Нефтегазоносность восточно-европейской платформы в связи с историей ее тектонического развития

Анализ истории развития Восточно-Европейской платформы показывает, что древние допалеозойские осадочные образования (рифей и венд) тяготеют в своем развитии к ее восточным районам, заполняя глубокие авлакогены, нивелируя сильную расчлененность платформы.

Палеозойские осадочные образования представлены на платформе четырьмя мегакомплексами: нижнепалеозойским, средне-верхнепалеозойским, мезозойским и кайнозойским. Первый комплекс приурочен к Балтийской синеклизе и Тимано-Печорской провинции, второй широко развит в Волго-Уральской провинции, Днепровско-Донецком авлакогене, Припятском прогибе и Тимано Печорской провинции Мезозойский и кайнозойский осадочные мегакомплексы в основном локализованы в пределах Прикаспийской впадины В Волго-Уральской, Тимано Печорской провинциях, Предуральском прогибе и Днепровско-Донецкой впадине мезозойский мегакомплекс играет второстепенную роль. Распределение продуктивных горизонтов по разрезу фанерозоя на территории платформы приведено на рис. 1.

Границы нижнепалеозойского осадочного мегакомплекса четко определяются байкальской и каледонской фазами складчатости и приуроченными к ним региональными перерывами в осадкообразовании. Границы средне-верхнепалеозойского осадочного мегакомплекса определились каледомской и герцинской фазами складчатости и приуроченными к ним региональными перерывами в осадкообразовании. Мезозойский осадочный мегакомплекс — герцинской складчатостью в его основании и альпийской складчатостью в его верхней части. Как в основании так и в кровле мегакомплекса имеют место региональные перерывы в осадкообразовании. Кайнозойский осадочный мегакомплекс в нижней своей части ограничен альпийской складчатостью, а кровля этого мегакомппекса очерчивается по проявлению древневалахских фаз складчатости. Региональный перерыв в осадкообразовании в нижней части кайнозойского мегацикла прослеживается довольно хорошо и повсеместно, но он, вероятно, не был длительным. Верхняя граница кайнозойского осадочного мегакомплекса очерчивается региональным перерывом в осадкообразовании, вызванным коренной перестройкой структурного плана Кавказа и Северного Предкавказья в позднем кайнозое.


По абсолютному геологическому летоисчислению нижнепалеозойский, средне-верхнепалеозойский и мезозойский мегакомплексы формировались практически в равные периоды времени — 160-175 млн. лет. Исключение составляет только последний кайнозойский осадочный мегакомплекс, который формировался в сравнительно короткий отрезок - 65-70 млн, лет (рис. 2. вкл.) Однако эти периоды имели свои палеоклиматические. палеогеографические особенности, которые определяли исходную органическую субстанцию осадков

Каждый мегацикл включает в себя несколько циклов осадкообразова ния. Если процессам осадкообразования свойственна цикличность (обусловленная трансгрессиями и регрессиями), то должны наблюдаться также определенная закономерность в распределении рассеянного органического вещества, захороненного в породах по разрезу соответствующих бассейнов, корреляция РОВ с флорой и фауной как по качественному составу, так, возможно, и по количественной характеристике в пределах опре деленных циклов и мегациклов. Исследования в пределах Восточно-Европейской платформы со всей убедительностью подтверждают наличие этих генетических связей. Неоднократное появлениев разрезе фанерозоя нефтегазоматеринских пород и толщ, их включающих изменение фациально-генетического типа органического вещества, его различной энергетической емкости теснейшим образом обусловлены цикличностью процессов осадкообразования и эволюцией органической жизни на Земле. Так, в раннепале озойском осадочном мегацикле выделяются нефтематеринские поооды в кембрийских ордовикских и силурийских отложениях, т.е устанавлива ются три цикла нефтегазообразования. Отложениям всех трех циклов свойственно определенное сходство рассеянного органического вещества сапропелевого типа. Генетическое родство остаточного органического вещества и углеводородов в породах нижнепалеозойского комплекса дает нам возможность объединить их в один мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл нефтеобразования является детищем раннепалеозойского осадочного мегацикла, который характеризовался своими геотектоническими факторами и климатическими условиями, свойственными только этому периоду жизни Земли продолжительностью в 160—175 млн.лет.


В средне-позднепалеозойском осадочном мегацикле выделяются нефтегазоматеринские породы в средне-верхнедевонских, нижнекаменноугольных и нижнепермских отложениях, т.е. устанавливаются четыре цикла нефтегазообразования. Нефтематеринские толщи этих циклов наряду с сапропелевым органическим веществом содержат гумусовое вещество, роль которого возрастает от девонского к пермскому циклу нефтегазообразования. Сходство и близость условий осадконакопления и заключенного в породах типов органического вещества дают возможность объединить указанные четыре цикла в средне-позднепалеозойский мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл характеризовался геотектоническим режимом и климатическими условиями, свойственными только этому периоду жизни Земли, продолжительность которого достигала 160-175 млн. лет. Геотектонические и климатические условия средне-позднепалеозойского и раннепалеозойского мегациклов резко различались, что находит подтверждение в палеонтологических фактах и приуроченности бассейнов осадкообразования этих мегациклов к различным окраинам Восточно-Европейской платформы.

В мезозойском осадочном мегакомплексе нефтегазоматеринские поро ды устанавливаются в триасовых, юрских и меловых отложениях, т.е. выделяются три цикла нефтегазообразования. Значительное сходство органического вещества, представленного сапропелево-гумусовым типом, близость характеристик остаточных в породах углеводородов дают возможность объединить указанные три цикла в мезозойский мегацикл нефтегазообразования. Этот мегацикл нефтегазообразования возник в теле мезозойского мегацикла осадкообразования, который протекал в специфических условиях геотектонического режима и климатических особенностях, неповторимых ни ранее, ни позже. Продолжительность этого мегацикла также составляла 160-175 млн. лет.

В кайнозойском осадочном мегацикле Прикаспийской впадины нефтегазометрические породы в палеогеновых и неогеновых отложениях не изучены Тектонический режим и климатические условия в палеогеновый и неогеновый периоды были схожи в то же время резко отличны от режима и условий мезозойского мегацикла. Продолжительность мегацикла всего 65 млн. лет, что, вероятно, связано с его незавершенностью.

Всего в разрезе фанерозоя Восточно-Европейской платформы выделено нами 12 циклов нефтегазообразования, продолжительность которых не является постоянной величиной и колеблется от 30 до 70 млн. лет. Эта цикличность связана со среднечастотными колебательными движениями Каждый цикл нефтегазообразования включает в себя три этапа: накопление, преобразование, миграцию и аккумуляцию (четвертый этап — разрушение мы не рассматриваем) . Указанные этапы цикла составляют законченный процесс развития в течение определенного геологического времени. Если первый этап накопления органического вещества функция трансгрессий и регрессий, погружения и климатических условий, то второй и третий этапы преобразование органического вещества, миграция и аккумуляция — уже не зависят от климатических условий, а являются функцией тектонического режима, определяются физико-химическими свойствами углеводородов, благоприятным сочетанием нефтегазоматеринских пород и коллекторских фаций и региональным развитием непроницаемых толщ для нефти и газа.


Каждый выделенный нами цикл (особенно мегацикл) характеризовался своими климатическими условиями тектоническим режимом и своим, характерным только для него, комплексом органического вещества. Следовательно, каждый цикл был неповторим, ибо развитие шло не по замкнутому кругу, а по спирали, подчиненное закону диалектического развития от низшего к высшему, что доказывается эволюцией органической жизни и геологическим развитием Земли в фанерозое. Диалектическое развитие климатических условий геологических процессов, приводивших к неоднократному созданию благоприятных условий для формирования нефтегазоматеринских пород, находит свое подтверждение в различиях остаточных углеводородов в породах и нефтей, заключенных в отложениях раз личных мегациклов и их близости между собой в пределах одного мегацикла. Эти различия и близость подтверждаются не только химическим составом нефтей, остаточного органического вещества и углеводородов в нефтегазомагеринских породах,но и исследованиями изотопного состава органогенных элементов.

Установленное родство рассеянного органического вещества и остаточных углеводородов в по родах, нефтей и газон по основным генетическим критериям и изотопному составу С, Н, S дает возможность утверждать, что распределение промышленных залежей нефти и газа и нефтегазоматеринских толщ по разрезу исследованных бассейнов имеет генетический признак (см. рис. 2). Распространение нефтегазоматеринских пород и промышленных скоплений нефти и газа в исследованных бассейнах имеет полное совпадение по разрезу, за исключением некоторых отклонений. Так, в Балтийской синеклизе нотфегазоматеринские породы распространены по разрезу нижнепалеозойских отложении значительнс шире, и-гм заложи нефти. Первые выявляются в отложениях кембрия, ордовика ь силура, а промышленные скопления установлены в отложениях среднего кембрия и частично в ордовике.

В Тимано-Печорской впадине нефтегазоматеринские породы (в пределах суши) установлены в отложениях нижнего, среднего и верхнего палеозоя, а залежи нефти и газа локально выявлены также в отложениях триаса.

В Волге Уральской провинции нефтегазоматеринские толщи установлены □ отложениях от среднего девона до нижней перми, а промышленные скопления нефти и газа локально выявлены также и в отложениях верхнее пермь; в Волгоградском Поволжье выявлены залежи газа даже в отложениях юры.

В Прикаспийской впадине широко развиты нефтегазоматеринские породы по разрезу фанерозоп. Одновременно в кенкиякской зоне неф тегазонакопления выявлено проникновение нефтей из подсолевых отложений в надсолевой комплекс пермских отложений. Из-за слабой геохимической изученности РОВ и нефтей в отложениях фанерозоя Прикаспийской впадины выявить общие закономерности формирования месторождений в ее пределах в настоящее время весьма затруднительно. Zc-ли в Балтийской снеклизе рашающим фактором асинхронности залежей и нефтегазоматеринских пород является отсутствие благоприятного сочетания ИГМП и коллекторов в изученной части суши бассейна, то в Днепровско-Донецкой впадине, Вол го-Уральской и Тимано-Печорской провинциях более широкое распространение по разрезу залежей нефти и газа по сравнению с иефтегазоматеринскими породами следует увязывать с вертикальной миграцией углеводородов, что подтверждается результатами геохимических исследований нефтей и газов. Из приведенных данных также видно, что вертикальная миграция для формирования основных промышленных скоплений нефти и газа имела второстепенное значение. Как правило, в процессе вертикальной миграции формировались мелкие залежи газа (за исключением Шебелинки и Орен бургского месторождений) и, реже, нефти. Из приведенного материала следует сделать вывод, что основным видом миграции нефти и газа в отложениях фанерозоя в пределах Восточно-Европейской платформы была латеральная миграция.


В заключение следует остановиться на роли тектонического развития при формировании крупных месторождений газа и газоконденсата, выявленных в пределах Восточно-Европейской платформы. Особенности формирования крупных скоплений УВ на территории Тимано-Печорской провинции могут быть рассмотрены на примере Вуктыльского газокон денсатного месторождения. Вуктыльское месторождение имеет размерь? 85·3-6 км, амплитуду 1500 м и осложнено надвигом по западному крылу. Месторождение содержит основную газоконденсатную залежь в карбонатных отложениях сакмаро-серпуховского возраста и небольшую залежь в терригенных отложениях бобриковского горизонта визейского яруса,

К концу пермского времени отложения нижнепермского возраста во внутренней зоне прогиба были погружены на глубину в 3-4 км и находились в термобарических условиях, благоприятных для генерации УВ. Основной продуцирующей толщей являлись, вероятно, сероцветные верхнеартинские аргиллиты и мергели, достигавшие мощности 1500 м в восточной части прогиба и содержащие повышенные концентрации РОВ (С_орг до 6%) преимущественно гумусового состава. Устойчивое прогибание обеспечило активную генерацию УВ и интенсивное отжатие седиментационных вод вместе с растворенным в них газом в верхнюю часть артинских отложений, представленных высокопористыми карбонатами, под сульфатную покрышку кунгурского яруса. На этом этапе на месте современного Вуктыла, вероятно, уже существовала крупная древняя ловушка, о чем свидетельствует установленное сейсморазведкой наличие поднятия в автохтоне Вуктыльской складки. В этой ловушке сформировалась первичная залежь, возможно газоконденсатно-нефтяного состава, так как значительные объемы поступавшего газа уже на этом этапе способствовали растворению генерировавшихся жидких УВ в газе.

В послетриасовое время произошла резкая активизация тектонических движений с образованием надвигов и шарьяжей и связанных с ними антиклиналей, одной из которых является складка в пермско-каменноугольных отложениях в аллохтоне Вуктыльской площади, надвинутая своим сводом на поднятие в автохтоне. В результате резкого подъема из высокоминерализованных пластовых вод (минерализация до 256 г/л), предельно насыщенных газами (в настоящее время газонасыщенность составляет 3,1 м³/м³ при Р_нас = 330 кг/см², близком к Рпл =380 кг/см² на уровне ГВК), выделялись огромные порции газообразных УВ, произошло дополнительное растворение нефти в газе с образованием газоконденсатного флюида и заполнением до гидравлического замка новообразованной ловушки с оттеснением нефти в оторочку. На наличие нефти и участие ее в образовании газоконденсатного флюида указывают прерывистая нефтяная оторочка переменной мощности (до 21 м) в приконтактной зоне, а также нефтяные скопления в виде линз и карманов внутри самой продуктивной толщи.

Более сложный механизм формирования, чем Вуктыльское месторождение, имели Оренбургское газоконденсатное, Астраханское и Шебелинское газовые месторождения. Однако в механизме их формирования прослеживается генетическое родство: образование гигантских скоплений за счет выделения углеводородных газов из подземных вод в периоды снижения пластовых давлений.

Имеющиеся данные показывают возрастание как общей минерализации, так и газонасыщенности пластовых вод девона, карбона и нижней перми с севера на юг Волго-Уральской провинции, т.е. к Прикаспийской впадине. Обогащение пластовых вод углеводородным газом палеозоя происходит постепенно, по мере их движения от областей питания к областям разгрузки. Растворимость природного газа в воде варьирует от 0,712 м³/м³ при 28 кг/см² до 3,918 м³/м³ при 140-420 кг/см². Следовательно, можно утверждать, что большая часть газа, образовавшаяся из РОВ в породах, могла реэмигрировать в водном растворе на стадии первичной миграции. Учитывая, что растворимость газа в пластовых водах в несколько раз превышает растворимость нефтей, не трудно объяснить дефицит газа в центральных районах Волго-Уральской провинции и его огромную концентрацию в пластовых водах девона, карбона и нижней перми в прибортовой зоне и во внутренней части Прикаспийской впадины.

Пластовые воды отложений девона и карбона в западных, северных и восточных внешних обрамляющих районах Прикаспийской впадины характеризуются высокой газонасыщенностью (до 1200-1500 см³/л и более) с общим закономерным ее увеличением в направлении внутренних прибортовых частей. Общая упругость газа в этих районах достигает гидростатического давления. Состав газов преимущественно углеводородный при содержании гомологов метана до 10% и выше. Судя по имеющимся данным, и во внутренних структурных прибортовых зонах Прикаспийской впадины широко развиты пластовые воды с углеводородным составом газов, с высокой газонасыщенностью и предельной упругостью (до 300—400 кг/см² и более).

Количество воднорастворениых газов в отложениях девона, карбона и нижней перми Прикаспийской впадинь (принимая характерные параметры газовой составляющей пластовых вод) равно 300—400 трлн, м³ и более, а, по Е.В. Стаднику и В.Г. Козлову, — 664 трлн. м³.

Данные глубокого бурения, проведенного в последние годы, полностью опровергли бытовавшие ранее представления (М.М. Чарыгин, М.П. Казаков, Ю.М. Васильев и др.) об унаследованном прогибании отложений фанерозоя на протяжении всей геологической истории развития Прикаспийской впадины.

Крупные воздымания в западном и северном обрамлении Прикаспийской впадины фиксируются на рубеже силура-девона, на северо-востоке обрамления — девона — карбона, повсеместно в бортовой зоне — на рубеже верхнего карбона — ранней перми. Крупные воздымания и перестройка структурного плана отмечаются также на рубеже позднего мезозоя — раннего палеогена и позднего палеогена — неогена.

В северной прибортовой зоне в ее внешнем обрамлении на всем протяжении поздней перми и мезозоя—кайнозоя оставалась приподнятой Пугачевская вершина. В восточной части северного обрамления впадины крупные региональные перерывы приходятся на рубежи триаса и юры, юры и мела, палеогена и неогена. Здесь из разреза выпадают верхи триаса, нижняя и частично средняя юра, верхи верхней юры — низы мела, бо'лыиая часть неогена; плиоцен с глубоким размывом залегает на различных горизонтах палеогена и мезозоя.
Величины региональных воздыманий из-за в основном локального распространения отложений многих подразделений мезозоя и кайнозоя оценить трудно, но во всяком случае они превышали сотни метров.

Особенности геологического развития наложенного Прикаспийского нефтегазоносного бассейна и изложенные выше палеотектонические и газогидрохимические данные позволяют заключить, что главным процессом формирования газовых месторождений внешних и внутренних прибортовых частей Прикаспийской впадины,а также Оренбургского месторождения является широкомасштабная дегазация предельно насыщенных углеводородными газами пластовых вод подсолевых продуктивных отложений при активных (контрастных) крупных положительных тектонических подвижках отдельных блоков впадины. В этих условиях происходят региональное снижение в водоносных толщах пластовых давлений и выделение огромных количеств воднорасгворенных газов 8 свободную фазу с дальнейшей их аккумуляцией в ловушках блоковых структур и в структурах прилегающих районов.

Количественная оценка возможных масштабов выделения водорастворенных газов при региональных положительных (инверсионных) блоковых движениях в Прикаспийской впадине составляет порядка 35 трлн. м³.

В результате указанных процессов в коллекторы отдельных древних структур впадины поступали весьма большие количества газов. Причем подобное образование масс свободных газов в геологической истории Прикаспия могло повторяться неоднократно. При этом необходимо учитывать, что существенная часть газов могла по пути миграции рассеяться до их аккумуляции в ловушках.

Необходимо отметить, что значительное количество свободных газов из внутренних районов впадины мигрировало в процессе инверсии и при последующих тектонических движениях в ее прибортовые части, в частности в пределы Оренбургского, Степновского валов, Тепловскую, Приволжскую структурные зоны. Астраханский свод и др.

Формирование Оренбургского газоконденсатного месторождения происходило стадийно. Залежь нефти в среднекаменноугольных-нижнепермских отложениях формировались в позднеартинское-рзннекунгурское время. Разрушение нефтяной залежи, вероятно, произошло в середине-конце кунгура. Основная массивная газоконденсатная залежь Оренбургского месторождения сформировалась в позднем мелу — раннем палеогене. Предпалеогеновое воздымание бортовой зоны Прикаспия, проявившееся особенно сильно во внутренней ее части, обеспечило выделение огромных количеств газа их подземных вод и накопление его в отложениях нижней перми, среднего и нижнего карбона, девона. Газ проникал в уже сильно разрушенные залежи, расположенные в среднекаменноугольной — нижнепермской толще, с "нефтями", обедненными летучими компонентами. Видимо, это обусловило крайне низкое содержание конденсата — соприкосновение с нафтидами не обогатило газ жидкими компонентами.

Аналогичная гидрогеохимическая обстановка наблюдается также в Днепровско-Донецкой впадине, где минерализация, метаморфизация и газонасыщеиность пластовых вод постепенно возрастает с северо-запада на юго-восток, т.е. в сторону Донбасса.

Подъем территории Донбасса (по Б.Д. Гончаренко) начался в раннепермское время (по другим данным — в конце позднего карбона) . Прилегающая юго-восточная часть Днепровско Донецкой впадины в это время активно прогибалась, отлагались песчано-глинистые породы, а затем ангидриты, доломиты, каменная соль, что свидетельствует об обособлении морского бассейна, превращении его в лагуну. К началу поздней перми (заальская фаза) произошел интенсивный подъем Донбасса и этими движениями оказалась захвачена Днепровско-Донецкая впадина.

Инверсионные предпозднепермские движения на юго-востоке впадины проявились весьма неравномерно. В районе так называемых открытых структур и южной прибортовой зоны их амплитуда составила 1,5-2 км и более. В северной прибортовой зоне и на Шебелинской площади амплитуда этих движений, вероятно, не превышала десятков метров. Значительные инверсионные движения имели место на расстоянии 20-25 км от Шебелинского поднятия.

Вслед за заальскими движениями на границе поздней перми и триаса в Донбассе произошли пфальцекие движения, нашедшие отголосок в Днепровско-Донецкой впадине.

Альпийский тектогенез особенно ярко проявился на границе между поздним мелом и палеогеном, Предпалеогеновые движения оставили свой след и в Днепровско-Донецкой впадине, особенно на крайнем юго-востоке, где палеогеновые отложения залегают с резким угловым несогласием и иногда находятся в контакте с каменноугольными образованиями. Амплитуду предпалеогеновых инверсионных движений можно оценить для районов, прилегающих к Донбассу, не менее 1000—1500 м.

При таких мощных восходящих движениях дегазация насыщенных газами пластовых вод резко увеличивается, что улучшает и их аккумулирование в ловушках древнего заложения. Как известно, такого типа ловушкой является Шебелинская структура, в основании котором находится соляной купол девона. Амплитуда Шебелинской брахиантиклинали по продуктивным отложениям а преднеогеновое время достигала 1100 м. Вероятно, в период инверсии пород палеозоя и формирования Донбасса произошло образование трещиноватого типа коллектора в отложениях верхнего карбона и нижней перми, что создало благоприятные условия для формирования массивного типа залежи (при надежной покрышке) в этих отложениях за счет в основном дегазации пластовых вод среднего и нижнего карбона. Учитывая, что содержание конденсата в газе Шебелинского месторождения в среднем составляет около 42 г/м³, можно предположить, что формирование массивной залежи этого месторождения произошло за счет дегазации пластовых вод среднего карбона, содержащих в основном сухой газ. Меньшим оказался подток жирных газов, выделившихся из пластовых вод нижнего карбона.

Объем выделившихся газов из пластовых вод Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин в несколько десятков раз превышает промышленные запасы Оренбургского, Степновского, Коробковского, Астраханского, Шебелинского, Западно Крестищенского и других выявленных месторождений газа.

Приведенные научные обоснования дают возможность прийти к выводу об универсальности формирования крупных и гигантских скоплений газа и газоконденсата за счет выделения углеводородных газов из пластовых вод в периоды воздымания (инверсии) соответствующих частей нефтегазоносных бассейнов.