CC BY
52
ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА
УДК 551.248.1:553.98(571.5)
Н. И. Воронин Астраханский государственный технический университет
СКОРОСТЬ ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ ДВИЖЕНИЙ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ЮГО-ВОСТОКЕ ВОСТОЧНО-ЕВРОПЕЙСКОЙ И СЕВЕРЕ СКИФСКО-ТУРАНСКОЙ ПЛАТФОРМ
Сравнительное рассмотрение размещения залежей углеводородов в нефтегазоносных комплексах исследуемого региона показало, что при одинаковых благоприятных палеогеографических и фациальных условиях зоны их максимального развития приурочены к определенным участкам, которые характеризуются повышенной скоростью седиментации.
Ведущая роль нисходящих тектонических движений в формировании региональных нефтегазоносных комплексов была отмечена рядом исследователей. Однако многие, подчеркивая связь нефтегазоносности с повышенной скоростью седиментации продуктивных комплексов, не устанавливали предельные значения этого параметра. Только в последние годы [1-3] были выполнены исследования в этом направлении. В частности [2], в северных областях Волго-Уральской провинции установили критическую минимальную величину скорости тектонических движений, равную 25 м/млн лет, которая определяет пространственные границы продуктивных формаций. Прямая зависимость нефтегенерационного потенциала от скорости погружения установлена в Западном Предкавказье [4].
Приведенные данные свидетельствуют о том, что скорость седимен-тационного прогибания нефтегазоносных комплексов обусловливает их нефтегазоносный потенциал и определение граничных значений этого параметра имеет большое практическое и теоретическое значение при оценке перспектив нефтегазоносности региона.
В пределах исследуемой территории выделено четыре регионально нефтегазоносных комплекса, приуроченных соответственно к отложениям нижнесреднекаменноугольным, нижнепермским, среднеюрским и нижнемеловым. Ареалы их распространения неодинаковы. Первые два приурочены к Прикаспийской впадине, а остальные занимают практически всю рассматриваемую территорию. Первый регионально нефтегазоносный комплекс имеет наибольшую площадь распространения и установлен в пределах всей Прикаспийской впадины, второй - в северной и западной частях впадины. Во всех нефтегазоносных комплексах открыты значительные месторождения нефти и газа. Наибольшей нефтегазонасыщенно-
стью отличаются первый и второй нефтегазоносные комплексы. Зоны максимальной концентрации промышленных запасов нефти и газа различных нефтегазоносных комплексов не совпадают.
Первый нефтегазоносный комплекс характеризуется относительно высокой скоростью седиментационного прогибания в пределах
23,0-84,6 м/млн лет (рис.). Минимальные значения тяготеют к бортовым частям впадины, а максимальные - к ее центру. В этом комплексе к настоящему времени открыты Астраханское, Карачаганакское газоконденсатные, Тенгизское, Жанажольское нефтяные месторождения. Астраханское месторождение приурочено к участку, где скорость седиментационного прогибания составляет 23-31 м/млн лет.
( I о I г I «э.| 1 и»—I 4
Схематическая карта скоростей конседиментационного прогибания и размещения залежей нефти и газа в нижнесреднекаменноугольном нефтегазоносном комплексе Прикаспийской впадины и ее обрамления :
1 - изотахи; 2 - месторождения нефти: Тенгизское (2), Жанажольское (4);
3 - месторождения газа и газоконденсата: Астраханское (1), Карачаганакское (5); 4 - граница Прикаспийской впадины
Комплекс в целом испытывал значительное постседиментационное погружение с различной интенсивностью в последующие этапы геологического развития. Наибольшая амплитуда и темп погружения характерны для последующих непосредственно после седиментации этапов развития -верхнекаменноугольного и, особенно, пермского.
* Составил Н. И. Воронин.
В Волгоградско-Саратовском обрамлении каменноугольные отложения характеризуются высокой степенью разведанности. Здесь открыт ряд месторождений нефти и газа, а на части поднятий каменноугольные отложения обводнены. Коробковское и Южно-Уметовское газонефтяные месторождения расположены в районе, где скорость конседиментационного прогибания составляет
28,0-54,0 м/млн лет. Два ареала залежей нефти и газа (Кленовское, Бахметьев-ское, Жирновское, Линевское, Иловлинское, Абрамовское, Голубинское, Ку-диновское, Арчединское и др.) приурочены к полям со скоростью конседиментационного прогибания порядка 20-25 м/млн лет. На участках, где скорость прогибания менее 20,0 м/млн лет, залежи углеводородов не обнаружены.
Нижнепермский регионально нефтегазоносный комплекс прослежен во внешней бортовой зоне Прикаспийской впадины. В нем также видна приуроченность месторождений нефти и газа к участкам со скоростью се-диментационного прогибания 25-55 м/млн лет. Здесь также характерно интенсивное постседиментационное погружение. Наиболее высокий темп прогибания характерен для пермско-триасового этапа развития, амплитуда погружения за это время достигала 1 000-1 200 м. В южной и восточной бортовых частях впадины происходит смена карбонатного разреза. Скорость седиментационного прогибания здесь достигает 140-150 м/млн лет. Для толщи характерна плохая сортировка материала, выдержанные пласты-коллекторы отсутствуют. После седиментации комплекс в этой части региона длительное время, вплоть до средней юры, практически не испытывал постседиментационного прогибания. В последующие этапы развития здесь также отмечается малоинтенсивное постседиментационное погружение. Так, за весь юрский этап амплитуда погружения составила 350-400 м, при среднем темпе погружения 8,0-11,0 м/млн лет. На ряде площадей проводились поисково-разведочные работы, залежей нефти и газа не обнаружено.
Среднеюрский регионально нефтегазоносный комплекс наиболее хорошо изучен, поисково-разведочное бурение проводилось практически по всему региону. Открыто значительное число месторождений нефти и газа, в том числе ряд крупных. На части площадей среднеюрские пласты оказались обводненными. Скорость конседиментационного прогибания подвержена значительным колебаниям. В целом Прикаспийская впадина характеризуется невысокими (10-15 м/млн лет) значениями скорости седиментационного прогибания. В пределах Скифско-Туранской платформы её значения возрастают до 20-40 м/млн лет. В районе мегавала Карпинского максимальная скорость (30-40 м/млн лет) фиксируется на участке Ики-Бурульско -Промысловской зоны, южного крыла мегавала в Восточно-Манычском прогибе скорость прогибания составляет 20-25 м/млн лет. Высокая (30-45 м/млн лет) скорость седиментационного прогибания также характерна для СевероУстюртской системы прогибов и Южно-Мангышлакского прогиба. Мощность комплекса в пределах Прикаспийской впадины составляет 200-300 м, на Скифской плите - 500-80 м, а на Туранской - 600-1 000 м.
Все выявленные месторождения нефти и газа контролируются участками, которые характеризуются повышенной скоростью седиментационного прогибания. Так, в Южно-Мангышлакском прогибе залежи углеводородов
приурочены к зоне, где скорость прогибания составляет 30-45 м/млн лет, а на мегавале Карпинского и Прикумско-Тюленевском валу соответственно 25-30 и 20-25 м/млн лет. На большей части Прикаспийской впадины залежи углеводородов в юрских отложениях не обнаружены, а впадины, открытые на юге, являются вторичными, образованными за счет перетоков из подсолевых образований. Только в крайней юго-восточной части обнаружена группа газонефтяных месторождений (Прорва, Буранкуль и др.), которые являются сингенетичными вмещающим юрским отложениям. Скорость седиментационного прогибания на этом участке составляет 25-30 м/млн лет. При значениях скорости конседиментационного прогибания меньше 20 м/млн лет залежи углеводородов в районе этих участков нигде не обнаружены, несмотря на значительные объемы поискового бурения.
Нижнемеловой регионально нефтегазоносный комплекс распространен в пределах всей Прикаспийской впадины. Он хорошо изучен бурением и сейсморазведкой. В нем установлено значительное количество месторождений углеводородов, в основном мелких и средних, реже крупных. Скорость конседиментационного прогибания на большей части региона колеблется в пределах 10,0-20,0 м/млн лет, минимальные (9,0-12,0 м/млн лет) значения приурочены к Прикаспийской впадине, а в районе мегавала Карпинского, Прикумско-Тюленевского вала скорость конседиментационного прогибания возрастает до 15-20,0 м/млн лет и достигает максимальной величины (35,0-45 м/млн лет) на севере Туранской плиты (Северо-Устюртская система прогибов). Мощность комплекса составляет 500-1 000 м.
Амплитуда постседиментационного прогибания нижнемелового нефтегазоносного комплекса колеблется в пределах 800-3 000 м. Наиболее активное постседиментационное прогибание приурочено к мегавалу Карпинского и, особенно, Прикумско-Тюленевскому валу.
Сопоставляя ареалы пространственного размещения залежей углеводородов с полями значений скорости конседиментационного прогибания, можно четко видеть, что они приурочены к участкам, где скорость прогибания составляет не менее 15-20 м/млн лет. Бузачинская зона неф-тенакопления расположена в поле развития скорости со значениями
20,0-24,0 м/млн лет, Камышанско-Каспийская зона, зона Прикумско-Тюленевского вала - 15-17 м/млн лет. На остальной площади развития этого комплекса, характеризующегося пониженными (менее 15,0 м/млн лет) значениями указанного параметра, месторождения нефти и газа не обнаружены, несмотря на высокую разведанность. Установленные залежи в Прикаспийской впадине являются вторичными, сформировавшимися, как и в среднеюрском комплексе, за счет перетоков из подсолевого комплекса.
Таким образом, анализ пространственного соотношения ареалов размещения залежей нефти и газа в рассматриваемых регионально нефтегазоносных комплексах и анализ распределения величин скорости консе-диментационного прогибания свидетельствуют о том, что во всех комплексах ареалы размещения залежей углеводородов контролируются участками, характеризующимися повышенной скоростью конседиментацион-ного прогибания. Максимальные значения достигают 40-70 м/млн лет,
минимальные составляют 15 м/млн лет на Скифско-Туранской и 20 м/млн лет - на Русской плитах. При значениях скорости ниже критической залежи углеводородов отсутствуют. Мощность регионально нефтегазоносных комплексов обычно составляет 800-1 000 м и более, только в нижнемеловом комплексе она уменьшается до 500 м. По мере снижения прогибания сокращается удельная плотность запасов углеводородов и количество крупных месторождений. Продолжительность седиментационного прогибания нефтегазоносных комплексов составляет 20-40 млн лет. Современная глубина их залегания колеблется от 4 000 (нижнесреднекаменноугольный комплекс) до 500 м (нижнемеловой комплекс).
Скорость конседиментационного прогибания оказывает непосредственное влияние на формирование нефтегазоносных комплексов. Вполне естественно, что чем выше скорость конседиментационного прогибания, тем больше мощность синхронных коллекторов и покрышек. С уменьшением скорости прогибания ухудшаются изолирующие свойства глинистых покрышек за счет повышения песчанистости. Более того, рядом исследователей доказано для глинистых толщ, что чем выше темп седиментации, тем выше уплотнение пород. Л. А. Назаркиным [3] убедительно показано, что «...быстро накапливавшиеся осадки имеют большее уплотнение по сравнению с их медленно накапливавшимися аналогами, залегающими на тех же гипсометрических уровнях. Чем выше темп седиментации и чем она продолжительнее, тем больше уплотнение глинистых толщ, тем ниже у них градиент плотности, тем больший интервал глинистых толщ характеризуется крутым наклоном кривой, отражающей изменение их плотности».
Прямая зависимость пористости терригенных коллекторов от их мощности установлена рядом исследователей в Волгоградском Поволжье, в Западной Башкирии, эоценовых отложениях Предкарпатья.
Скорость конседиментационного прогибания оказывает также непосредственное влияние на особенности и масштабы продуцирующей способности осадков. Получены веские доказательства прямой зависимости фоссилизации органического вещества от темпа седиментации [3, 5]. Особенно четко эта зависимость прослежена Э. А. Конторовичем и др. [6] на примере мезозойских отложений Западно-Сибирской низменности.
В прямой зависимости от темпа седиментации находятся и особенности преобразования органического вещества. Высокая скорость седиментации обеспечивает быстрое захоронение органического вещества и предохраняет его от процессов окисления, способствует лучшему прогреву толщ, обеспечивает рост гравитационных нагрузок и предопределяет развитие преимущественно элизионных гидрогеологических циклов водонапорных систем. Опираясь на результаты изучения преобразования органического вещества, ряд исследователей доказывают, что при прочих равных условиях направленность процесса преобразования органического вещества определяется скоростью седиментации. По мнению Р. Чэпмена, в глинистых отложениях при высоких темпах седиментации длительное время сдерживается отток седиментационных вод, что является благоприятной предпосылкой эмиграции образующихся углеводородов [7].
Все это свидетельствует о том, что темп конседиментационного прогибания и его продолжительность предопределяют при прочих благоприятных условиях вероятность максимальной реализации генерационного потенциала нефтегазоматеринских пород и сохранения образующихся залежей углеводородов.
Скорость вхождения нефтегазоматеринских отложений в зону неф-тегазообразования, продолжительность их пребывания и время прохождения той или иной части разреза нефтегазоматеринских пород через эту зону четко контролируются темпом седиментации и последующими благоприятными конседиментационными нисходящими тектоническими движениями. В зависимости от скорости вхождения нефтегазоматеринских пород в зону генерации углеводородов формируется генерационная мощность этой толщи. В этой связи, чем быстрее входят в зону нефтегазо-образования нефтегазоматеринские породы, тем больше генерируется углеводородов в единицу времени. Последнее предопределяет вероятность формирования крупных и гигантских месторождений нефти и газа. По мнению И. В. Высоцкого [8], «... образование крупных и гигантских месторождений происходит не за счет увеличения продолжительности собирательной миграции углеводородов, а за счет ускорения миграции, увеличения скорости наполнения ловушки». Следовательно, уменьшение темпа конседиментационного прогибания нефтегазоматеринских толщ ассоциируется с тенденцией к ухудшению ряда критериев, контролирующих генерацию и консервацию углеводородов. Безусловно, последующие тектонические движения могли усилить или ослабить процесс генерации углеводородов в зависимости от их направленности и темпа прогибания. При равных суммарных потенциальных возможностях нефтегазоматеринских комплексов, обусловленных скоростью конседиментационного прогибания, полная реализация их нефтегазоматеринского потенциала будет определяться темпом и продолжительностью постседиментационного погружения. В случае унаследования тенденции к интенсивному конседи-ментационному прогибанию постседиментационное погружение будет способствовать развитию процессов нефтегазообразования и формирования залежей углеводородов. Если же постседиментационное прогибание ослабевает или полностью прекращается, то это может привести соответственно к замедлению процессов нефтегазообразования вплоть до полного его прекращения. В связи с этим влияние скорости конседиментационного прогибания на условия нефтегазообразования необходимо рассматривать с учетом благоприятного сочетания интенсивного постседиментационного погружения. Согласно имеющимся данным по исследуемому региону, величина постседиментационного погружения, обеспечивающая массовую генерацию углеводородов, колеблется в пределах 800-1 200 м.
Приведенные данные свидетельствуют о том, что скорость конседи-ментационного прогибания, компенсированного осадконакоплением, при благоприятном сочетании с постседиментационным погружением представляет собой комплексные показатели благоприятных литологических, геохимических, палеогидрогеологических и термодинамических условий
генерации, миграции и сохранности углеводородов. Минимальное критическое значение этой величины составляет около 20-25 м/млн лет. Эту величину скорости конседиментационного прогибания необходимо рассматривать в качестве объективного палеотектонического критерия промышленной нефтегазоносности территории.
Такова общая закономерность, отражающая процессы региональной миграции и аккумуляции углеводородов в нефтегазоносных комплексах юго-востока Русской плиты и севера Скифско-Туранской платформы в зависимости от скорости конседиментационного прогибания. Однако первоначальные связи на отдельных участках могли быть нарушены под влиянием более поздних палеотектонических процессов, обусловивших перестройку палеотектонических планов с изменением величин региональных наклонов, развитием размывов и дизъюнктивных нарушений, что в конечном итоге могло привести к переформированию или полному разрушению залежей нефти и газа. Одной из причин отсутствия месторождений углеводородов в зоне развития высоких скоростей конседиментацион-ного прогибания является также отсутствие ловушек к моменту массовой эмиграции углеводородов (Северный Устюрт). Тем не менее со всей определенностью можно констатировать, что за пределами поля развития повышенных скоростей (20-25 м/млн лет) залежи нефти и газа отсутствуют. Следует отметить, что при максимальных значениях (120-140 м/млн лет) скорости конседиментационного прогибания, характерных для толщ заполнения, залежей углеводородов не обнаружено. Последнее обусловлено в первую очередь отсутствием выдержанных пластов-коллекторов с хорошими емкостными и фильтрационными свойствами.
Таким образом, региональное размещение месторождений нефти и газа контролируется пространственным распределением участков с повышенной (20-25 м/млн лет и более) скоростью конседиментационного погружения регионально нефтегазоносных комплексов, сочетающейся с повышенной (800-1 200 м и более) амплитудой постседиментационного погружения.
СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ
1. Добрида Э. Д. Скопление углеводородов и скорость палеотектонических движений в северных областях Волго-Уральской провинции // ДАН СССР. -1981. - Т. 257, № 3. - С. 684-686.
2. Максимов С. П., Добрида Э. Д. Размещение и формирование скоплений нефти в северных областях Волго-Уральской провинции // Г еология нефти и газа. - 1982. - № 8. - С. 20-26.
3. Назаркин Л. А. Влияние темпа седиментации и эрозионных срезов на нефте-газоносность осадочных бассейнов. - Саратов: Изд-во СГУ, 1979.
4. Дъяков А. И. Прогноз нефтегазоносности в связи с тектоническими условиями размещения месторождений нефти и газа в Западном Предкавказье // Геология нефти и газа. - 1976. - № 12. - С. 8-14.
5. Бордовский О. К. Органическое вещество морских и океанических осадков в стадию раннего диагенеза. - М.: Наука, 1974.
6. Конторович А. Э., Полякова И. Д., Фомичев А. С. Закономерности накопления органического вещества в древних осадочных толщах (на примере мезо-
зойских отложений Западно-Сибирской низменности) // Литология и полезные ископаемые. - 1971. - № 6. - С. 16-28.
7. Chapman R. E. Primary migration of petroleum from clay source rocks // AAPY Bull. - 1972. - Vol. 56, N 11.
8. Высоцкий И. В. Скорость и продолжительность формирования залежей нефти // Время формирования залежей нефти и газа. - М.: Наука, 1976. - С. 283-290.
Получено 27.09.05
THE RATE OF PALEOTECTONIC MOVEMENTS AND DISTRIBUTION OF OIL AND GAS DEPOSITS IN THE SOUTH-EAST OF THE EAST-EUROPEAN PLATFORM AND IN THE NORTH OF SCYTHIAN-AND-TURANIAN PLATFORM
N. I. Voronin
Comparative research of the hydrocarbon distribution in oil and gas bearing fields of the investigated area proved that in similar favourable paleogeographical and facies conditions zones of their maximal development are timed to the certain sections which are characterized by increasing rate of sedimentation. Lower-and-middle Carboniferous, Middle-Jurassic, and Lower Cretaceous are taken as examples, when hydrocarbon deposits are often met in the areas where the rate of consedimental sagging is not less than 15 m/mln years. The rate being lower than critical, oil and gas deposits are not found, as a rule. The rate of consedimental sagging influences formation of oil and gas fields, specific features and scale of producing abilities of sediments, emigration of developing hydrocarbons. Regional distribution of oil and gas fields is controlled by distribution of segments with higher (20-25 m/mln years and faster) rate of consedimental dipping of oil and gas complexes in different regions, which combines with higher (800-1 200 m and more) amplitude of the postsedimental dipping.
