До недавнего времени под НГБ древних платформ однозначно понимались осадочные бассейны, расположенные в теле докембрийских платформ, где основные продуктивные комплексы связаны с породами палеозойского возраста: Тимано-Печорский, Северо-Каспийский, Днепровско-Донецкий на Восточно-Европейской платформе. Пермский, Западный Внутренний, Западно-Канадский на Северо-Американской и т.д. Исторически сложилось так, что разведка их началась с краевых, периферийных участков и на первых этапах в их пределах чаще всего обнаруживались преимущественно нефтяные месторождения. Лишь позже по мере разбуривания троговых участков этих НГБ и больших глубин в их пределах все чаще стали открывать газоконденсатные и газовые скопления. Именно для таких НГБ были сформулированы положения о "палеотилной" зональности, при которой газоносность разреза возрастает от периферийного пояса нефтеносности в сторону регионального погружения пород, т. е. к центральным участкам НГБ и по направлению к примыкающим к ним складчатым сооружениям.
До 50-х годов 8 НГБ древних платформ были выявлены лишь единичные газовые месторождения - гиганты. Следовательно, до 50-х годов в НГБ древних платформ преобладающей продукцией была нефть. По мере увеличения глубин бурения и разбуривания центральных частей НГБ в бассейнах этого типа все чаще стали открывать гигантские скопления газов (Шебелинка, Западно-Крестищенское, Ефремовское в Днепровско-Донецкой впадине; Вуктыльское, Лайвожское в Тимано-Печорском; Оренбургское, Астраханское в Северо-Каспийском; Гомез, Пакет, Лок-ридж, Кайонозз в Пермском; крупные месторождения в Алжирской Са харе — Роурд-Ноус, Альрар, Большой Тин-Фуе; Гиджилла и Мумба в Восточно-Австралийском НГБ и т.д.) .
Стало очевидным, что недра НГБ древних платформ весьма богаты газом и основные их ресурсы (в отличие от бассейнов молодых платформ) связаны с нижними членами осадочного чехла и относительно большими по сравнению с нефтяными ресурсами глубинами (2—6 км).
Но особенно возрос интерес к возможностям обнаружения крупных газовых скоплений в палеозойских породах после открытия крупных газовых гигантов в Центрально-Европейском бассейне (Нидерланды, Англия, акватория Северного моря), т.е. в НГБ с гетерогенным каледонско-герцинским основанием. Еще большей сенсацией явилось открытие уникальных газовых ресурсов в палеозойских отложениях НГБ Персидского залива в начале 70-х годов.
Первоначальные разведанные запасы газа в НГБ (без прогнозных) составляют 28,3 трлн. м3, из которых 22,5 трлн. м3 заключены в гигантских месторождениях, что составляет 80% всех выявленных ресурсов газа этих НГБ (см. таблицу).
Итак, газовые гиганты в палеозойских породах широко распространены не только в НГБ древних платформ, но и в НГБ других категорий, где их обнаружение ранее считалось весьма проблематичным (Северное море) либо вовсе исключалось (Персидский залив).
В связи с этим остро встает вопрос о пересмотре классификаций НГБ.
Не исключено, что в создание новой, более отвечающей современному уровню знаний классификаций могут быть положены идеи неомобилиз-ма, или плитной тектоники. Наиболее разработанной пока можно считать классификацию Д. Клемме. Ранее опубликованные данные А. Хелбаути,
Д. Клемме и других позволяют проанализировать частоту встречаемости гигантских скоплений газа по типу НГБ, по Д. Клемме. Из этих данных следует, что 75% всех газовых гигантов мира обнаружены в НГБ кратонного типа (т. е. подстилаемых континентальной корой) и лишь 25% — в НГБ с корой промежуточного типа. Наиболее распространены гиганты газа в кратонных внутриконтинентальных бассейнах (тип II).
По 11 проанализированным нами НГБ, где гигантские газовые скопления заключены в породах палеозоя, сохраняется примерно такая же картина: 26 месторождений (т. е. 77% от 34) приурочены к НГБ типа II; 4 месторождения (11,5%) — к НГБ типа III и столько же — к НГБ типа IV (экстраконтинентальным).
Итак, анализ газовых гигантов по миру и выборка по 11 НГБ с гигантами в палеозое подтверждают некоторые общие положения: приуроченность большинства газовых гигантов к определенному типу НГБ, а именно к кратонным внутриконтинентаяьным (более 50%), грабенным а полуграбенным рифтовым (9%) бассейнам.
Это вполне понятно с позиций как новой глобальной тектоники, так и основных положений осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа. НРБ типа II и III, где продуктивны палеозойские породы, имеют сложную допалеозойскую историю развития. Органическое вещество отложений палеозоя в их пределах (особенно в центральных частях НГБ) или там, где они залегают в основании осадочного чехла над каледонидами или герцинидами (Западная Европа) обычно достигло высоких стадий катагенеза и находится на заключительном этапе геохимической эволюции. Этот этап (начиная с градации катагеназа МК5 ивыше до АК2) характеризуется истощением нефтематеринского потенциала и генерацией в основном лишь углеводородных газов. Для многих месторождений гигантов, проанализированных нами, имеются прямые данные, свидетельствующие о высоких стадиях катагенеза ОВ вмещающих пород (Западно-Канадский, Перский, Центрально-Европейский, Тимано-Печорский, Сахарский бассейны).
Некоторые газовые гиганты, расположенные на относительно небольших глубинах (Оренбургское, Хьюготон-Пенхендл и др,), по-видимому, находятся во вторичном залегании, в удалении от зоны литания. Доказательством принадлежности некоторых газовых гигантов к катагенетической (или генетической) чужой им зоне служит утяжеленный изотопный состав газов. Например, σС13 в Хьюготон-Пенхендл — 4,0÷3,8 ‰.
Итак, для НГБ древних платформ и палеозойских пород более молодых НГБ характерны газы, генетически связанные с нижней зоной газогенерации (НЗГ). Последнюю многие исследователи считают главной зоной или фазой газообразования (С.Г. Неручев, Е.А. Рогозина и др.). Авторы также придерживаются этой точки зрения. Приведенные сведения о количестве газа, выявленного в палеозойских отложениях, свидетельствуют в пользу такого предположения. Это подтверждается также экспериментальными данными по изучению масштабов газообразования в катагенезе (В.Л. Соколов, Н.Д. Гуляева, В.Ф. Симоненко).
Следует отметить, что классификация НГБ, поД.Клемме, используемая в настоящей статье, очень схематична и не лишена недостатков. Так, в тип II объединено большинство бассейнов с домезозойским заложением. Реконструкция их с позиций неомобилизма пока еще очень затруднительна (Н.Я. Кунин и др.). Для территории СССР пока еще не существует единой классификации бассейнов с позиции новой глобальной тектоники.
Применительно к задачам газовой геологии классификация бассейнов по принципам плитной тектоники может быть изменена и значительно упрощена. Предлагается деление НГБ на три типа.
I. Бассейны на деструктивных окраинах плит, т. е. прилегающие к складчатым областям. Типичный пример такого типа бассейнов — Предуральские прогибы и Аппалачский бассейн. Характерные особенности этих бассейнов — их относительная автономность, независимость от возраста обрамляющих горных сооружений, сокрытие части бассейна под надвиговыми структурами накатывающихся горных сооружений, высокий уровень катагенетической измененности ОВ слагающих бассейны пород. Последнее объясняется частичной трансформацией стрессовых напряжений при образовании шарьяжей в тепловую энергию и как следствие - повышение стадии катагенеза ОВ. Перечисленные особенности такого типа бассейнов объясняются возникновением их в основном за счет процессов сжатия. В поисковом отношении этого типа бассейны отличаются также рядом особенностей: преимущественной (или исключительной) газоносностью и выделением в их пределах принципиально новых объектов разведки — структур в аллохтоне, перекрытых надвигами. Уже получены первые обнадеживающие данные — обнаружение газоносных структур под зонами надвигов (в Предуральском прогибе, надвиговом поясе бассейна Грин-Ривер и др.).
II. Грабенные бассейны с наложенной синеклизой, выполненной более молодыми отложениями. Эти бассейны развиты в теле кратонов и обязаны своим происхождением начальным стадиям рифтогенеза. Примером их служат НГБ Сирт, Днепровско-Донецкий, Вилюйский. Для этих бассейнов характерно преобладание газовых ресурсов над нефтяными.
III. Впадины (преимущественно окраинные) с субокеанической корой промежуточного типа. Именно к таким впадинам приурочены основные нефтегазоносные мегабассейны (Северо-Каспийский, Западно-Сибирский, Центрально-Европейский, НГБ Мексиканского залива и др.). Возраст консолидации фундамента — не основной признак этого типа бассейнов. Гораздо важнее определенная направленность (этапность) в развитии подобного типа бассейнов, которую можно подразделить на три последовательных этапа:
- 1) рифтогенез, в основе которого лежат растягивающие усилия (спрединг), характерно наличие тройственного сочленения рифтов;
- 2) образование субокеанического бассейна, для которого характерно чередование депрессионных относительно глубоководных фаций и последующих мощных осадков компенсации;
- 3) развитие на заключительном этапе наложенных синеклиз, выполненных преимущественно терригенными отложениями.
Остановимся несколько подробнее на основных этапах развития Севе-ро-Каспийского бассейна как типичного для бассейнов этого типа.
Первый этап — этап рифтогенеза — в Прикаспийской впадине охватывает длительный временной интервал — от рифея до эйфеля включительно. Для этого этапа характерно спорадическое распределение по площади осадочных пород с максимально мощным накоплением их в зонах рифтов. Осадки этого периода представлены терригенными разностями, как правило обедненными органическим веществом. Это определяете целом низкий нефтегазоматеринский потенциал отложений.
Субокеанический бассейн на территории Прикаспия закладывается в живетское время (девон) и существует до нижней перми включительно. Накопление глубоководных карбонатно-терригенных и карбонатно-кремнистых пород (субдоманиковые фации) фаций некомпенсированного прогибания чередуется с эпохами накопления мощных терригенных, часто субугленосных толщ компенсации. Заканчивается этот период засолонением бассейна и образованием мощной толщи галогенных пород кунгура. Именно на втором этапе развития подобного типа бассейнов создаются максимально благоприятные условия для формирования осадочных толщ с наивысшим нефтематеринским (карбонатные породы доманикоидов) и газоматеринским (субугленосные отложения) потенциалом.
Третий этап, охватывающий временной интервал от верхней перми до плиоцена включительно, — этап развития синеклизы. Для него характерно мощное накопление преимущественно терригенных осадков фации аллювиальных равнин и мелководных шельфов. Третий этап развития Северо-Каспийского бассейна является решающим для оформления его в крупный нефтегазоносный регион, так как именно в этот период толщи, обогащенные ОВ и сформированные в субокезнической впадине, оказались в жестких термобарических условиях, способствовавших реализации их нефтегазоматеринского потенциала. Наличие же мощного соляного экрана способствовало сохранности УВ скоплений. Перечисленные специфические черты развития Северо-Каспийского НГБ позволяют очень высоко оценивать перспективы газоносности подсолевых отложений Прикаслия. Анализ современных полей катагенеза РОВ свидетельствует о том, что в подсолевом палеозое Прикаспия преобладающим типом продукции будет газ (см. рисунок), что подтверждается открытием Оренбургского и Астраханского месторождений.
Выводы и рекомендации
Основные ресурсы в НГБ древних платформ связаны с нижней генетической зоной газогенерации. Масштабы газонакопления такого "постнефтяного" газа весьма велики, что подтверждается открытием многочисленных гигантских месторождений во многих НГБ такого типа.
Нижняя генетическая зона (НГБ) газогенерации по мощности соизмерима с верхней зоной газогенерации и ГФН и в зависимости от геотермического градиента может иметь мощность 1,5-4 км (Западный Внутренний НГБ США 3,5-8 км, Пермский 4,5-7 км). Глубинное положение этой зоны в современном срезе Земли 1,5-8 км и более. Кроме того, за счет латеральной миграции и вертикальных перетоков обнаружение крупных газовых скоплений газа НГЗ возможно и на относительно небольших глубинах (Оренбургское, Астраханское, Хьюгот-Пенхендл и др.).