Основные закономерности палеотектонического контроля нефтегазоносности

Образование нефти и газа, формирование промышленных залежей углеводородов обусловлены процессами седиментогенеза, катагенеза и тектогеиеза, протекающими в пространстве и во времени.

Как справедливо отмечает А. А. Бакиров, «познание закономерных связей пространственного размещения крупных нефтегазоносных территорий невозможно только па основе изучения размещения современных впадин и приуроченных к ним артезианских бассейнов без тщательного выяснения палеотектоннческих и палеогидрогеологических условий развития каждой рассматриваемой геологической провинции и изменений этих условий в пространстве и во времени»... [13, стр. 18].

В работе М. Хэлбаути и других исследователей [136], обобщающей сведения о размещении месторождений-гигантов в мире, к числу факторов, обусловливающих формирование таких месторождений, относится палеотектонический.

Авторы не придают палеотектонике решающего значения, считая, что любой из рассматриваемых ими критериев может превалировать в том или ином районе вследствие особенностей его геологического строения. Но они отмечают, что в отдельных бассейнах имеются гигантские ловушки, в которых образовались лишь небольшие залежи нефти или газа.

Незаполненность углеводородами значительного объема таких ловушек объясняется М. Хэлбаути или отсутствием взаимосвязи между материнскими отложениями и породами-коллекторами, или «неудачным» временем формирования структур.

Важным фактором в образовании месторождений-гигантов признается также формирование крупных ловушек одновременно с процессами генерации и миграции углеводородов. Существование крупных ловушек именно в тот момент, когда температура в недрах, вес перекрывающих пород и степень уплотнения осадков были достаточными для того, чтобы сделать углеводороды материнских пород подвижными и привести к их миграции в породы-коллекторы, — важное обстоятельство для скопления больших объемов нефти. Указанные авторы отмечают также, что конседиментационный рост поднятий внутри бассейнов благоприятствует образованию зон изменения пористости и эрозионных и литологических ловушек.

H. Б. Вассоевич и другие исследователи [37, 54] определяют время, когда происходит наиболее энергичное образование нефти в осадочных толщах, по степени углефикации органического вещества. Этим временем является время достижения нефтематеринским комплексом глубин и температур, при которых органическое вещество претерпевает стадию среднего катагенеза. Отсюда делается весьма важный вывод: для возникновения нефтяных залежей необходимо, чтобы ловушки были сформированы до главной фазы нефтеобразования (ГФН) или по крайней мере до ее завершения.


Такое заключение в общем согласуется с выводами, вытекающими из палеотектонических реконструкций, но последние дают более жесткие граничные условия нефтегазонакопления: как было показано выше на примерах ряда районов платформенных областей, необходимыми условиями для формирования залежей как нефти, так и газа в той или иной проницаемой толще являются существование или заложение зон ловушек еще на этапе диагенеза осадков и достаточно продолжительный их конседиментационный рост — вплоть до завершения главной стадии образования, миграции и аккумуляции углеводородов в данной проницаемой толще.

Ниже излагаются основные выводы по условиям формирования месторождений нефти и газа на платформах, которые следуют из палеотекгонического анализа с учетом геохимических, литолого-формационных и гидрогеологических критериев.

1. В большинстве провинций и областей присутствует несколько независимых нефтегазоносных комплексов и подкомплексов, разделенных региональными и зональными флюидоупорами. Образование залежей углеводородов в этих проницаемых толщах происходило в разное время в разных геотектонических зонах по мере возникновения в них соответствующих геохимических (возможно, биогеохимических), термодинамических, каталитических и структурно-тектонических условий.

Процессы превращения органического вещества в нефть и газ, миграции флюидов, формирования залежей следуют один за другим и могут быть описаны как непрерывная цепь событий, характеризующих полный цикл нефтегазообразования [22, 47].

2. Нефтегазоносные комплексы и подкомплексы являются одновременно и нефтегазопроизводящими; образование залежей углеводородов в них осуществляется преимущественно в ходе внутрирезервуарной (боковой и вертикальной) миграции, т. е. путем перемещения флюидов в пределах ограниченных снизу и сверху проницаемых толщ.

3. Неравномерное распределение залежей по разрезу и по площади обусловлено рядом причин: количеством биомассы, накапливавшейся в бассейне, типом исходного органического вещества, палеогеографическими и литолого-фациальными особенностями, режимом тектонических движений при решающей роли последнего.

Ведущее значение палеотектонических факторов нефтегазообразования в региональном плане вытекает из концентрации залежей на определенных стратиграфических уровнях, между которыми нет крупных промышленных скоплений. На примере Западно-Сибирской провинции было показано, что залежи углеводородов присутствуют главным образом в тех проницаемых толщах, которые накопились в обстановке ускоренного прогибания дна бассейна при условии, что после отложения потенциально продуктивных свит энергичное погружение продолжалось еще три-четыре геологических века (см. рис. 34 и рис. 35).


За это время потенциально нефтегазоносная толща погружается во впадинах на 1500—2000 м, а на сводах и валах — на 1200—1500 м. По-видимому, в депрессионных зонах на палеоглубине около 2000 м осадочные комплексы уже проходят через зону ГФН в условиях изученных районов Западной Сибири.

К сходным выводам пришли Э. А. Бакиров, В. И. Ермолкин и К. В. Фомкин [14] на материалах по Средней Азии и Предкавказью. Согласно их расчетам, основанным на палеотектонических реконструкциях, продолжительность миграции и аккумуляции углеводородов в мезозойских и кайнозойских комплексах Туранской и Скифской плит колеблется от 25 до 50 млн, лет. За указанный отрезок времени соответствующие нефтегазопроизводящие свиты опускались на глубину 1300—1800 м от уровня их первоначального накопления.

Формирование залежей нефти в юрском комплексе Восточного Предкавказья закончилось в середине позднемеловой эпохи, а в альбских песчаниках — в олигоцене,

В целом продолжительность миграции и аккумуляции флюидов определяется скоростью погружения, В геосинклинальных областях, где скорость опускания в 5—10 раз выше, чем на платформах, продолжительность всего цикла нефтегазообразования, естественно, сокращается.

4. Малоперспективными и бесперспективными (во всем бассейне пли в отдельных его частях) являются осадочные толщи, которые формировались в условиях недифференцированного погружения, протекавшего с низкой скоростью. Они не приобретают свойств нефтегазоносных комплексов и подкомплексов и при последующем энергичном опускании. Обычно такие свиты служат региональными флюидоупорами.

Не содержат крупных залежей нефти и газа проницаемые толщи, которые накапливались в обстановке энергичного погружения дна бассейна, если в последующие три-четыре века темп прогибания резко замедлился. В первом случае (когда прогибание сначала протекало очень медленно, а затем резко усилилось) неблагоприятными были условия для отжатия флюидов из пелитовых осадков в пески, т. е. для первичной миграции. Во втором случае (когда прогибание шло с большой скоростью, но после отложения проницаемых осадков резко замедлилось) неблагоприятной была обстановка для вторичной миграции и аккумуляции уже образовавшихся из рассеянного органического вещества углеводородов.

5. Количество потенциально нефтегазоносных комплексов и подкомплексов в седиментационном бассейне обычно определяется характером разреза, фациями осадочных пород и степенью катагенного превращения органического вещества, Однако число реально существующих («работающих») продуктивных свит и площадь их распространения всегда меньше количества и площади потенциально нефтегазоносных толщ.


Так, например, по региональным литологическим особенностям (наличию чередующихся в разрезе песчано-алевритовых и глинистых пачек) и степени катагенетического превращения остаточного органического вещества мезозойские отложения — от подошвы юры до кровли сеномана — перспективны почти на всей территории Западно-Сибирской плиты, за исключением участков, примыкающих к обрамлению {84].

В действительности промышленные залежи нефти в неокоме присутствуют только в центральных районах плиты, к северу от Обь-Иртышского водораздела, а продуктивность апт-альбских и сеноманских горизонтов установлена на еще более ограниченном пространстве, охватывающем территорию Надьш-Тазовского междуречья, Ямала и западной части Усть-Еиисейского мегапрогиба, Такое размещение перспективных и неперспективных земель (по разным комплексам) в пределах Западно-Сибирской провинции обусловлено особенностями режима тектонических движений различных блоков или зон на разных этапах развития последних.

6. Если количество реальных нефтегазоносных толщ в той или иной области определяется темпом устойчивого и достаточно длительного прогибания, то характер размещения залежей по разрезу в каждой зоне зависит от динамики роста структур, т. е. от группы, типа и класса крупного поднятия, которое создает эту зону регионального нефтегазонакопления.

При прочих равных условиях наиболее широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности обладает та зона структурных осложнений, литофациальных замещений, разрывных нарушений и т. п., которая играла роль региональной ловушки в каждом цикле нефтегазообразования на каждой из возможных стадий этого цикла.

В пределах крупных конседиментационных поднятий распределение залежей углеводородов по разрезу и по величине запасов непосредственно контролируется особенностями развития структур II и III порядков, т. е. классами элементарных ловушек, которые различаются по возрасту формирования, темпу роста и палеогипсометрическому положению относительно друг друга.

7. Палеотектонические факторы в известной степени определяют также фазовое равновесие нефтегазовых систем. Зоны преимущественного нефтенакопления связаны с крупными поднятиями, существовавшими до отложения проницаемых комплексов и развивавшимися конседиментационно и непрерывно в продолжении одного-двух и более циклов нефтеобразования.

Для платформенных областей концом цикла является время, когда продуктивная толща была перекрыта в пределах приподнятых зон толщей осадков мощностью 1200—1500 м. К этому времени в основном завершился рост нефтеносных структур и они перешли (по поверхности данного проницаемого комплекса или подкомплекса) в погребенное состояние. При дальнейшем погружении нефтеносных свит (во впадинах это палеоглубины свыше 2 км) наступает новая фаза генерации углеводородов, в которой доминирует образование газообразных продуктов [54]. Но в условиях устойчивого прогибания давление насыщения газов за контурами нефтяных залежей обычно остается ниже гидростатического даже при достижении глубин порядка 4—5 км. В результате в таких погребенных ловушках могут сохраниться скопления нефти значительно ниже ГФН.


Непрерывное устойчивое погружение, сопровождавшееся длительным конседиментационным складкообразованием, характерно для зон Терско-Кумской впадины, Южно-Мангышлакской системы прогибов, Среднеобской, Мансийской, Каймысовской и Оганской областей, где резко преобладают скопления нефти.

По той же причине преимущественно нефтеносны кайнозойские комплексы альпийских прогибов, несмотря на большую глубину (свыше 5 км) и высокую температуру (150—170° С) многих залежей.

Зоны преимущественного газонакопления связаны с системами поднятий прерывистого конседиментационного роста, в истории которых неоднократно проявлялась инверсия тектонического режима — смена нисходящих движений активным воздыманием над уровнем бассейна.

На этапах такого подъема (если он не сопровождался раскрытием ловушек и разрушением ранее образовавшихся скоплений) происходило энергичное выделение газа из водорастворенного в свободное состояние.

Прерывистая конседиментационная складчатость обусловила формирование газовых и газонефтяных месторождений в пределах Центральнокаракумской, Ставропольской и Бухаро-Хивинской областей. Конседиментационный рост верхнемеловых ловушек Надым-Тазовского междуречья на севере Западно-Сибирской провинции замедлился в середине олигоценовой эпохи, а в конце олигоцена и в миоцене сменился энергичной постседиментационной складчатостью, что обусловило формирование гигантских скоплений газа в сеноманском резервуаре. На некоторых площадях здесь присутствуют также газонефтяные залежи и нефтяные оторочки газовых скоплений — следы нефтеобразования, протекавшего в процессе позднемелового и палеоцен-эоценового относительно устойчивого погружения.

8. Палеотектонические исследования дают известные материалы для объяснения причины образования газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, развитых в ряде платформенных областей (Западное Предкавказье, север Западной Сибири, Верхнепечорская впадина и др.).

Зоны ловушек, контролирующих газоконденсатные залежи во всем разрезе нижнего мела, в интервале глубин 1700—3200 м (т. е. выше и ниже предполагаемого порога ГФН), известны на севере Западно-Сибирской провинции.

Нефтегазоконденсатные месторождения открыты также в юрских отложениях Томского Приобья. Одно из возможных (но не единственных): объяснений такого явления сводится к следующему.

В палеогеновом периоде нижнемеловые толщи во впадинах севера Тюменской области и Красноярского края и юрские образования в депрессиях Томского Приобья были опущены на глубины 2—3 км и более и вошли в зону вторичного газообразования, происходившего в результате термокаталитического превращения остаточного органического вещества.

В конце олигоцена и особенно в неогеновом периоде обширные северные области и участки юго-восточной окраины Западно-Сибирской провинции переживали активное воздымание, в результате которого амплитуды структурных ловушек увеличились, часть ранее накопившихся осадков была размыта, гидростатическое давление в зонах подъема понизилось и определенное количество растворенного в воде газа выделилось в свободную фазу.

В ловушках, занятых нефтью, происходили процессы ее газонасыщения, завершившиеся полным или частичным растворением нефти в газе, т. е. образованием вторичных газоконденсатных залежей. Пространственное размещение последних хорошо согласуется с контурами зон неотектонических поднятий; чисто нефтяные залежи в синхронных толщах сохранились в районах новейшего опускания.

В этой связи может решаться проблема поисков новых преимущественно нефтеносных областей на северной окраине Западно-Сибирской равнины (Ямальский и Гыданский полуострова) и в акватории Карского моря, где намечаются обширные неотектонические депрессии и погребенные сводовые поднятия.

Сделанные выводы не исчерпывают всего многообразия палеотектонического контроля нефтегазоносности. Однако приведенные примеры показывают, что палеотектоника, или историческая тектоника, в последние годы приобретает характер важнейшей в теоретическом и практическом плане ветви нефтяной геологии.

Палеотектоника синтезирует достижения поисково-разведочного дела и вместе с тем расширяет возможности конкретного использования данных ряда теоретических дисциплин — структурной и региональной геологии, палеогеографии, геохимии, гидрогеологии, палеогидрогеологии, способствуя в свою очередь их дальнейшему развитию.

Палеотектоника служит прочным фундаментом генетических моделей нефтегазообразования, необходимых для успешных поисков и разведки крупных месторождений углеводородов.