CC BY
109
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ
КРАЕВЫХ ПРОГИБОВ
Ю.Б. Силантьев, Е.В. Ившина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)
В качестве объекта исследования выбран комплексный природно-геологический объект - углеводородная система (УВ-система), которая позволяет выявить особенности логистики формирования нефтегазовых объектов в многофакторном геологическом пространстве: тектонодинамиче-ском, седиментационном, термодинамическом и др. Взаимодействие факторов этого пространства рассмотрено в условиях геологической среды краевых (предгорных, перикратонных, передовых) прогибов, которые формируются на заключительном этапе эволюции пассивных окраин. В пределах последних локализованы основные, широко известные области высокой концентрации углеводородов (УВ): Арабо-Персидский бассейн, бассейн Голф Кост, бассейн Прикаспийской впадины, Североморский бассейн и др.
На рис. 1 представлена схематическая модель типового краевого прогиба, характеризующегося приуроченностью к линейным подвижным (складчатым, орогенным) поясам, обусловливающим высокое транспрессивное влияние на осадочные толщи прилегающих седиментацион-ных бассейнов, определяя особенности их структуры отложения, формирования сети разрывных, в том числе надвиговых, нарушений и т.п. Это в итоге определяет относительно (по сравнению с интракратонными впадинами) высокие генерационный, эмиграционный, иммиграционный и аккумуляционный потенциалы краевых прогибов, являющихся «мощными» депоцентра-ми седиментации, в пределах которых отмечается пространственное совмещение очагов генерации УВ, хорошо развитой системы дренирования (со значительными пьезометрическими градиентами) и существование различных механизмов миграции УВ (преимущественно субвертикаль-ной - в складчато-надвиговой зоне передовой складчатости и латеральной - в пределах зон периферийных поднятий).
Рис. 1. Схематические модели типовых краевых (передовых) прогибов (P.G. DeCelles, K.A. Giles, 1996)
Традиционно краевые прогибы различаются по возрасту формирования: палеозойские, мезозойские и кайнозойские - корреспондирующие с проявлениями орогенеза смежных подвижных поясов. Это определяет различия в особенностях строения и нефтегазоносности краевых прогибов. На рис. 2 представлено сопоставление формирования гетерохронных прогибов Каспийского региона:
• перикратонных прогибов Прикаспийской мегавпадины, контролирующих положение четырех из пяти уникальных скоплений региона (Астраханского, Кашаганского, Тенгизского и Оренбургского месторождений);
• Предкавказского передового прогиба (Терско-Каспийский НГБ);
• пелагогенной впадины Южного Каспия (Я.П. Маловицкий (1994)).
Терско-Каспийский НГБ
Южно-Каспийский НГБ
(онцентрация Скорость седиментации, м/млн лет
Время, млн лет
Стадии тектогенеза рифтовая пострифто вая пассивная окраина субдукция краевой прогиб синеклизная
А м
У с.
300
максимальная
корость
седиментации
О
начало основной стадии
образования УВ
400
500
Рис. 2. Каспийский регион. Корреляция тектогенеза и нефтегазоносности
Краевые прогибы (перикратонный и передовой) по сравнению с Южно-Каспийской областью океаногенеза характеризуются меньшими скоростями седиментации: в пределах Южного Каспия в миоцен-квартере происходила лавинная седиментация, к комплексу которой приурочены основные объемы аккумулированных УВ. В пределах краевых прогибов хронологическое совпадение интервалов повышенных скоростей седиментации и интервалов высокой концентрации УВ отсутствует. Это указывает на преобладание их межформационной миграции в краевых прогибах. В пелагоген-ных впадинах и бассейнах пассивных окраин, в условиях лавинной седиментации в большинстве случаев происходит трехмерное совмещение очагов генерации и зон аккумуляции УВ.
При более длительном образовании УВ-систем в результате формирования крупных латеральных миграционно-аккумуляционных природно-геологических объектов (региональных НГК, плеев и т.п.) происходит фрагментация УВ-вмещающего пространства на очаги генерации и зоны аккумуляции УВ. Этот же процесс осуществляется в пределах перикратонных опусканий, наиболее погруженные части которых связаны с автохтоном складчато-надвиговых сооружений зоны передовой складчатости (с внутренней частью краевого прогиба), контролирующей очаги генерации УВ (см. рис. 1). Зоны аккумуляции их локализованы в основном в пределах внешней части краевых прогибов.
Формирование УВ-систем в пределах любого нефтегазоносного бассейна происходит в условиях обязательного наличия четырех основных факторов:
• нефтегазоматеринской толщи (НГМТ);
• флюидоупора;
• коллектора;
• ловушки.
Очевидно, что наличие этих факторов не всегда является условием существования активной УВ-системы; имеется ряд осадочных бассейнов: Пачелмский прогиб, Мезенская синеклиза, Предгималайский прогиб (Гангской области) и др., в которых имеется необходимый комплект составляющих УВ-системы, но они имеют пассивный характер вследствие отсутствия синергетического «ключа» - перехода УВ-систем в разряд «активных». В одних случаях формирование ловушек (зон пьезоминимумов) произошло после проявления главной фазы нефтеобразования, в других - генерационный потенциал не реализовал себя из-за низких степеней катагенеза ОВ и т.п.
Однако в большинстве случаев отсутствие синергетического «ключа» связано с особенностями формирования седиментосферы - наличием длительных перерывов в осадконакоплении (в сотни миллионов лет). В этом варианте нередки случаи и резкого снижения аккумуляционного потенциала в результате разрушения УВ-систем (нарушение систем флюидоупоров, вторжение метеорных вод, расформирование ловушек и т.п.), приводящего к потере УВ и снижению консервационно-го потенциала.
Очевидно, для формирования (и существования УВ-системы) необходимо пространственновременное совпадение всех перечисленных факторов. На рис. 3 представлена схема пространственновременной «организации» разномасштабных УВ-систем при условии формирования ловушек до (и частично в процессе) генерации и миграции УВ. В этом отношении осадочные бассейны краевых прогибов характеризуются оптимальной синергетикой формирования «активных» (с наличием крупных промышленных скоплений нефти и газа) УВ-систем в четырехмерном пространстве (с учетом времени) открытых геологических систем.
Таким образом, в результате многостадийности орогенеза это способствует пространственновременной (стратиграфической) неравномерности распределения зон пьезоминимумов, контролирующих локализацию возможных скоплений УВ.
УВ-СИСТЕМА
НГМТ
Коллектор
(резервуар)
«ШАНС»
Экран (флюидоупор)
прогрев (катагенез);
катализаторы;
унаследованность
развития (к началу генерации);
пространственно-временная
оптимизация
Аккумуляция преобладает над дисперсией УВ
Рис. 3. Пространственно-временная «организация» разномасштабных УВ-систем
На рис. 4 представлена структура одной из наиболее масштабных УВ-систем мира - перикра-тонного прогиба Арабо-Персидского бассейна, примыкающего к складчатым сооружениям альпийского пояса Загрос. Рассматриваемая система имеет сложный характер, так как включает крупные самостоятельные УВ-системы, различающиеся особенностями строения и характером нефте-газоносности:
• палеозойскую, развивавшуюся в системе пассивных окраин Гондваны;
• юрскую, связанную с бассейнами Мидтетиса;
• меловую, связанную с фазой Неотетиса.
Рис. 4. Арабо-Персидский бассейн. Корреляция формирования УВ-систем и тектоно-седиментогенеза
В условиях динамики краевого прогиба формировалась последняя УВ-система, однако транс -прессивное влияние горных сооружений Персидского сегмента сказалось и на домеловых УВ-систе-мах региона. УВ-система Персидского залива характеризуется наиболее оптимальным сочетанием НГМТ, флюидоупоров и коллекторов в широком стратиграфическом интервале, что и определяет уникальную концентрацию гигантских месторождений нефти и газа в пределах этой системы краевых прогибов Альпийского подвижного пояса. Отметим, что наличие Катарского трансекта и связанной с этим фрагментации складчатых сооружений Загроса обусловили фазовое различие западной (Гатнийский и Центрально-Аравийский бассейны) и восточной (Южный бассейн) частей АрабоПерсидского перикратонного мегапрогиба. Причем для первой характерна преимущественная нефтеносность, для второй, включающей Катарский свод, - газоносность. Очевидно, это обусловлено геотермическим влиянием Аравийско-Оманского тройственного узла. Следовательно, УВ-система Арабо-Персидского залива сформировалась в три этапа эволюции пассивной окраины в передовой прогиб. Аналогичная фрагментация зон нефтегазонакопления по фазовому составу и структурная сегментация характерны и для других прогибов: Предпатомского, Предуральского, Предкарпатского, перикратонных прогибов Прикаспийской впадины и др. В пределах Предкарпатского прогиба многократное проявление надвигов (скиб) привело к реорганизации УВ-систем на зонально-локальном уровне, способствовавшей формированию мелких залежей за счет разрушения залежей палеоавтохтона. Наиболее крупные залежи сохранились здесь лишь во внешней части краевого прогиба.
Таким образом, главными особенностями формирования УВ-систем протяженных краевых прогибов являются:
• пространственное совпадение (близость) зон генерации и аккумуляции;
• интенсивное прогибание и, следовательно, прогрев погребенного органического вещества;
• сегментарная структура, в том числе в результате неравномерности транспрессивного влияния зон орогенеза;
• высокая удельная (площадная) эффективность НГМТ-фактора, фактора структурообразова-ния (ловушка), экран-фактора и коллектор-фактора, в том числе за счет литологических объектов (конусы выноса, рифогенные сооружения и т.д.).
Сочетание этих особенностей указывает на сложность структуры объектов и факторов формирования УВ-систем краевых прогибов, что в условиях последних приводит к повышению их синерге-тичности и формированию уникальных скоплений нефти и газа.
Приведенная информация подтверждает один из геологических законов: одинаковых, схожих по строению и нефтегазоносности объектов не бывает. Учитывая это, необходимо адаптировать целевые геологоразведочные программы к особенностям формирования разномасштабных УВ-систем и нефтегазоносных объектов.
