CC BY
121
ГЕОЛОГИЯ, ГЕОЭКОЛОГИЯ
УДК 551.24:553.98
Н. И. Воронин Астраханский государственный технический университет
ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ И ПЕРЕФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
В практике поисково-разведочных работ на нефть и газ известны случаи, когда при сходных современных геотектонических условиях, развитии регионально нефтегазоносных комплексов, наличии структурных ловушек и других благоприятных факторов, контролирующих формирование залежей нефти и газа, в одном регионе установлены залежи углеводородов (УВ), в другом - аналогичные пласты-коллекторы обводнены. Это особенно четко можно проследить на примере юрских отложений ме-гавала Карпинского, Прикумско-Тюленевского вала и Жетыбай-Узеньской антиклинальной зоны Южно-Мангышлакского прогиба. В современном структурном плане наиболее четко выраженной структурой является мега-вал Карпинского, его сводовая часть по оконтуривающей изогипсе -1 700 м - имеет размеры 150 х 30 км и амплитуду около 300 м. Прикум-ско-Тюленевский вал имеет значительно меньшие размеры, его амплитуда не превышает 50 м. Из положительных структур Южно-Мангышлакского прогиба самой крупной является Жетыбай-Узеньская антиклинальная зона, контролирующая область нефтегазонакопления. Ее размеры - 130 х 40 км, амплитуда - 200 м. Палеогеографическая обстановка седиментации, типы разрезов отмеченных тектонических элементов близки между собой. Повсеместно развиты пласты-коллекторы, перекрытые глинистыми покрышками. Максимальные скорости седиментационного прогибания среднеюрского нефтегазоносного комплекса приурочены к Южно-Мангышлакскому прогибу (40-43 м/млн лет) и мегавалу Карпинского (35-40 м/млн лет), минимальные (20,0-20,5 м/млн лет) - Прикумско-Тюленевскому валу. Термодинамические условия повсеместно были благоприятны для активного протекания процессов нефтеобразования. Большинство структурных ловушек сводовой части мегавала Карпинского, Прикумско-Тюленевского вала и Жетыбай-Узеньской антиклинальной зоны морфологически четко выражены и были способны улавливать и удерживать жидкие УВ.
Таким образом, анализ совокупности факторов, контролирующих формирование залежей нефти в пределах рассматриваемых тектонических элементов, свидетельствует об их близости. Более того, по ряду факторов
мегавал Карпинского обладает преимуществами относительно Прикум-ско-Тюленевского вала и даже Жетыбай-Узеньской антиклинальной зоны. В то же время продуктивность юрских отложений этих участков резко отличается. Так, в пределах Жетыбай-Узеньской антиклинальной зоны, Прикумско-Тюленевского вала в юрских отложениях открыты Узеньское, Жетыбайское, Озек-Суатское, Максимокумское, Величаевское и другие нефтяные и газонефтяные месторождения, а в пределах мегавала Карпинского юрские отложения почти повсеместно обводнены, за исключением отдельных (Каспийское, Комсомольское) локальных поднятий, расположенных на южном крыле. Такое распределение залежей нефти может быть объяснено особенностями палеотектонического развития. Длительное время сводовая часть мегавала Карпинского представляла собой прогиб. Здесь накапливались мощные толщи пород вплоть до начала палеогена, где создавалась область гидродинамического максимума. Региональные наклоны имели падение в сторону центральной части прогиба, и седимен-тационные воды с растворенными в них УВ двигались на юг - в сторону Джанайского палеоподнятия и на север - в направлении зоны сочленения платформ (рис).
^2 ^3 Е35 06
Схематическая палеотектоническая карта мегавала Карпинского к концу позднемелового времени:1 Зоны прогибания: 1 - активного; 2 - умеренного; 3 - замедленного; 4 - палеоизогипсы подошвы осадочного комплекса; 5 - граница с Прикаспийской впадиной;
6 - границы поднятий, прогибов. Основные структурные элементы: I - Бахтемирский прогиб; II - Ики-Бурульско-Промысловский прогиб; III - Джанайское поднятие
1 Составил Н. И. Воронин.
В конце олигоцен-миоценового времени, когда юрские отложения уже были погружены в главную зону нефтеобразования, произошли па-леоструктурные перестройки, и на месте прогиба был сформирован Цу-букско-Промысловский вал. В результате произошло изменение направления регионального наклона на противоположное, приведшее к разрушению сформировавшихся залежей УВ. Сохранились от разрушения нефтяные месторождения, расположенные вне зоны воздействия палеострук-турной перестройки (Каспийское, Комсомольское). С этих позиций вполне возможно обнаружение нефтяного месторождения в юрских отложениях Полдневского поднятия.
Прикумско-Тюленевский вал и Жетыбай-Узеньская антиклинальная зона, в отличие от мегавала Карпинского, характеризуются унаследованным развитием, никаких палеоструктурных перестроек в их пределах неотмечалось. Таким образом, при наличии общности ряда факторов, контролирующих формирование залежей нефти и газа, определяющую роль в сохранении месторождений УВ сыграли палеоструктурные постройки, произошедшие в пределах мегавала Карпинского после их формирования. В некоторых случаях расформирование залежей может привести к концентрации промышленных скоплений нефти и газа в других ловушках, находящихся в более благоприятных условиях.
Ряд примеров расформирования залежей нефти и газа в результате палеоструктурных перестроек рассмотрен по Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [1, 2].
Палеоструктурные перестройки приводят к разрушению и переформированию залежей нефти и газа только в случае их проявления в завершающие этапы развития, когда были сформированы основные месторождения УВ. В то же время палеоструктурные перестройки, произошедшие до начала активных процессов нефтегазообразования, никакой роли в процессах расформирования и переформирования не играли. Обоснованные представления о времени погружения нефтегазоматеринских толщ в главную зону нефтеобразования и главную зону газообразования помогут правильно оценить влияние палеоструктурных перестроек на размещение залежей нефти и газа в районах их проявления. В этой связи для успешных поисков важно знать время миграции УВ и время основных палеотектони-ческих перестроек, произошедших в исследуемом регионе.
Другим разрушающим фактором являются древние эрозионные размывы, которые приводят в отдельных случаях не только к расформированию месторождений, но и к полному уничтожению нефтегазоносных комплексов. Такие явления имеют широкое распространение в различных нефтегазоносных провинциях. В частности, они рассмотрены на примере восточного Предкавазья и Волго-Уральской антиклизы [1-3], а также по другим регионам [4, 5]. Размывы отличаются различной глубиной среза, временем и продолжительностью проявления, могут носить региональный характер. В целом отрицательная роль размывов на сохранность залежей нефти и газа не вызывает сомнений. Однако абсолютизировать их отрицательную роль в процессе нефтегазообразования - это значит отрицать раз-
витие стратиграфических залежей УВ, среди которых имеется ряд гигантов (Ист-Техас, Пембина и др.).
Необходимо рассматривать влияние размывов на сохранность залежей нефти и газа с историко-генетических позиций: времени проявления размывов их глубины и времени миграции УВ, а также возможностей новых циклов нефтегазообразования.
Это особенно четко можно проследить на примере подсолевого комплекса Прикаспийской впадины, содержащего несколько крупных и уникальных залежей УВ. На ряде участков Прикаспийской впадины (Астраханский свод, Карачаганак, Кенкияк, Тенгиз и др.) четко зафиксирован региональный размыв, произошедший на рубеже позднего карбона и ранней перми. Наиболее глубокий размыв произошел в районе Тенгиза, где нижнепермские отложения непосредственно залегают на нижнекаменноугольных. На Астраханском своде размыты полностью верхнекаменноугольные и большая часть среднекаменноугольных отложений. Глубина среза достигала 800-900 м. До начала проявления размыва на Астраханском своде в башкиро-визейском комплексе было сформировано нефтяное месторождение, которое было разрушено в результате эрозионных процессов. Последнее подтверждается следами разрушения в виде остаточной нефти, кристалликов серы, вторичных процессов и др. Современное Астраханское газоконденсатное месторождение было сформировано в последующие после размыва этапы развития в результате интенсивного (3-5 км) прогибания, обусловившего новые циклы нефтегазообразования.
Тенгизское, Кенкиякское, Карачаганакское месторождения были сформированы после проявления нижнепермского размыва, и поэтому никакой роли в их формировании он не сыграл. Если бы территория Прикаспийской впадины не испытывала интенсивное прогибание после размыва, то, вполне естественно, не были бы сформированы выявленные залежи УВ.
В других случаях в результате проявления эрозионных процессов месторождения нефти и газа разрушаются полностью, и об их былом существовании можно судить по следам разрушения, которые не всегда легко могут быть обнаружены.
Если региональные размывы предопределяют возможности сохранения или разрушения залежей УВ в пределах нефтегазоносных провинций и областей, то локальные размывы носят частный характер и их влияние ограничивается в основном зоной нефтегазонакопления или ее частью. Тем не менее их влияние на сохранность залежей необходимо рассматривать также с позиций времени проявления и глубины размыва, времени региональной миграции и особенностей после размыва геотектонического развития.
На участках, характеризующихся развитием размывов, вполне возможны в последующие этапы перетоки УВ из разрушаемых нефтегазоносных комплексов и вышележащие отложения, которые могут не содержать нефтегазоматеринские комплексы. В этом случае зоны размыва должны рассматриваться как области питания и представлять определенный поисковый интерес при постановке работ в перекрывающих образованиях.
В результате исследований установлено:
1. Время проявления палеоструктурных перестроек и размывов в зависимости от времени основной миграции УВ играет определяющую роль в их влиянии на размещение залежей нефти и газа. Если перестройки и размывы проявились до начала основной миграции УВ, то они никакого влияния на сохранность залежей не оказали; если позже, то приводили к частичному или полному разрушению месторождений (подсолевой комплекс Прикаспийской впадины, юрские отложения мегавала Карпинского).
2. Особенности тектонического развития, проявляющиеся после размывов и палеоструктурных перестроек, могут привести к новому циклу нефтегазообразования и формированию залежей нефти и газа, пространственно совпадающих с разрушенными месторождениями или участками проявления размывов и палеоструктурных перестроек (Астраханское газоконденсатное месторождение).
3. На участках проявлений размывов в последующие этапы развития вполне возможны перетоки УВ из размываемых комплексов в вышележащие образования, что может привести к формированию месторождений нефти и газа в отложениях либо лишенных нефтегазоматеринских пород, либо находящихся в неблагоприятных для нефтегазообразования термодинамических условиях (залежи УВ в верхнепермско-нижнетриасовом красноцветном комплексе).
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Максимов С. П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа. - М.: Недра, 1964. - 486 с.
2. Машкович К. А. Структурные «носы», их природа и значение для поисков газа и нефти в Саратовском Поволжье // Газовая промышленность. - 1959. - № 3. - С. 1-5.
3. Бурштар М. С., Бизничаев А. Д. Образование и размещение залежей нефти и газа. - М.: Недра, 1968. - 282 с.
4. Бакиров А. А. Палеотектонические исследования - научная основа прогнозирования нефтегазоносности недр // Палеотектоника и палеогеоморофология в нефтяной геологии. - М.: Наука, 1978. - С. 10-21.
5. Баранов И. Г. Формирование структур Днепровско-Донецкой впадины и их нефтегазоносность // Тр. УкрНИГРИ. - М.: Недра, 1965. - Вып. 12.
Получено 7.12.2006
DEMAGE PROCESSES AND REFORMATION OF OIL AND GAS DEPOSITS
N. I. Voronin
Ingress time of paleostructural reconstruction and washouts depending on the time of basic hydrocarbons migration plays a determining role in their influence on the location of oil and gas deposits. The features of tectonic development shown after washouts and paleo-structural reconstruction can lead to a new cycle of oil and gas generation and formation of oil and gas deposits. During next stages of development within the zone of washouts hydrocarbons interformational flows may escape from washed complexes into overlying deposits. It may result in the formation of oil and gas fields that are poor in oil and gas mother rocks or contain unfavorable thermodynamic conditions for oil and gas generation.
