А.Е. Лукину) (Б):
1 — контуры поднятия Палласа с зоной фронтального надвига; 2 — изобаты, м; 3 — линия сейсмического профиля; 4 — рифогенные карбонаты; 5 — депрессионные ОР-глинистые отложения; 6 — тектонические нарушения; 7 — разуплотненные породы
Здесь следует особо подчеркнуть, что как Черное, так и Южно-Китайское моря характеризуются тесным переплетением глубинной углеводородной и водно-углекислой дегазации [5], что обусловливает особенно большую перспективность поисков таких гетерогенных массивных резервуаров. В частности, с ними следует связывать перспективы поднятий Палласа и Те-тяева (рис. 9, 10).
Можно также предполагать присутствие таких комбинированных нефте- и преимущественно газоносных комбинированных резервуаров под нефтяными залежами в песчаниках майкопской серии на Субботинсхой и других антиклинальных структурах облекания в пределах прикерченского шельфа Черного моря.
Именно с такими объектами, образованными суперпозицией разных типов ловушек в разновозрастных комплексах с большим этажом нефтега-
Вослючночерноморская впадина
Поднятие Тетяева
маихоп
аккреционная призма "
а ч'.-р;
в сооавс . аккреционной
\ пр>Г (МЫ
разуплотненные породы (переходный
Рис. 10. Профиль 94-135 (по В.И. Самсонову, с изменениями и дополнениями А.Е. Лукина):
/ — отражающие горизонты; 2 — поверхности: 1Р — доплиоцееовая эрозионная поверхность. I* — кровля майкопских отложений, IIя — подошва майкопских отложений, Ш* - кровля мезозойских отложений; 3 — разрывные нарушения
Рис. 11. Прогнозная ассоциация ловушек — залежей углеводородов в Черном море (принципиальная схема):
1 — нефтяные, 2 — газоконденсатные, газовые
зоносности (рис. 11), следует связывать перспективы открытия в Черном море промышленных месторождений углеводородного сырья настолько значительных по запасам, что их поиски, разведка и разработка будут рентабельными в столь сложных условиях.
/. Иванов М.В.. Поликарпов Г.Г., Леин А.Ю. и др. Биохимия цикла углерода в районе метановых газовыделений Черного моря // Докл. АН СССР.- 1991. Т. 230, №5.—С. 1235-1240.
2. Лукин А.Е. Генетические типы вторичных преобразований и нефтегазо-накопления / АН УССР, Ин-т геол. наук.— Препр.— Киев, 1989.— 52 с.
3. Лукин А.Е. Гипогенно-аллогенетическое разуплотнение — ведущий фактор формирования вторичных коллекторов нефти и газа // Геол. журн.— 2002.— № 4.— С. 15-32.
4. Лукин А.Е. Глубинная гидрогеологическая инверсия как глобальное синергетическое явление: теоретические и прикладные аспекты. Статья 3. Глубинная гидрогеологическая инверсия и нефтегазоносность // Геол. журн.— 2005.— № 2.— С. 44-61.
5. Лукин А.Е. Изотопно-геохимические индикаторы углекислой и углеводородной дегазации в Азово-Черноморском регионе // Геол. журн.— 2003.— № 1.— С. 59-73.
6. Лукин А.Е. Литогеодинамические факторы нефтегазонакопления в авлако-генных бассейнах.— Киев: Наукова думка, 1997.— 225 с.
7. Лукин А.Е. О происхождении нефти и газа (геосинергетическая концепция природных углеводородно-генерирующих систем) // Геол. журн.— 1999.— № 1.— С. 30-42.
8. .Митропольский А.Ю., Безбородое А.А., Овсяный Е.И. Геохимия Черного моря.— Киев: Наукова думка, 1982.— 144 с.
9. Рос Д. Черное море // Геология континентальных ископаемых. Т. 3.— М: Мир, 1979.—С. 14-28.
10. Сорокин Ю.И. Черное море.— М.: Наука, 1982.— 216 с.
11. Шнюков Е.Ф. Грязевой вулканизм в Черном море // Геол. журн.— 1999.— №2.—С. 38-47.
12. Шнюков Е.Ф., Старостенко В.И., Гожик II.Ф. О газоотдаче дна Черного моря // Геол. журн.— 2001.— № 4.— С. 7-14.
13. Finetti /., Bricchi G.. Del Ben F., etc. Geophysical study of Black Sea area // Bolletino di Geophysica Teorica ed Applicata.— 1988.— V. 30, № 2.— P. 197-234
14. Lee II. Gwang, Watkins J.S. Seismic sequence stratigraphy and hydrocarbon potential of the Phu Khaun Basin, Offshore Central Vietnam, South China Sea // Bulletin AAPG.— 1998.— V. 82.— № 9.— P. 1711-1735.
Враховуючи надзвичайно складні геологічні і геоекологічні умови, в Чорному морі доцільно шукати, розвідувати та розробляти лише значні за запасами родовища газу і, тим більше, нафти. Тому особливий інтерес тут являють поклади в розущільне-них породах кристалічного фундаменту та (мета )осадового ироміжного комплексу. Тут є передумови для прогнозування великих родовищ типу Білого Тигру та ін. (Південно-В’єтнамський шельф).
Taking into consideration extremely complicated geological and gooecological conditions in the Black Sea it would be appropriate and development only enough considerable oil and gas deposits. So massive pools in dilatated rocks of crystalline basement and meta-sedimentary intermediate complex. There are all prerequisites for prospecting considerable deposits such as White Tiger, etc. (South-Vietnam shelf).
