CC BY
0Научная статья УДК 502
DOI: 10.26118/2782-4586.2023.41.77.029
ПРОСТРАНСТВЕННО-ВРЕМЕННЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Янарсаева Хадижат Исаевна
Чеченский государственный университет имени А.А Кадырова Исраилова Сацита Аднановна
Чеченский государственный педагогический университет Айсханов Султан Катаевич
Институт природных ресурсов АН ЧР
Аннотация. Анализ гигантского фактического материала по изучению геологии нефтяных и газовых месторождений за последнее столетие уверенно свидетельствует о существовании важных закономерностей в расположении зон нефтегазонакопления и промышленных залежей нефти и газа на земном шаре. Знание этих закономерностей имеет большое научное и практическое значение, поскольку позволяет более или менее уверенно прогнозировать наличие промышленных месторождений нефти и газа на новых территориях. Это особенно важно для усредненной оценки неразведанных потенциальных ресурсов нефти и газа на территории нашей страны и прилегающих акваторий, для сравнительной оценки отдельных типов нефтегазоносных бассейнов и, в конечном счете, для правильного определения общей стратегии геологоразведочных работ.
Ключевые слова: нефтяные и газовые месторождения, нефтегазонакопления, окраины метариков.
SPATIAL AND TEMPORAL PATTERNS OF OIL AND GAS DEPOSITS PLACEMENT
Yanarsaeva Hadishat Isaevna
Kadyrov Chechen State University Israilova Satsita Adnanovna Chechen State Pedagogical University Ayskhanov Sultan Kataevich
Institute Natural Resources of the Academy of Sciences of the Czech Republic
Abstract. The analysis of the gigantic factual material on the study of the geology of oil and gas fields over the last century confidently testifies to the existence of important patterns in the location of oil and gas accumulation zones and industrial oil and gas deposits on the globe. Knowledge of these patterns is of great scientific and practical importance, since it allows you to more or less confidently predict the presence of industrial oil and gas fields in new territories. This is especially important
Journal of Monetary Economics and Management, 2023, no. 4
for an average assessment of undiscovered potential oil and gas resources on the territory of our country and adjacent water areas, for a comparative assessment of individual types of oil and gas basins and, ultimately, for the correct determination of the overall strategy of exploration.
Keywords: oil and gas fields, oil and gas accumulations, outskirts of continents.
Тектонический (структурный) фактор играет большую роль в размещении региональных зон нефтегазонакопления на земном шаре. Существуют глобальные связи между тектоникой и геологией нефти и газа. Наблюдаются тектонические закономерности азоаккумуляции нефтей на платформах, в складчатых и орогенных областях, на подводных окраинах материков, в пределах окраинных и внутренних морей, в глубоководных частях Мирового океана. Важное значение имеет также влияние прерывистых разломов и степени фрагментации литосферы на формирование залежей нефти и газа.
Тектонические процессы оказывают многогранное влияние на нефтегазоносность недр, создавая осадочные бассейны, определяя направление их развития и превращение бассейнов в нефтегазоносные. Тектонические процессы регулируют особенности расширения мощности залежей, их форма-ционно-фациальные особенности, геотермальные, геохимические и другие особенности строения нефтегазоносных бассейнов, динамику генерации углеводородов, их миграцию и аккумуляцию в залежи.
Вопрос о существовании общих закономерностей распределения нефтяных залежей в земной коре был поставлен на рубеже XIX и XX вв., когда выдающийся французский геолог Луи де Лоне, основываясь на известном в то время географическом распределении нефтяных месторождений, указал, что залежи нефти тяготеют к краевым складчатым системам. Гораздо более полная и геологически обоснованная разработка проблемы общих закономерностей нефтегазо-накопления была получена в 1920-1930-е гг. прошлого века в работах немецкого ученого Э. Блюмера и русского геолога-нефтяника И.М. Губкина [1].
Э. Блумер справедливо подчеркнул реги-ональность нефтегазового потенциала. По сравнению с Луи де Лоне они указывали на более широкий ареал распространения нефтяных залежей. Э. Блумер и И.М. Губкин писали о расположении нефтяных место-
рождений в окраинных зонах горных хребтов и в зонах их погружения, в местах разработки «вторичной», значительно ослабленной складчатости, а также о расположении многочисленных месторождений «в крупных понижениях между крупными городскими районами». Более того, полемизируя с Луи де Лоне, И.М. Губкин указывал, что равнинные районы должны заслуживать не меньшего внимания в поисках нефти, чем окраинные зоны. Руководствуясь на практике этим положением, он призывал искать нефть сначала в Волго-Уральском, а затем и в Западной Сибири.
Объясняя причины преобладающей концентрации нефтяных месторождений по периферии горных хребтов, И.М. Губкин отмечал, что в окраинных зонах горных хребтов на протяжении всех геологических эпох создавались условия, благоприятные для накопления органического материала, служившего исходным веществом для образования нефти. Именно здесь возникли такие бассей -ны, как лагуны, лиманы и т.д., в которых развивался растительный и животный планктон.
Все современные крупные нефтяные месторождения расположены в районах древних мелководных морей. В большинстве случаев эти древние заливы и моря были одновременно геосинклиналями, в которых в течение эпох происходило отложение осадочных пород и их накопление в виде значительных пластов с одновременным погружением морского дна. Температура и давление в осадочных породах, которые находятся под водой, также повышаются, сильно влияя на их цементацию, выдавливание воды и весь процесс горообразования. Все эти высказывания Э. Блумера и И.М. Губкина звучат вполне современно, они содержат указания на геоморфологическое приурочение нефтеносных районов (предгорья, межгорные районы, равнины), палеогеографические условия (мелководные морские бассейны, их окраинные части), тектоническая обстановка (периферийные зоны геосинклиналей, интенсивное опускание с накоплением мощных
осадочных толщ). Последний фактор позднее был выделен И.О. Бродом, который возвел интенсивный прогиб в ранг «основного закона нефтегазонакопления».
Новый этап в разработке проблемы общих закономерностей нефтегазоносности наступил с началом освоения шельфовых месторождений и, особенно, с накоплением достаточно достоверных и полных данных о строении подводных окраин материков и дна океана, полученных сейсмическими методами и глубоководном бурением. Именно с это -го времени, то есть с 60-70-х годов прошлого века, появилась объективная возможность для установления достоверно глобальных закономерностей нефтегазонакопления.
Пространственные закономерности расположения нефтяных и газовых месторождений.
В самом общем виде нефтегазоносность - это, прежде всего, функция накопления осадочных пород - чем больше мощность отложений, скорость их накопления, тем больше нефти и газа должно содержаться в них при прочих равных условиях [3]. Но где на земном шаре наблюдается максимальное накопление осадочных толщ? В глобальном масштабе это, безусловно, переходные зоны от континентов к океанам. Именно сюда сбрасывается основная масса обломочного материала, Именно здесь (на шельфе) складываются оптимальные условия для карбонатного накопления, здесь, в пределах подводной окраины материков, залегает основной объем органического вещества как аллохтонного, гумусового (с суши), так и автохтонного происхождения. Переходные зоны по своему физико-географическому положению соответствуют тем районам, которые И.М. Губкин и Э. Блумер указали как наиболее благоприятные для нефтегазоо-бразования.
Нефтегазоносность континентальных окраин.
Среди современных окраин континентов сейчас принято выделять 4 типа. К первым из них, наиболее важным с точки зрения не-фтегазонакопления, относятся пассивные окраины, или окраины атлантического типа, так как они наиболее типично выражены в Атлантическом океане. Пассивные окраины характеризуются большой шириной, в основном за счет очень широкого шельфа, кото-
рый составляет сотни, а иногда и более 1000 км, а также четко выраженный материковый склон и подножие. Иногда профиль окраины осложняется наличием дополнительного уступа - подводного плато, расположенного на расстоянии 1-3 км: например, плато Блейк у берегов Флориды, плато Уоринг у берегов Норвегии, плато Эксмут у северо-западного побережья Австралии и многие другие [2].
Современные пассивные окраины формировались с конца палеозоя до начала мезозоя. Становление происходило в два этапа. Начальный период был периодом интенсивного рифтообразования, сопровождавшегося формированием сложных систем. Грабены заполнялись сначала континентальными обломочными отложениями, затем, когда в них стали втекать соленые воды океана, слоями эвапоритов, затем темными глини-сто-алевролитовыми отложениями, обогащенными битумоидами. С образованием океанической впадины рифтообразование сменилось более равномерным опусканием континентальных окраина в сторону океана. Началом второго этапа развития современных пассивных окраин является поздняя юра - ранний палеоген. Общая мощность отложений пассивных окраин достигает 12-14, а местами 20 км. Обычно они образуют два максимума - в районе внешнего шельфа и в районе материкового подножия.
В настоящее время пассивные окраины занимают большую площадь акваторий, а поскольку их ближайшие части во многих райо -нах расположены на суше, то их фактическая площадь еще больше. Нефтегазоносность многих районов этих окрестностей доказана на суше и на море. На западе Атлантического океана это месторождения Канады (остров Ньюфаундленд), Бразилии, Аргентины; на востоке - месторождения Нигерии, Камеруна, Габон, Конго, Ангола. В Индийском океане месторождения нефти и газа открыты в пределах пассивных окраин Индостана - в районе Бомбея, а также на северо-западном побережье Австралии. Типичной пассивной окраиной является также северная, средиземноморская, окраина Африки (Ливия и Египет), а также западная окраина Аравийского полуострова. Стоит упомянуть арктический шельф Северной Америки с месторождениями Аляски и бассейном Свердрупа.
В дополнение к современным пассивным
Journal of Monetary Economics and Management, 202Э, no. 4
окраинам, непосредственно граничащим с открытым океаном, широко развиты древние пассивные окраины, в настоящее время ограниченные складчатыми структурами, устремленными вглубь континента, часто сопровождаемыми продвинутыми впадинами [4]. Именно в этой ситуации возникли «неоднородные» нефтеносные бассейны Аляски, Скалистых гор Канады и прилегающих равнин, Венесуэлы, Персидского залива, северо-западного склона и периферии Индийского субконтинента, Алжир, Волго-Уральский регион, Предкавказье и др.
Примечательно, что древние пассивные окраины оказались богаче нефтью (например, район Персидского залива), чем современные. В то же время было бы неверно думать, что пассивные окраины континентов равномерно насыщены нефтью и газом на всем протяжении их большого распространения. Прежде всего, нефтегазовый потенциал этих окраин, очевидно, чем выше, тем шире возрастной диапазон слагающих их толщ, то есть чем раньше они образовались и тем больше мощность осадочного чехла.
Другим благоприятным обстоятельством для нефтегазонакопления является сочетание фаций, т.е. тектонических и климатических условий. Таким образом, богатейшие отложения в отложениях мелового возраста обязаны своим появлением накоплению темных мелкообломочных отложений, богатых органическим углеродом, в нижней части материкового склона и в пределах предгорья материка с одновременным образованием органогенных, в том числе рифовых известняков на шельфе. Нефтегазоносность возрастает и в районах, где преобладают крупные речные долины, о чем свидетельствует пример Нигерии и Габона (дельта р. Огово) и другие.
Поперечные впадины - авлакогены, которые часто «вклиниваются» со стороны материков в область пассивной окраины. Такими поперечными или косо ориентированными разломами к общему удару континентальной окраины являются грабены Реконкаво в Бразилии, Бенуэ в Нигерии, Сирт в Ливии, Суэц в Египте, Камбей в Индии и другие, некоторые из которых очень богаты нефтью, как, например, Ирти (Ливия) [5].
Такие важные нефтегазоносные бассейны, как Западно-Сибирский и Северо-Мор-
ской бассейны (и Центрально-Европейские бассейны в целом), в широком смысле ограничены пассивными окраинами. Оба эти бассейна представляют собой крупнейшие относительно плоские впадины, вытянутые в меридиональном направлении и открытые на север, соответственно, в сторону Карского и Норвежского морей, то есть океанских вод Северной Атлантики и Евразийского бас -сейна Арктики. В основании обоих бассейнов, вдоль их осевых частей, расположены мощные рифтовые системы, сообщающиеся с рифтами, давшими начало Норвежскому и Евразийскому бассейнам. Эти разломы как бы нанизаны цепями основных нефтяных и газовых месторождений Северного моря и Западной Сибири.
Таким образом, большинство значительных нефтегазоносных бассейнов мира связаны с пассивными континентальными окраинами, с современными и древними.
С точки зрения нефти и газа важно, что внутренние борта окраинных морей, которые расположены на тыльной стороне континентальных окраин этого типа, часто построены абсолютно аналогично пассивным окраинам, имеют широкий шельф, хорошо выраженный материковый наклон и футы. Таковы, например, западные окраины Восточно-Китайского и Южно-Китайского морей, северная, восточная и отчасти южная периферия Мексиканского залива. Эти «пассивные» участки активных маржинальных зон. Обе периферийные части прилегающих к ним материков (например, район реки Хуанхэ и Бохайского залива в Китае) характеризуются высоким нефтегазоносностью.
Второй тип активных окраин и третий тип континентальных окраин - это так называемый андский тип. Для этого типа характерен наиболее резкий переход от океана к материку - глубоководная впадина непосредственно окаймляет край материка. Кроме того, на некоторых участках окраин андского типа (пример - Центральные Анды), глубоководный желоб непосредственно примыкает к областидревней континентальной коры, которая часто завершается краевым вулкано-плутоническим поясом.
В других районах (например, в Северных Андах) между глубоководной впадиной и материком имеется более или менее широкая полоса сложных смятых отложений зоны
субдукции, которые образовались в условиях смещения желоба в сторону океана, с нелепо наложенными впадинами, заполненными относительно слабо деформированными осадками. Это впадинами и являются нефтегазоносными бассейнами, которые иногда (например, в Калифорнии) обладают значительными запасами углеводородов.
Сравнивая нефтегазоносность пассивных и активных окраин, можно сделать вывод, что потенциал первых значительно выше. Это определяется, прежде всего, гораздо большим объемом накопленных и хранимых отложений. Кроме того, значительно большая часть сверхкрупных дельт приурочена либо к пассивным окраинам, либо к пассивным тыловым частям активных окраин западно-тихоокеанского типа, например, Миссисипи, Амур, Хуанхэ, Янцзы, Меконг и некоторые другие. Не менее важен и тот факт, что большая часть отложений активного окраина, особенно андского типа, подвержена субдукции.
Подводя итог, неравномерное распределе-
ние запасов нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно - цикличностью процессов накопления органического вещества в осадочных толщах. Это свидетельствует о том, что нефтегазоносные толщи формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило бурное развитие микро- и микроорганизмов. Такие режимы господствовали в девоне, карбоне, в юрском и меловом периодах, в зоцене, олигоцене и миоцене. В отложениях триаса, формирование которых происходило в условиях геократического режима континентов, когда континенты испытывали воздымание и в основном, представляли сушу, нефтегазоносные толщи практически не формировались. В них содержатся минимальные запасы нефти и газа.
Список источников
1. Брехунцов A.M., Битюков В.Н. Открытые горизонты. Т. 1 (1962-1980). Екатеринбург: Сред.-Урал. кн. изд-во, 2002.
2. Вяткин К.Ю. Интеллектуальное месторождение, как метод снижения экологических рисков нефтегазового производства //Актуальные вопросы современной экономики. 2021.-№11. С.54-57
3. Летников Ф. А. Сверхглубинные флюидальные системы Земли и проблемы рудогенеза // Геология рудных месторождений. 2001. № 4. С. 291-307.
4. Сейфуль-Мулюков Р.Б. Геологическое и геохимическое обоснование глубинного генезиса нефти [Электронный ресурс] //Глубинная нефть. 2013. Т. 1, №12.
5. Тимурзиев А.И. К созданию новой парадигмы нефтегазовой геологии на основе глубинно-фильтрационной модели нефтегазообразования // Геофизика. 2007. № 4. С. 49-60.
Сведения об авторах
ЯНАРСАЕВА ХАДИЖАТ ИСАЕВНА, Медицинский институт, ассистент кафедры гуманитарных естественнонаучных и социальных дисциплин, Чеченский государственный университет имени А.А Кадырова, г. Грозный, Россия.
ИСРАИЛОВА САЦИТА АДНАНОВНА, к.б.н., доцент кафедры экологии и БЖ, Чеченский государственный педагогический университет, г. Грозный, Россия
АЙСХАНОВ СУЛТАН КАТАЕВИЧ, главный научный сотрудник отдела экологии института Природных ресурсов АН ЧР, г. Грозный, Россия.
Information about the authors
YANARSAEVA HADISHAT ISAEVNA, Medical Institute, Assistant Professor of the Department of Humanities, Natural Sciences and Social Sciences, Kadyrov Chechen State University, Grozny, Russia.
ISRAILOVA SATSITA ADNANOVNA, PhD, Associate Professor of the Department of Ecology and Life Sciences, Chechen State Pedagogical University, Grozny, Russia. AYSKHANOV SULTAN KATAEVICH, Chief Researcher of the Ecology Department of the Institute Natural Resources of the Academy of Sciences of the Czech Republic, Grozny, Russia.
