06.08.2016
Еще со времен И.М. Губкина стало известно, что процессы нефтегазообразования и формирования скоплений нефти и газа не являются уникальными геологическими явлениями, связанными с каким-либо одним из геологических периодов развития нашей планеты и проявлялись в пределах различных территорий мира (табл. 10.1).
Из таблицы следует, что скопления нефти и газа открыты практически во всех геологических системах, начиная с докембрийских и заканчивая отложениями современного возраста. Во многих случаях в распределении скоплений углеводородов в разрезе литосферы наблюдается многоэтажность, обусловленная периодичностью процесса образования углеводородов в ходе истории геологического развития той или иной территории.
Установлено, что в пределах любой нефтегазоносной провинции в региональном плане основные скопления нефти и газа приурочены к строго определенным литолого-стратиграфическим комплексам, которые, как правило, включают нефтегазопродуцирующие свиты и природные резервуары.
Эта закономерность была изучена А.А. Бакировым, который предложил подобные литолого-стратиграфические комплексы называть регионально нефтегазоносными, а также классифицировать их по масштабам распространения, подразделяя на региональные и субрегиональные и по соотношению с нефтегазопродуцирующими отложениями. По этому принципу выделяются сингенетичные регионально нефтегазоносные комплексы, в разрезе которых нефтегазопродуцирующие отложения реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал, эпигенетичные, в которых содержится нефть и газ, образовавшиеся в других осадочных формациях, а также смешанные (эписингенетичные) нефтегазоносные комплексы, в которых содержится нефть и газ как сингенетичные, так и эпигенетичные этому нефтегазоносному комплексу.
Таким образом, регионально нефтегазоносный комплекс - это своеобразная природная система, состоящая из трех основных компонентов, включающая: нефтегазоматеринскую толщу, обеспечивающую при благоприятных геологических, геохимических, гидрогеологических и тектонических условиях генерацию нефти и газа; нефтегазосодержащую толщу, представленную породами-коллекторами, обладающими способностью аккумулировать углеводороды и впоследствии отдавать их в процессе разработки месторождения; а также толщу слабопроницаемых пород-покрышек, перекрывающую коллекторы и обеспечивающую сохранность месторождений.
Региональные нефтегазоносные комплексы, содержащие природные резервуары различных типов, могут неодинаково соотноситься с осадочными формациями.
В одних случаях они могут полностью совпадать с формациями, и тогда формация будет являться, по сути, регионально нефтегазоносным комплексом,
В других случаях регионально нефтегазоносный комплекс может являться частью одной формации или включать в себя даже несколько осадочных формаций.
Поэтому выделение регионально нефтегазоносных комплексов является весьма важным этапом в изучении вопросов формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов и решении проблем оценки перспектив нефтегазоносности территорий.
Для того чтобы лучше разобраться в этом вопросе давайте рассмотрим примеры распространения регионально нефтегазоносных комплексов в пределах различных нефтегазоносных территорий. Так, например, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям живетского и франского ярусов и карбонатным породам фаменского яруса девона, терригенным образованиям визейского яруса и верейского горизонта нижнемосковского яруса, карбонатным толщам турнейского, намюрского и башкирского ярусов.
На территории Предкавказской и Туранской нефтегазоносных провинций (Скифская плита Предкавказья и Туранская плита Средней Азии) регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям средней юры, карбонатным породам келловея-оксфорда, терригенным толщам неокома, апта и альба.
В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы открыты в терригенных отложения средней и верхней юры, а также нижнего и верхнего мела.
В Азербайджане и Западной Туркмении регионально нефтегазоносными являются соответственно плиоценовая продуктивная и красноцветная толщи, которые между собой являются стратиграфическими аналогами.
На Северном Кавказе регионально нефтегазонеосные комплексы приурочены к песчаным породам миоцена-олигоцена (караган, чокрак, майкоп, хадум), а также к карбонатной толще верхнего мела.
В богатейших нефтью странах Ближнего и Среднего Востока регионально нефтегазоносны карбонатные отложения оксфорда-кимериджа (свиты Джубейла, Хадрия и Араб), терригенные толщи неокома-апта и альба-сеномана (свиты Зубейр, Бурган, Вара и др.), расположенные в краевой части погружения Аравийской платформы. Карбонатные отложения миоцена-олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине.
На Северо-Американской платформе регионально нефтегазоносны карбонатные отложения ордовика (свиты Элленбергер, Трентон), силура (свиты Ниагара и Хантон), девона (свиты Траверс и Кориферус), терригенные и карбонатные толщи карбона (свиты Честер, Чероки), нижней перми (свйты Сан-Андреас, Клирфорк, Гуадалупе) и песчаные толщи мела (свиты Вудбайн, Игл-Форд).
В Примексиканской впадине это - песчаные породы палеогена-неогена (свиты Фрио, Кокфилд, Нигура, Уилкокс).
Во впадине Альберта регионально нефтегазоносными являются карбонатные толщи верхнего девона, а также песчаные отложения мела (свиты Кардиум и Викинг).
В некоторых регионах регионально нефтегазоносные комплексы встречаются и в континентальных отложениях. Например, в Китае регионально нефтегазоносными являются континентальные отложения мезозойского и палеоген-неогенового возраста. В Скалистых горах США это палеогеновые континентальные отложения, а на острове Кенай (США, Аляска) -эоценовые. В районе Офисина в Венесуэле континентальными регионально нефтегазоносными являются неогеновые отложения. В районах Сальта и Кампо-Дуран (Аргентина) - пермские (свита Тариха).
В районе Веласкес (Колумбия) континентальные регионально нефтегазоносные отложения имеют палеогеновый возраст, в штате Байя, Бразилия, свита Сержи - отложения мелового возраста. В Западной Европе - угленосные отложения карбона, и породы красного лежня (нижняя пермь).
Таким образом, регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны: они могут быть как терригенными, так и карбонатными породами и представлять собой образования морского, прибрежного и континентального происхождения.
В то же время для всех региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов, независимо от их литологии и палеогеографических условий накопления, характерна одна из основных их диагностических особенностей. Их объединяет то, что все они сформировались в субаквальной среде в анаэробной (восстановительной или слабовосстановительной) геохимической обстановке, на фоне устойчивого погружения.
В несколько иных условиях могут образоваться регионально газоносные отложения. Как показывает сравнительный анализ имеющихся геологических материалов, регионально газоносные толщи могут быть сформированы не только в субаквальной анаэробной среде, но и в континентальных условиях при накоплении угленосных отложений.
Примером этого является уникальное месторождение Слохтерен (Нидерланды) с извлекаемыми запасами газа 1,8 трлн м3, а также некоторые другие месторождения, обнаруженные в акватории Северного моря (шельфовая зона Нидерландов и ФРГ).
Как показывают многочисленные исследования, формирование этих месторождений произошло благодаря миграции газа из нижележащих угленосных отложений вестфальского яруса карбона, которые в этом регионе являются газопродуцирующими.
Установлено, что большинство регионально нефтегазоносных комплексов сингенетичны по отношению к вмещающим их крупным стратиграфическим подразделениям, что подтверждается сходством углеводородного состава нефтей и битумоидов, рассеянных во вмещающих их отложениях.
Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре показывает, что в регионально нефтегазоносных комплексах скопления углеводородов образуются не повсеместно. Этот процесс для каждого нефтегазоносного комплекса контролируется своими палеогеографическими, литолого-фациальными и палеотектоническими условиями недр. При этом ведущую роль играет режим и направленность региональных тектонических движений в течение каждого отрезка геологической истории, а именно, относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения термобарических условий, необходимых для протекания процессов нефтегазообразования.
Таким образом, в пределах каждой нефтегазоносной провинции образование регионально нефтегазоносных комплексов (в большинстве случаев сингенетичных) связано с фазами нисходящих тектонических движений, при наличии благоприятных литолого-фациальных, в том числе геохимических условий.
В фазы активизации и дифференциации колебательных движений крупных геоструктурных элементов усиливалась региональная (как внутрирезервуарная, так и вертикальная) миграция флюидов и формировались зоны регионального нефтегазонакопления различных генетических типов.
Местами в эти отрезки времени происходило перераспределение ранее образовавшихся скоплений нефти и газа. И, наконец, в фазы развития преимущественного воздымания, когда рассматриваемая область попадала в зону активного водообмена, процессов аэрации и химической денудации, ранее образовавшиеся скопления подвергались разрушению.
Поэтому, как установлено А.А. Бакировым, В.И. Ермолкиным ареалы нефтегазоносности для отложений различных геологических эпох и периодов могут территориально как совпадать, так и смещаться относительно друг друга.
Пространственное совпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях различных нефтегазоносных комплексов обычно наблюдается в тех случаях, когда общая направленность и режим тектонических движений крупных геотектонических элементов, к которым приурочены исследуемые нефтегазоносные комплексы, в течение рассматриваемых периодов были близки, как например, палеозой Волго-Уральской провинции и мезозой эпигерцинской платформы. И, наоборот, при разной направленности колебательных движений крупных геотектонических элементов в течение отдельных геологических периодов отмечается несовпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, что наблюдается, например, при сопоставлении ареалов концентрации основных ресурсов нефти и газа в юрских и меловых нефтегазоносных комплексах в восточных областях Аравийской платформы.
В ходе геологического развития многих нефтегазоносных провинций с наступлением новых этапов тектогенеза их структурные планы нередко претерпевали существенные изменения. Это приводило к палеогеографическим перестройкам, в том числе и к изменению очертаний, а иногда и пространственного расположения бассейнов седиментации и областей сноса. В соответствии с этими процессами перемещались в пространстве и во времени области нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Таким образом, характер пространственного размещения нефтегазоносности в конечном итоге определялся режимом и направленностью региональных тектонических движений в течение каждого периода истории геологического развития территорий.
Число эпох регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах отдельных нефтегазоносных провинций не одинаково и тесно связано с режимом и направленностью волнообразно-колебательных движений крупных структурных элементов в каждый рассматриваемый отрезок геологического времени. Периодичность и региональный характер процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления в каждой нефтегазоносной провинции обусловливают наличие в разрезе осадочных образований нескольких самостоятельных регионально нефтегазоносных комплексов, разделенных толщами нефтегазонепроницаемых пород-покрышек. Продуктивность (нефтегазоносность) регионально нефтегазоносных комплексов отдельных стратиграфических подразделений зависит от амплитуды прогибания бассейна седиментации в течение соответствующего отрезка геологического времени.
Региональная нефтегазоносность литолого-стратиграфических комплексов, как правило, связана с территориями, испытавшими в течение соответствующего отрезка геологического времени нисходящие движения с более или менее значительной амплитудой.
Подытоживая сказанное, можно сформулировать, что ареалы нефтегазоносности отложений отдельных стратиграфических подразделений, как правило, приурочены к территориям, в которых:
- осадки накапливались в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в фазы развития движений прогибания, при этом амплитуды прогибания в периоды накопления осадков рассматриваемого комплекса или в последующие эпохи были достаточно большими для возникновения условий, необходимых для образования и последующей миграции нефтяных углеводородов из нефтематеринских отложений в коллекторы;
- в фазы развития восходящих движений, последовавших за стадией прогибания, рассматриваемая часть разреза не попадала в зону активного водообмена и аэрации.
Установленные связи пространственного размещения регионально нефтегазоносных комплексов с определенными палеогеографическими и палеотектоническими условиями характерны для всех нефтегазоносных провинций нашей планеты. Поэтому при прогнозировании нефтегазоносности недр и для обеспечения на этой основе высокой эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо комплексное изучение факторов, определяющих закономерности размещения регионально нефтегазоносных комплексов, в их взаимосвязи и взаимообусловленности.
Нефтегазоносные формации содержат скопления нефти и газа в разрезе и латерально не повсюду. В их составе выделяются определенные литологические комплексы, отличающиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих, как правило, несколько крупных геоструктурных элементов. Если в целостной нефтегазовой геологической мегасистеме каждого региона объектом территориального прогноза являются нефтегазоносные области и зоны нефтегазонакопления, а также составляющие их местоскопления и залежи, то объектом прогноза нефтегазоносности разреза литосферы являются регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК).
Рассматривая закономерности размещения скоплений УВ в литосфере, А.А.Бакиров предложил выделить регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК) , представляющие собой определенные литолого-стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции.
В литологическом отношении РНГК могут быть сложены различными породами: терригенными, карбонатными и смешанными. B фациальном отношении они могут быть морского, прибрежного, лагунного и даже континентального происхождения. Общей объединяющей, а следовательно, и диагностической их особенностью является накопление в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания рассматриваемой части бассейна седиментации.
В разрезе нефтегазоносных формаций обычно встречается несколько РНГК, разделенных толщей флюидоупоров. При этом большая их часть является сингенетичной по отношению к вмещающим их стратиграфическим подразделениям. Сказанное подтверждает одно из основных положений теории биогенного происхождения нефти о периодичности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления и тесной генетической связи их с цикличностью литогенеза и тектогенеза.
Э.А.Бакиров предложил классификацию нефтегазосодержащих отложений, которые в зависимости от площади распространения скоплений нефти и газа подразделяются на комплексы: региональные (РНГК), субрегиональные, зональные и локальные.
Региональные нефтегазоносные комплексы обычно развиты в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части. Субрегиональные комплексы пород содержат скопления нефти и газа в одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Зональные комплексы – отложения, продуктивные в пределах района или зоны нефтегазонакопления. Локальные комплексы – толщи пород, продуктивные лишь в пределах одиночных местоскоплений.
В составе РНГК, как правило, выделяются: нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи, коллекторы и флюидоупоры (покрышки). Сочетание этих толщ в РНГК может быть различно. В одних случаях выделяются все три толщи, а в других одна толща выполняет две функции. Например , баженовская свита, являющаяся нефтепродуцирующей и нефтесодержащей, и тогда РНГК состоит из двух толщ пород.
Иногда в разрезе отложений наблюдается частое чередование пород-коллекторов и слабопроницаемых пород (покрышек). В ряде случаев породы-коллекторы заключены в слабопроницаемые породы, которые на определенных этапах развития были нефтепродуцирующими, а затем стали выполнять роль покрышек. Высокое содержание органики, благоприятные геохимические и палеотектонические условия вызвали процессы генерации нефти, которая накапливалась в микротрещинах и по плоскости наслоения.
Нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи. Распределение зон нефтегазонакопления, их масштабы, физический и химический состав приуроченных к ним УВ в значительной степени определяются особенностями формирования отложений, в которых происходит накопление ОВ (потенциально нефтегазоматеринских отложений), и условиями, при которых они становятся нефте- и газопродуцирующими.
Правильно рассматривать в качестве нефте- и газоматеринской не какую-либо толщу сравнительно однородных образований, а целый литолого-фациальный комплекс отложений, в строении которых могут участвовать породы различного литологического состава.
При всем разнообразии состава и литолого-фациальных условий накопления нефтегазоматеринских отложений общими объединяющими диагностическими их особенностями являются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в этих отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться в относительно повышенном содержании УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.
Указанные особенности являются основными критериями при прогнозировании пространственного размещения РНГК в пределах исследуемых территорий.
Система геоструктурных, литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление в литосфере
Геотектоническое районирование. Принципы выделения и классификация геоструктурных элементов
Нефтегазогеологическое районирование должно основываться прежде всего на геотектоническом районировании исследуемых территорий с выделением различных по геологическому строению и особенностям геологической истории геоструктурных элементов разного ранга.
Условия нефтегазонакопления в отложениях отдельных геоструктурных этажей в пределах крупных геотектонических элементов, расположенных даже в одной и той же геологической провинции, могут быть неодинаковы. Следовательно, для правильного, т.е. научно обоснованного, прогнозирования перспектив нефтегазоносности отдельных крупных элементов необходимо знать не только современные черты его строения, но и все особенности его формирования в течение отдельных отрезков времени геологической истории.
Нефтегазоносные области приурочены лишь к определенным генетическим типам геоструктурных элементов и связанных с ними формаций. При этом в формировании нефтегазоносных областей первостепенная роль принадлежит режиму геотектонического развития указанных крупных геоструктурных элементов.
Таким образом, выделение крупных геоструктурных элементов при геотектоническом районировании для целей прогнозирования нефтегазоносности недр должно производиться по генетическому принципу с учетом особенностей геотектонического режима формирования и развития каждого из выделяемых типов в течение отдельных этапов геологической истории, т.е. на палеотектонической основе.
Рассмотрим на платформенных, складчатых и переходных территориях наиболее крупные геоструктурные элементы, которые выделяются с целью нефтегеологического районирования.
Платформенные территории
Для данных территорий характерны следующие наиболее крупные геоструктурные элементы.
Щиты – обширные области поднятий крупных массивов складчатого фундамента в пределах платформ, характеризующиеся относительной устойчивостью с тенденцией к развитию преимущественно восходящих вертикальных колебательных движений в течение нескольких геологических периодов и вследствие этого отсутствием коренных осадочных образований платформенного покрова на большей части их поверхности. Типичные примеры щитов: Балтийский, Украинский.
Плиты – обширные области платформ, в пределах которых складчатый фундамент погружен на различные глубины и перекрыт нормальными осадочными образованиями платформенного покрова, характеризующиеся тенденцией к развитию преимущественно нисходящих движений в течение нескольких геологических периодов. Примеры плит: Туранская, Скифская, Западно-Сибирская.
Сегменты , являющиеся частью плит, – крупные территории, разделенные глубинными разломами, значительно отличающиеся по геотектоническому режиму развития и типу слагающих их геоструктурных элементов меньшего порядка.
Выступы складчатого фундамента – области поднятых крупных массивов складчатого кристаллического фундамента в пределах платформенной плиты, на территории которых кристаллические породы местами выходят на дневную поверхность. Геотектонический режим развития выступов характеризуется чередованием нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних при сравнительно небольших амплитудах и скоростях этих движений. Области выступов фундамента вследствие этих особенностей характеризуются значительным сокращением (по сравнению с прилегающими впадинами) разреза и мощностей осадочных образований, сопровождающимся выпадением ряда ярусов, отделов, а иногда и целых систем.
Мегантеклизы и антеклизы – обширные территории платформ, обычно изометрических очертаний, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой ассоциацию крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), в целом характеризовавшихся значительно меньшими по сравнению с прилегающими к ним территориями синеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа их развития. Вследствие указанных особенностей территории антеклиз характеризуются существенно сокращенными мощностями осадочных образований платформенного покрова, выпадением из разреза ряда ярусов и отделов, а иногда и целых систем, развитых в соседних синеклизах.
Мегасинеклизы и синеклизы (гомологи антеклиз и мегантеклиз) – обширные территории платформ обычно изометрических форм, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой в целом ассоциации крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), характеризовавшихся значительно большими по сравнению с прилегающими к ним территориями антеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа развития. Вследствие этого территории синеклиз характеризуются значительно большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой разреза.
Сводовые поднятия – крупные положительные структурные элементы антиклинального строения с приподнятым залеганием складчатого фундамента под платформенным покровом, характеризующиеся различным геотектоническим режимом в начальных и последующих этапах платформенного развития, с тенденцией к развитию преимущественно восходящих движений в начальных этапах и чередованием восходящих и нисходящих движений (с преобладанием последних) в последующих этапах тектогенеза. Вследствие этого для сводовых поднятий характерны региональное несогласие верхних и нижних структурных этажей осадочного комплекса платформенного покрова и значительное сокращение разреза и мощностей нижней его части по сравнению с прилегающими областями внутриплатформенных впадин. Для них показательно также относительно более замедленное прогибание, чем в прилегающих областях впадин, даже в фазы регионального развития движений всеобщего прогибания. Поэтому области сводовых поднятий характеризуются сокращением мощностей отдельных стратиграфических подразделений по сравнению с прилегающими впадинами.
Среди сводовых поднятий выделяются поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения. Значение их в процессах формирования скоплений нефти и газа в разрезе осадочных образований платформенного покрова различно.
Внутриплатформенные впадины – крупные отрицательные структурные элементы синклинального строения, в пределах которых складчатый фундамент погружен на более значительную глубину по сравнению со сводовыми поднятиями. Геотектонический режим их развития отличается тенденцией преимущественно к погружению в течение нескольких геологических периодов, а иногда и эр, а также сравнительно большими (по сравнению со сводовыми поднятиями) амплитудами нисходящих движений. Вследствие этого Внутриплатформенные впадин характеризуются большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой их разреза.
Среди внутриплатформенных выделяются впадины унаследованного развития, инверсионного происхождения и наложенные.
Мегавалы – области развития крупных линейных форм валоподобных поднятий, простирающихся на несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров. Примеры – кряж Карпинского.
Геотектонический режим областей линейно вытянутых поднятий в течение платформенного этапа развития характеризуется неоднократным чередованием восходящих и нисходящих движений с преобладанием последних. Однако общее прогибание происходит более замедленно и с меньшими амплитудами по сравнению с прилегающими областями впадин, в результате чего разрез осадочных образований платформенного покрова имеет меньшие мощности отдельных литолого-стратиграфических комплексов, чем в соседних впадинах, причем местами ряд свит, а иногда и ярусов, развитых в прилегающих впадинах, выпадает.
Выделяются линейно вытянутые поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения.
Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – линейно вытянутые области прогибания складчатого фундамента грабенообразного происхождения протяженностью несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров.
Образование этих впадин обычно связано с интенсивным прогибанием отдельных районов платформы вдоль системы крупных региональных разрывных нарушений в течение длительных отрезков времени геологической истории. Вследствие этого для территорий авлакогенов характерны значительные мощности осадочных образований платформенного покрова по сравнению с прилегающими районами.
Краевые мегасинеклизы (области перикратонных опусканий) – обширные, в несколько сотен, а иногда и тысяч километров в поперечнике, окраинные территории значительного прогибания платформ обычно" изометрических очертаний. В их пределах складчатый фундамент погружен на значительно большую глубину по сравнению с остальными областями платформы.
Краевые мегасинеклизы по геологическому строению и условиям формирования существенно отличаются от внутриплатформенных большей мобильностью, большими амплитудами и скоростями нисходящих движений, а также значительным увеличением мощностей осадочных образований платформенного покрова, развитием соляной тектоники и др. Они представляют собой промежуточные (переходные) области между платформенными и геосинклинальными территориями. От прилегающих областей платформ краевые впадины обычно отделяются системами флексур или региональных разрывных нарушений. Пример: Прикаспийская на Русской платформе.
Региональные моноклинали – области пологого моноклинального залегания слоев на платформах, обычно нарушенные дополнительными изгибами (флексурами, структурными террасами и т.п.).
Валоподобные поднятия – относительно узкие вытянутые зоны региональных весьма пологих поднятий антиклинального строения, состоящие из ряда локальных структур и осложняющие строение крупных структурных элементов платформ (сводовых поднятий, впадин, авлакогенов и др.). Размеры валоподобных поднятий колеблются в широких пределах, иногда достигая 300–350 км в длину и 30– 40 км в ширину. Среди валоподобных поднятий выделяются унаследованные и инверсионные.
Прогибы – вытянутые обычно вдоль валоподобных поднятий зоны региональных погружений. Прогибы подразделяются на унаследованные и инверсионные.
Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих нефтегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводороды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетическое единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характеристики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазоносных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же условий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут отличаться по характеру нефтегазоносности.
Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазоносных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные комплексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогласиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как породные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать углеводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры; иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.
Нефтегазоносные комплексы являются, таким образом, совокупной частью геологических тел разных форм и генезиса – природных резервуаров, благоприятных для формирования залежей углеводородов, и ограничивающих их пород, способствующих консервации залежей, удержанию их в пределах ловушек в течение длительного геологического времени. Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, а в общей теоретической геологии существует понятие формации (геоформация). Между нефтегазоносными комплексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной формацией или охватывать две-три самостоятельные формации. Применение формационного анализа позволяет дать более полную характеристику нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров внутри них.
Поскольку природные резервуары различного типа связаны с разными геологическими формациями, есть смысл в этой связи коротко остановиться на существе понятия последних с точки зрения роли различных породно-слоевых ассоциаций в формировании нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров.
Термин «формация» впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А.Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации /серии/ горных пород в разрезе. Этот термин имел у А.Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В России понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1846 г. Им было показано на примере осадочных пород, обнажающихся в Альпах, что отрезки времени образования характерных толщ или формаций, например таких, как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития геосинклиналей (флиш − доскладчатый этап, моласса − после начала складчатости и горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие формации стадийным, соответствующим определенной стадии тектонического развития, т.е. историческим.
Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, В.Е. Хаина. В 1940 г. Н.Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим условиям, таким образом, он добавил к стадийному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н.С. Шатский, Н.П. Херасков, Н.А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные части которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь, по их мнению, проявляется уже как результат субъективных суждений.
Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями «порода» и «литосфера Земли». Содержание понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурногеоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, тектонические, условия и определяют облик флиша как формации.
По определению В.Е. Хаина, формация − это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земнойоры и с учетом климатических условий составлена В.Е. Хаиным (таблица 1).
Для внутренних (эвгеосинклинальных) зон и межгорных прогибов геосинклинальных областей он выделяет на ранней (начальной) стадии их развития спилито-кератофировую формацию, на средней стадии − флишевую формацию с субформациями карбонатного, терригенного и туфогенного флиша; на поздней стадии развития − лагунную формацию (с подформациями соленосной и угленосной) и на заключительной стадии − наземно-вулканогенную (порфировую) формацию. Из числа этих формаций преимущественный интерес для образования сингенетичных или эпигенетичных залежей УВ и прогнозирования нефтегазоносности может представлять лагунная формация (в ее составе соль как покрышка), отчасти терригенный флиш (в его составе глинистые образования как фактор активной генерации углеводородов).
Для внешних (миогеосинклинальных) и краевых (передовых) прогибов В.Е. Хаин выделяет аспидную (сланцево-граувакковую) формацию на ранней стадии, известняковую геосинклинальную формацию с субформациями битуминозных известняков и барьерных рифов средней стадии. На поздней орогенной стадии выделяются нижняя молассовая формация с морской нефтеносной, паралической угленосной и лагунной соленосной субформациями и на заключительной стадии − верхняя молассовая формация обычно континентальных часто угленосных отложений в основном грубообломочного состава. Роль этих формаций в нефтегазоносности также неодинакова. Породы нижней молассы нефтеносны во многих районах, рифовой субформации − в определенных зонах, верхняя моласса также иногда нефтепродуктивна.
На устойчивых платформах на ранней стадии выделяется морская трансгрессивная терригенная формация, на средней − карбонатная платформенная (с субформациями гипсово-доломитовой и рифовой, а также битуминозных мергелей и глин). Для начала поздней стадии характерна морская регрессивная терригенная, которая затем сменяется верхней паралической угленосной (в аридном климате ей соответствует эвапоритово-красноцветная). Завершает ряд формация заключительной стадии красноцветно-континентальная (или покровно-ледниковая). Породы всех платформенных формаций имеют существенное значение для оценки нефтегазоносности, наибольшую же роль играют морская терригенная и карбонатная. На подвижных платформах широкое развитие получают лимнические часто угленосные, а в аридных условиях − карбонатнокрасноцветные формации с характерной эпигенетической нефтегазоносностью.
Участие карбонатных пород в различных геосинклинальных комплексах очень изменчиво. В некоторых геосинклинальных областях (Кавказ, Урал) известняки и доломиты слагают мощные толщи, в других случаях породы геосинклиналей совсем не содержат известняков (Верхоянье). Резкая изменчивость геосинклинальных отложений вкрест простирания структур часто сопровождается в приподнятых зонах размывом отдельных комплексов и наличием перерывов и несогласий между ними. В соседних же зонах прогибания эти же толщи могут залегать согласно и характеризоваться непрерывностью разреза. Это важно учитывать при выделении природных тел-вместилищ для нефти и газа, сингенетической и эпигенетической нефтегазоносности в них.
Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской платформы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образованию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористостью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в основном высокой сингенетической нефтегазоносностью.
Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего. Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены преимущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти толщи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением отдельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и прибрежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существенной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вулканических извержений.
В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить коры выветривания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагаться рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет характеризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций. Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризуются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным содержанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматеринскими глинами.
Так, в районах Волго-Уральской провинции нефтеносными являются породы нижней терригенной формации средне-верхнедевонского возраста. Она отличается небольшой мощностью, но имеет широкое площадное распространение. Здесь в составе девонских продуктивных горизонтов (ДО-Д4) отмечается высокое содержание кварца (98%), резко подчиненное – полевых шпатов и наиболее устойчивых акцессорных минералов − граната, циркона, турмалина, рутила. Это связано с длительным и неоднократным переотложением местного материала, высока и степень его отсортированности. Очень близким является минералогический состав и терригенной толщи пермокарбона − верхней терригенной формации. На Башкирском своде количество кварца уже уменьшается: сказывается соседство Урала с привносом продуктов разрушения зеленосланцевых пород. Следует отметить повсеместно доминирующий здесь сингенетично нефтегазоносный тип терригенных формаций девона и нижнего карбона.
В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазоносности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района наряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тяжелой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах Западной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платформенном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%; в олигоценовых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).
В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца уменьшается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль полевых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых однятий, содержащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломочного материала является высокой.
В бассейнах внутрискладчатого типа (Южно-Каспийский) в терригенных сингенетично нефтегазоносных породах на первое место выходят полевые шпаты, а затем кварц. Исключением является плиоценовая эпигенетично продуктивная толща Апшерона преимущественно кварцевого состава, образовавшаяся за счет сноса материала с Русской платформы.
Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что разрушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород. По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связано с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.
При характеристике формаций важна возможность их практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии познания (или познания их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность. Нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы иногда могут полностью совпадать с формациями, являясь их частями или, даже охватывать несколько формаций (одна – материнская, другая – коллекторская, третья – экранирующая).
Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз мощностью в десятки и сотни метров. По блокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными – в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими здесь являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, М.Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным Н.А. Крылова и А.К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности их различны, наилучшие они в зонах перемывов.
Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлено в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером подобных толщ могут служить эйфельсконижнефранские отложения Волго-Уральского региона. Они содержат целый ряд нефтеносных песчано-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Урало-Поволжья (пласты Д5, Д4, ДЗ, Д2, Д1, ДО, Д-К). Сравнительно однородный минеральный состав и хорошая отсортированность обеспечивают хорошие физические свойства нефтеносных пород (пористость 19-21%, проницаемость 400-500 мД). С рассматриваемым комплексом связаны гигантские Ромашкинское, Шкаповское, Белебеевское и др. месторождения. Основные залежи приурочены к пластам Д1 и ДО пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. Фильтрационноемкостные свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает 1,5-2 Дарси, открытая пористость на Газлинском месторождении Туранской плиты – 20-32%.
Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются, в частности, нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются в пределы шельфов под воды океанов.
Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефтегазоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы морского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложения) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чередованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сибири и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фациальном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежноморскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.
А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплексы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоноседиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простиранию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефтеносных пород.
Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ характерны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования имеют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении является нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приуроченобольшое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К подобному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное месторождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового комплекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регионального флюидоупора.
В предгорных краевых прогибах этот комплекс нередко тесно ассоциируется с нижней молассой − характерной орогенной формацией, очень важной в нефтегазоносном отношении. На Евроазиатском континенте от Пиреней до Дальнего Востока все молодые предгорные прогибы выполнены этими молассами. Обычно они отделяются мощным нефтегазопроизводящим глинистым разделом от нижележащих комплексов; это менилитовые слои Карпат, майкопская серия Предкавказья, свита офисина венесуэльской части Предандийского прогиба и другие аналогичные толщи. Вышележащая моласса образует известные крупные нефтеносные комплексы: среднемиоценовая толща Восточного Предкавказья, продуктивная толща Апшерона, красноцветы Закаспия и др. Песчано-алевритовый состав, большая мощность (до нескольких тысяч метров) и значительные перепады мощностей вкрест простирания основных структур составляют характерные черты молассовых толщ.
Генетические типы отложений различны. В разрезах встречаются и дельтовые породы с косой слоистостью и склоновые отложения скоростных потоков и озерные толщи. Литолого-минералогическая характеристика типов пород чрезвычайно различается в зависимости от источников сноса и способа отложения. При поступлении отсортированного материала с платформ, хорошей их промытости, при быстром переносе формируются пласты песчаников с высокими физическими свойствами. Нередки в составе также известняки-ракушняки с высокой степенью пустотности.
Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко развиты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавообразно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, Западной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глинисто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетритового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканические тела.
Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость комплексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагунные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары третьей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленосных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.
Помимо участия в плитных формациях субугленосные комплексы выполняют грабены в нижних частях разреза платформ и впадины погребенных орогенов, т.е. выделяются в качестве так называемых переходных комплексов. В связи с резкой изменчивостью, невыдержанностью песчаных пачек, отсутствием выдержанных глинистых разделов субугленосные комплексы редко содержат крупные скопления углеводородов, но благодаря огромному количеству образующихся в них газов они насыщают вышележащие толщи. Характерен пример гигантского газового месторождения Гронинген в Голландии, которое находится в красноцветах нижней перми, а образовано за счет миграции углеводородов из подстилающих угленосных газоматеринских пород карбона.
Красноцветные (или пестроцветные) терригенные комплексы относятся по генезису к континентальным и отражают аридные засушливые условия. В вертикальных формационных рядах чехлов платформ красноцветные комплексы отвечают обычно заключительным этапам крупных циклов. Типичным примером красноцветной песчано-глинистой платформенной толщи может служить нижнепермская формация ротлигендса («красный лежень») на Западно-Европейской платформе, которая является одним из основных нефтегазоносных комплексов в Голландии и бассейне Северного моря. По существу, это отложения пустынь − погребенные дюны и барханы, что видно по характеру обломочных зерен, цементу на их поверхности. Примером типичного пестроцветного комплекса является титон-неокомская терригенная толща в Амударьинской синеклизе на Туранской плите.
Красноцветные терригенные толщи являются также характерным комплексом переходных (доплитных) тел в грабенах фундамента древних платформ. Пестроцветные комплексы, подобно угленосным и субугленосным, чаще всего полифациальны, и в них формируются природные резервуары литологически ограниченного типа, однако встречаются и массивные разновидности.
Нефтегазосодержащие породы с наилучшими свойствами связаны с телами эолового и прибрежно-морского дюнного образования. Широкое развитие, особенно в бассейнах Китая (Ордосском, Сунляо и в смежных с сушей бассейнах шельфа и др.), имеют эпиконтинентальные толщи лагунно-озерного происхождения, сменяющиеся морскими на шельфах. Развитые здесь тела песчаных баров, дельт и подводных конусов, формировавшихся на склонах крупных озер и морских шельфов, являются прекрасными природными резервуарами.
Терригенные комплексы континентальных окраин и смежных шельфов приобретают все большее значение. Они развиты также в переходных зонах от континентальной к океанической коре. В настоящее время основное значение имеют два вида комплексов − дельтовые, выдвинутые в океан или окраинные моря, и аккумулятивные – на крутых ступенчатых склонах типа бордерлендов. Крупные дельтовые тела известны на пассивных окраинах; образовавшие их речные артерии приурочены к зонам разломов, поперечных к краю континента. Наиболее типичными и хорошо изученными являются дельты р. Нигер на западе Африки, р. Маккензи на северном побережье Канады и р. Миссисипи в Мексиканском заливе. Наиболее крупной, в основном, подводной, является объединенная дельта p.p. Ганг и Брахмапутра в Бенгальском заливе.
Размеры дельт, которые часто протягиваются от устья реки до подножья континентального склона, составляют сотни км, а у Ганга-Брахмапутры – даже тысячи. Мощность отложений достигает 8-10 км и более. Формирование дельт началось в конце мезозоя и продолжается до настоящего времени. При накоплении материала и наращивании дельт в сторону океана (т.н. процесс проградации) образуются крупные наклоненные от континента тела линзовидной формы, выклинивающиеся как в сторону суши, так и акватории (рис. 16).
Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно выступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукавообразные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17). По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленности от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный перемыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью; выносимый вместе с обломочным органический материал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.
Типы природных резервуаров различные, наряду с пластовыми присутствуют выклинивающиеся и линзовидные тела. Многие крупные месторождения в более древних отложениях также связаны с дельтовыми образованиями на окраинах континентов, к ним можно отнести, в частности, месторождения Узень и Жетыбай в юрском комплексе на Мангышлаке. Выше уже упоминалось, что отдельные части предгорных моласс также имеют дельтовое происхождение.
Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Основными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, несмотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнообразие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные толщи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.
Некоторые виды комплексов заключают в себе наиболее крупные и даже уникальные скопления углеводородов (особенно в районе Персидского залива). Это, прежде всего, относится к рифогенным известнякам, образующим выпуклые тела, которые носят общее название биогермы. Состав рифостроителей, т.е. организмов, скелеты которых образуют биогермы, весьма разнообразен. Это коралловые полипы, мшанки, различные двустворки, фораминиферы и т.д. Биогермы пластовой формы бывают образованы скоплениями карбонатного материала, который образовался в местах массового расселения некоторых видов водорослей. Такие тела называют строматолитами. Некоторые карбонатные породы имеют хемогенное или биохемогенное происхождение и образуют резервуары особого типа. К ним относятся, прежде всего, оолитовые и онколитовые известняки. Некоторые слоистые или массивные известняки имеют пелитоморфную или скрытокристаллическую структуру. Детальные исследования показывают, что они тоже имеют биогенную природу и сложены микроскопическими (несколько микрон) фрагментами раковинок планктонных водорослей − кокколитофорид.
Карбонатные породы в большей мере, чем другие типы, подвержены различным вторичным преобразованиям, которые в корне меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях совершено не может рассматриваться как резервуар, а в других приобретает очень высокие свойства. Прежде всего, это относится к пелитоморфным известнякам и мергелям, которые сильно подвержены трещиноватости, которая совершенно изменяет все их физические свойства.
В связи с отмеченным выше может быть несколько искусственно подразделять карбонатные толщи на следующие нефтегазоносные комплексы, отражающие также типы природных резервуаров: рифогенные, пластовые, массивно-трещиноватые. Среди карбонатных комплексов наиболее крупные скопления углеводородов приурочены к тем из них, которые содержат рифогенные тела. Внутреннее строение рифовых массивов сложное, и они не целиком слагают весь рифогенный комплекс. Есть карбонатные и глинисто-карбонатные литофации, разделяющие рифовые массивы. Слои имеют сравнительно скромную мощность − это так называемые депрессионные фации. Сами рифовые тела резко выделяются в рельефе поверхности комплекса. Относительное превышение вершин массивов может достигать 1 − 2 км.
В целом риф является резервуаром массивного типа, но внутри его различаются отличные друг от друга зоны. Это, прежде всего, ядро рифового массива, его склоны: они сложены скелетными остатками разных организмов. Кроме того, выделяется так называемый обломочный шлейф в нижней части склона, образованный при разрушении рифа абразией и т.п. Породы во всех этих частях имеют различную структуру и свойства. Кроме того, в рифах выделяются субгоризонтально протяженные зоны и горизонты, в которых породы выщелочены при выходе рифа выше уровня моря. Это горизонты развития так называемых «ситчатых» известняков с очень высокой пустотностью. Из этих зон получают особенно высокие дебиты нефти − до нескольких сотен тонн в сутки. Такие дебиты известны в ряде месторождений Ближнего Востока и Мексики.
По форме рифы представляют более или менее изометрические куполовидные или с несколькими куполами на одном основании, вытянутые или кольцевые тела типа атоллов. Размеры массивов могут быть очень крупные. Рифовый массив каменноугольно-нижнепермского возраста газоконденсатного месторождения Карачаганак в Прикаспийской впадине превышает по длине 10 км, в ширину – до 4 км, в высоту – около 185 м. Крупный кольцевой риф того же возраста в Западном Казахстане, с которым связано гигантское месторождение нефти Тенгиз, в поперечнике превышает 20 км. Верхнедевонский рифовый массив Ледюк в Западно-Канадской провинции с приуроченным к нему гигантским нефтяным месторождением имеет размеры 40×20 км при высоте рифового тела около 300 м. Рифовые тела, образуя протяженные зоны (до 200 км и более), нередко сидят по краям так называемых «карбонатных платформ» − мощных моноклинальнозалегающих толщ. Вместе с рифами они могут образовывать единые крупные массивные резервуары. В составе этого же комплекса выделяются банково-рифовые фации, близкие по генезису к рифовым массивам. Эти фации характеризуются узко зональным полосовидным распространением, и с ними связаны соответственно литологически ограниченные резервуары, развитые по бортам крупных впадин.
Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых
случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты
оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень
сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.
Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные
резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче-
ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до-
ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив-
ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От-
дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз-
никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра-
ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа-
рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис-
темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож-
ного литологического состава.
Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность которых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биогенных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична. Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной матрицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определенной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).
Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомитовых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышенном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды занимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре минерального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрескивание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глинисто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных толщах верхнедевонского возраста.
Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового материала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична. Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана. Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори. Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация «зеленых туфов» палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар массивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.
В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кристаллических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вторично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами. Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являющаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.
Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, характеризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение состава и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит постепенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пластовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.
Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами. Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный резервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой резервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным толщам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломератами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещиноватыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников неокомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пластовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.
Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадханлы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделено четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержащих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров. Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.
Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вместимость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.
Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различаются также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:
Различным формациям часто свойственны различные по характеру природные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массивные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Северном Кавказе, палеогеновые известняки свиты «асмари» на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пластовые резервуары.
На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обстановка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуары линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары иногда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десятки месторождений нефти и газа.
Формирование крупных резервуаров связано с дюнами. В британском секторе Северного моря основными резервуарами газовых месторождений являются песчаники эоловых дюн («барханов»), образовавшихся в пустыне раннепермского времени (свита ротлигендс − «красный лежень»). Мощность песка в них достигает 200 м. Он состоит из хорошо отсортированных округлых зерен с гематит-глинистым и ангидрит-доломитовым цементом.
Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные («шнурковые») залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках погребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.
На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения раннекаменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеографический факторы имеют первостепенное значение для образования природного резервуара.
Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.
Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.
Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:
Возраст и условия накопления пород;
Объем комплекса (толщина, площадь распространения)
Литологический состав разреза;
Сочетание коллекторов и флюидоупоров;
Условия залегания и размещения нефти и газа;
Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;
Морфологические и генетические типы ловушек.
Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.
Комплексы состоят из главных элементов:
1.порода-коллектор слагает природный резервуар;
2.порода-флюидоупор
3. не всегда нефтематеринская порода.
По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:
1.региональные
2.субрегиональные
3.зональные
4.локальные.
Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.
Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.
Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменности и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркмении, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чередованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глинистыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глинистыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных частях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравномерно.
В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределения нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге региона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палеозоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верхнемеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип ловушек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмотренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобладает), нижняя (юра) -нефтеносная.
Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соляными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соляными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи.
Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погребенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.
В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, характеризующиеся меньшим объемом, например:
терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;
