Современные взгляды на формирование и закономерности в распространении скоплений нефти и газа
И. О. БРОД
Взгляды на формирование скоплений нефти и газа на всех этапах развития науки были тесно связаны с представлениями о пространственном размещении залежей.
Представления о приуроченности залежей нефти и газа к широко распространенным литолого-стратиграфическим комплексам, в которых происходит преобразование рассеянных органических веществ в нефть и горючий газ, привело к возникновению представлений о регионально нефтегазоносных толщах.
В последние годы получено много данных, указывающих на несомненную генетическую связь нефтей и газов с битумами, рассеянными в современных и древних осадках. Исследованиями В.В. Вебера, П.В. Смита, Н.Б. Вассоевича, А.Н. Гусевой, К.Ф. Родионовой и других доказано, что преобразование углеводородной части битумов в течение геологического времени идет по пути приближения их к углеводородам, составляющим нефть. Углеводородную часть битуминозных веществ, содержащуюся в рассеянном состоянии в глинисто-алевролитовых породах, Н.Б. Вассоевич именует микронефтью. Как бы ни назывались эти вещества, важно, что в субкапиллярных порах они тесно связаны с другими составными частями битумов, чем и отличаются от нефтей, насыщающих коллекторские породы. По существу нефть в том виде, в каком мы ее находим в залежах, образуется, по-видимому, лишь в том случае, если углеводородная часть битуминозных веществ из рассеянного состояния в субкапиллярных порах переходит в растворенное в воде состояние в капиллярных и сверхкапиллярных порах коллекторов, где и накапливается в ловушках при выделении углеводородов из воды.
Исходя из представления о закономерной связи залежей нефти и газа с регионально нефтегазоносными толщами, Делонэ, а вслед за ним К.И. Богданович рассматривали их распространение в связи с эпохами крупных подвижек земной коры. Распространение залежей в силуре - карбоне связывалось с трансгрессиями, покрывавшими окраины древних платформ. Для залежей в пермских и мезозойских отложениях устанавливалась связь с трансгрессиями, сопровождавшими герцинские движения. Распространение залежей в третичных отложениях рассмотрено в связи с окраинами молодых горных сооружений.
На базе тех же представлений было введено в геологическую литературу понятие о нефтегазоносной провинции. Вудроф, Шухерт и вслед за ними Лиллей в качестве единых нефтегазоносных провинций выделяли для США такие крупные геологические провинции, как Скалистые горы в целом, центральная часть Североамериканской платформы - Мидконтинент и др. Несколько позже Вер-Вибе предложил в качестве нефтегазоносных провинций выделять ограниченные по своему распространению отдельные впадины, своды и другие структурные элементы, с которыми связаны многочисленные скопления нефти и газа.
Представления, существовавшие по данной проблеме в двадцатых годах, были сформулированы И.М. Губкиным, который, говоря о законе распределения нефтяных месторождений, отмечает, что они распространяются, с одной стороны, по окраинам и на погружениях горных цепей, а с другой - на равнинных областях, сложенных осадочными толщами значительной мощности. При этом он отмечал, что при оценке перспектив нефтегазоносности крупных территорий особое внимание должно уделяться изучению условий образования осадков с точки зрения выявления свит, с которыми можно связывать региональную нефтегазоносность.
Сформулированные американскими геологами положения о нефтегазоносных провинциях были развиты в 1946- 1947 гг. Н.Ю. Успенской, которая разработала их классификацию. В качестве нефтегазоносных провинций, так же как и Вер-Вибе, она рассматривает в одних случаях различного возраста впадины, в других - обширные сводовые поднятия, в-третьих - группы поднятий на склоне крупных сооружений и т. д.
Попытка рассмотреть распространение скоплений нефти и газа во взаимосвязи с условиями их формирования была сделана нами в 1947 г. Под нефтегазоносной провинцией было предложено понимать участок земной коры, представлявший собой на том или ином этапе геологического времени единый седиментационный бассейн, характеризовавшийся общностью условий битумообразования и региональных процессов нефтегазонакопления. Тогда же нефтегазоносные провинции, существовавшие на крупных этапах геологического времени на всем земном шаре, были объединены в территории палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления. Возрастной признак с целью выявления закономерностей в распространении скоплений нефти и газа одновременно был применен В.А. Успенским и О.А. Радченко, которые предложили выделить два третичных нефтегазоносных пояса - Тихоокеанский и Евразийский, один палеозойский, другой преимущественно мезозойский, называемый «периферической зоной».
Выделение провинций, поясов и территорий нефтегазонакопления по возрастному признаку оказалось малопригодным для районирования нефтегазоносных территорий, так как нередко в одних и тех же пунктах нефть и газ встречаются в отложениях совершенно различных по возрасту. Изучение одновозрастных нефтегазоносных толщ на большом протяжении имеет значение в основном для систематизации материалов, характеризующих закономерности в изменении химического состава нефтей и газов с выяснением генетических связей органических веществ, заключенных в этих толщах.
Уже в период 1940-1950 гг. выяснилось, что скопления нефти и газа на земном шаре распространены неравномерно и что основные запасы их связаны с участками земной коры, испытавшими в процессе истории геологического развития наибольшее прогибание, сопровождавшееся мощным накоплением осадков. В работах В. Пратта и Г. Гестера показано, что подавляющая часть известных запасов нефти и газа на земном шаре связана на западном полушарии с участком земной коры, в центре которого находится Мексиканский залив, а на восточном - Каспийское море. Объяснение этого явления было дано в СССР в формулировке основного условия нефтегазонакопления, определяющего как накопление органических веществ в осадочных толщах, так и образование и сохранение залежей нефти и газа в земной коре. Сущность этого условия заключается в том, что процессам накопления органических веществ в осадках, а также битумообразованию и нефтегазонакоплению способствует всегда преимущество погружения над восходящими тенденциями как на крупных, так и на малых этапах колебаний земной коры. В общем же нефтегазонакопление обусловливается главным образом постоянством и масштабом погружения рассматриваемых участков земной коры, а также условиями сохранения залежей нефти и газа, возникающих в осадочной толще.
Одна из основных задач этой проблемы заключается в выяснении пространственного соотношения многочисленных залежей нефти и газа между собой.
Хотя в наиболее полных классификациях нефтегазоносных площадей, разработанных еще Е. Блюмером, И. М. Губкиным и Ф. Клаппом, не сформулировано отчетливо понятие о зональности распространения залежей нефти и газа, но по существу оно заложено в описаниях отдельных групп скоплений. До тридцатых годов XX века внимание исследователей было заострено в основном на выявлении связи многих скоплений нефти и газа с антиклинальными зонами. В 1911 г. И. М. Губкин обратил внимание на проблему образования залежей нефти на моноклиналях, а в 1936-1940 гг. А.И. Леворсен сформулировал задачу поисков крупных зон распространения многих ловушек нефти и газа на гомоклинальных бортах крупных областей прогибания земной коры. Структурному принципу образования ловушек были противопоставлены стратиграфические условия, определяющие зональное распространение многих ловушек, возникающих при литологическом выклинивании или несогласном перекрытии нефтегазоносных толщ вверх по их наклону. В СССР роль стратиграфических ловушек в региональном накоплении нефти и газа отражена в тот же период в работах М.Ф. Мирчинка.
В 1944 г. нами было введено в геологическую литературу понятие о зонах нефтегазонакопления, под которыми понимаются как антиклинальные, так и моноклинальные зоны распространения нефтяных и газовых месторождений, связанных единством условий формирования. Это понятие, к сожалению, начали применять не однозначно, что вносит путаницу. Зонами нефтегазонакопления, с одной стороны, стали называть группы месторождений, связанные с единой антиклиналью, антиклинальным блоком или зоной выклинивания нефтегазоносной толщи, с другой стороны, подобное же наименование употребляют для крупного района, с которым связан целый ряд линейно вытянутых нефтегазоносных зон.
Особенно большая неопределенность в применении данного термина и других понятий, характеризующих распространение нефтяных и газовых скоплений, наблюдается в работах А.А. Бакирова, который применяет существующие элементы районирования в значительной мере произвольно. Одни и те же территории именуются им то провинциями, то областями, то районами нефтегазонакопления.
В последнее время понятие о зонах нефтегазонакопления чаще всего рассматривается во взаимосвязи с понятием о нефтегазосборных площадях, которое было сформулировано И.М. Губкиным (1940 г.). В работах по данной проблеме, представленных советскими геологами к XX и XXI сессиям Международного геологического конгресса, все зоны нефтегазонакопления разделены на две группы. Для наиболее распространенных антиклинальных зон нефтегазонакопления нефтегазосборными площадями являются, как это отмечалось еще И.М. Губкиным, прилегающие к ним синклинали. Для месторождений, связанных с зонами литологического выклинивания или несогласного перекрытия нефтегазоносных толщ, нефтегазосборными площадями служат прилегающие к ним вниз по наклону части гомо- или моноклиналей.
Закономерное зональное распространение многих залежей, сгруппированных в месторождения и зоны нефтегазонакопления, вытекает из представления о формировании скоплений нефти и газа за счет дифференциации углеводородов в процессе их перемещения внутри пластов и пачек хорошо проницаемых пород, входящих в состав регионально нефтегазоносных толщ.
В последние годы получило распространение мнение о том, что в зонах нефтегазонакопления происходит дифференцированное распределение газа и нефти в процессе свободного струйного перемещения газообразных и жидких углеводородов как внутри природных резервуаров, так и из одного резервуара в другой.
В.Ф. Линецкий и А.Л. Козлов рассматривают свободную струйную миграцию не только как процесс дифференцированного распределения нефти и газа в серии близко расположенных ловушек, но и как основную форму перемещения углеводородов на очень большие расстояния. Высказываемое ими предположение о перемещении углеводородов с Кавказа и Урала на Русскую платформу в виде непрерывной фазы (струи нефти или газа) возвращает нас к фантастическим представлениям XIX века о подземных нефтяных реках, соединяющих друг с другом нефтегазоносные районы различных стран. Ничем существенно не отличаются подобные взгляды от представления об углеводородных струях, подымающихся по невидимым разломам из подкоровых масс в толщу осадочных пород. В обоих случаях углеводороды отрываются от воды, представляющей собой основной флюид, насыщающий все без исключения поры и пустоты горных пород. Учитывая, что углеводороды по сравнению с массой воды составляют ничтожную долю, всякое рассмотрение их перемещения в отрыве от воды обречено на выводы, далекие от действительности.
Из сказанного не следует полное отрицание возможности дальней миграции углеводородов, но надо учитывать, что этот процесс, как отмечает В. А. Соколов, пока очень мало изучен. (Соколов В. А. Миграция газа и нефти. Изд. АН СССР, 1956.) Вопрос о региональном перемещении и разделении различных подвижных веществ, связанных с водой, насыщающей горные породы, может решаться лишь в процессе разносторонних гидрогеологических исследований. Решение этого вопроса зависит не только от изучения гидродинамических и гидрохимических закономерностей, но главным образом от исследования физико-химических соотношений разных веществ в водных растворах.
Изучая процессы миграции и выявляя закономерные соотношения флюидов в недрах, необходимо рассматривать углеводороды и их фазовое состояние всегда в связи с водой, так как переход углеводородов от растворенного состояния к свободному и наоборот, происходящий в недрах, связан с изменением температур, давлений и с той средой, в которой происходят миграция и дифференциация подвижных веществ. Сказанное касается соотношения углеводородов с водой как в порах, трещинах и кавернах коллекторских пород, служащих природными резервуарами, так и в субкапиллярных порах слабопроницаемых пород, в которых происходят процессы битумообразования и которые являются разделами между резервуарами.
Имеющиеся данные, характеризующие соотношение углеводородов с водой, говорят о том, что углеводороды в основном перемещаются в водном растворе, из которого они выделяются при изменении физико-химической обстановки раствора. За пределами залежей углеводороды обнаруживаются в воде лишь в растворенном состоянии. Ни одной скважиной, вскрывающей природные резервуары за пределами ловушек, не были обнаружены углеводородные струи, представленные свободным газом или нефтью. Выделение из воды растворенных в ней газообразных углеводородов, а из последних - жидких, наблюдается лишь при перепадах давления. Следовательно, перемещение углеводородов надо представлять в основном в растворенном состоянии в воде в процессе ее перемещения и физико-химической дифференциации в природных резервуарах.
Не противоречат сказанному многочисленные примеры, приводимые в работах В.П. Савченко, В.С. Гуссоу, С.Ф. Федорова, С.П. Максимова, А.Г. Габриэляна, А.Л. Козлова и других, характеризующие дифференциацию нефти и газа в серии ловушек, связанных чаще всего с единой структурной зоной. Процесс внутрирезервуарной дифференциации с образованием в одних ловушках чисто газовых залежей и в других - нефтяных с газовой шапкой, или газом, растворенным в нефти, не вызывает сомнения. Не исключено, что процесс дифференциации с изменением региональных наклонов происходит иногда путем переливания залежи или ее части из одной ловушки в другую. Перемещение массы флюидов, обладающих присущими им свойствами среди иных по свойствам флюидов, можно связывать лишь с временными изменениями, вслед за тем вновь в системе должно установиться равновесие. Также возможен прорыв массы флюидов через толщу разнообразных пород при появлении зияющего разлома, после чего вновь должно установиться равновесие с закономерной дифференциацией флюидов в каждом отдельном резервуаре.
Основные положения так называемой теории дифференциальной миграции, или дифференциального накопления газа и нефти, могут рассматриваться лишь как отдельные элементы законов, управляющих перемещением и дифференциацией углеводородных соединений с водой, заполняющей природные резервуары.
Изучение закономерностей в распространении многих зон нефтегазонакопления, с которыми связаны залежи в целом ряде литолого-стратиграфических комплексов, показало, что все они являются элементами крупных замкнутых или полузамкнутых областей прогибания в современной структуре земной коры. Такое распространение скоплений нефти и газа не случайно и объясняется тем, что все залежи нефти и газа связаны с местными ловушками, представляющими собой небольшие элементы крупных водонапорных комплексов. Нефть и газ, заполняющие ловушки, находятся на данном этапе их изучения в равновесии с водой хорошо проницаемых пластов и пачек, являющихся природными резервуарами для подвижных веществ. Следовательно, закономерности соотношений воды, нефти и газа следует изучать самостоятельно для каждого литолого-стратиграфического комплекса, который можно рассматривать как единый водонапорный (гидродинамический) комплекс. Равновесие залежей нефти и газа в водонапорных комплексах зависит от соотношения этих залежей с напором и направлением водяного потока, которые определяются соотношением в положении областей питания и разгрузки. Можно считать установленным, что формирование и разрушение залежей нефти и газа определяется в основном региональной гидрогеологической обстановкой. Распространение многих скоплений, объединенных в зоны нефтегазонакопления в современной структуре земной коры, послужило основанием для рассмотрения подобных впадин в качестве нефтегазоносных бассейнов. Упомянутое положение, сформулированное нами в 1951-1953 гг., принято почти одновременно в работах В.Е. Хаина, а также Н.Б. Вассоевича и В.А. Успенского и в ряде докладов, представленных советскими геологами к XX и XXI сессиям Международного геологического конгресса.
При рассмотрении и группировании в каждом нефтегазоносном бассейне зон нефтегазонакопления надо учитывать, что питание залежей углеводородами может, по-видимому, происходить разными путями. При наличии в разрезе зоны нефтегазонакопления битумопроизводящих пород, углеводороды все, время должны поступать из последних в примыкающие к ним залежи, пополняя их содержание. В основном же, углеводороды, по-видимому, поступают в залежи из соседних нефтесборных площадей в процессе дифференциации флюидов, происходящей в природных резервуарах. При региональном одностороннем наклоне пород пополнение, углеводородов, растворенных в воде возможно, по-видимому, и за счет процессов региональной миграции и дифференциации, происходящей внутри водонапорных комплексов на всем их протяжении в нефтегазоносном бассейне.
Закономерности в распространении скоплений нефти и газа в каждом нефтегазоносном бассейне определяются как современными геологическим строением и гидрогеологическими условиями, так и геологической историей его формирования и развития.
В 1958 г. нами совместно с В.Г. Левинсоном (под редакцией М.Ф. Мирчинка) была составлена карта, показывающая закономерную связь всех известных скоплений нефти и газа с различными по типу бассейнами.
В основу классификации нефтегазоносных бассейнов были положены структурно-геологические и геоморфологические признаки. Последние имеют большое значение, так как направление перемещения подвижных веществ, заполняющих коллекторские пласты и пачки, входящие в состав осадочных толщ, слагающих бассейн, во многом зависит от рельефа поверхности самой впадины и ее обрамления. С учетом возможных сочетаний все известные замкнутые области прогибания земной коры разделены на три основные группы.
К первой относятся бассейны платформенных равнинных впадин, которые геотектонически связаны с участками земной коры, испытывающими платформенную фазу развития. Эти бассейны ограничены чаще всего склонами платформенных сводовых поднятий, а также линейно-вытянутыми погребенными зонами поднятий, отделяющими один бассейн от другого. Иногда обрамление подобных бассейнов на относительно небольших отрезках представлено сглаженными докайнозойскими горными сооружениями, слабо выраженными на поверхности.
Вторая группа нефтегазоносных бассейнов объединяет предгорные области прогибания земной коры. Бассейны этой группы ограничиваются, с одной стороны, горным сооружением, с другой - равнинным платформенным склоном, иногда весьма неоднородным и представленным различными по происхождению погребенными геоструктурными элементами.
Третья группа нефтегазоносных бассейнов объединяет все возможные межгорные впадины, разнообразные по их геотектоническому положению, геологическому строению и истории их геологического развития.
Сравнение и сопоставление различных районов по перспективам нефтегазоносности с перенесением опыта, полученного на изученных бурением территориях, в новые районы, возможно только для однотипных бассейнов и их частей, сходных по геологическому строению и истории геологического развития. Так например, совершенно различны условия формирования и распространения скоплений нефти и газа в таких смежных бассейнах, как Среднекаспийский, Южнокаспийский и Северокаспийский. В то же время при оценке перспектив нефтегазоносности и выделении районов, наиболее благоприятных для открытия новых крупных месторождений в Северокаспийском бассейне, вполне оправдано использование закономерностей, изученных в однотипном нефтегазоносном бассейне Мексиканского залива, расположенном даже на другом материке.
При сравнении перспектив однотипных бассейнов надо учитывать упоминавшееся выше основное условие нефтегазонакопления, определяющее наличие мощных регионально нефтегазоносных толщ в разрезах бассейнов или в разрезах отдельных областей, входящих в их состав.
Особенно большое значение сравнительный анализ перспектив различных районов, как элементов нефтегазоносных бассейнов, имеет для поисков богатых по запасам высокопроизводительных месторождений. Опыт поисково-разведочных работ показывает, что залежи таких месторождений связаны с мощными коллекторскими высоконапорными толщами.
Если в слабонапорных коллекторских пластах и пачках нефтегазоносных толщ залежи нефти и газа распространены обычно очень широко и связаны с самыми разнообразными по форме ловушками, то для образования залежей р высоконапорных природных резервуарах требуются особенно хорошо выраженные ловушки. Примером могут служить высокопроизводительные залежи в продуктивной плиоценовой толще Апшеронского полуострова и Западного Туркменистана, в чокракско-караганской толще Новогрозненской и Старогрозненской брахиантиклиналей и в мощной верхнемеловой известняковой толще Ачалукско-Карабулакской и Малгобекско-Вознесенской площадей восточной части северного склона Кавказа.
В равнинных платформенных бассейнах и на платформенных склонах предгорных бассейнов, где резко выраженные ловушки встречаются редко, образование и сохранение крупных залежей в высоконапорных природных резервуарах чаще всего связано с зонами регионального выклинивания или несогласного срезания продуктивных свит вверх по их наклону. Вдоль зон резкого изменения мощностей или несогласного перекрытия коллекторских толщ возможно образование высокопроизводительных залежей самых разнообразных форм. Залежи возникают и сохраняются в подобных условиях в любых слабо выраженных ловушках как антиклинальных, так и моноклинальных. В последних образование залежей может происходить при наличии литологического и стратиграфического экранирования. В связи с выклиниванием толщи девонских песчаников открыты крупнейшие залежи, связанные со сводом грандиозного Ромашкинского поднятия. С мощным водным напором в условиях почти полного отсутствия или очень замедленного движения воды в водонапорных комплексах связаны высокопроизводительные залежи в девонских отложениях Туймазинского и Шкаповского поднятий, и в каменноугольных отложениях Мухановского и ряда других поднятий, расположенных вдоль зоны резкого регионального изменения мощностей коллекторских пород. С зоной выклинивания мощного мелового песчаника на западном склоне свода Себин связана литологически экранированная залежь месторождения Ист-Тексас, являющаяся крупнейшим скоплением нефти в бассейне Мексиканского залива.
Образование многочисленных залежей в ловушках разнообразных форм вдоль зон резкого изменения мощностей коллекторских пород в высоконапорных толщах происходит и в складчатых районах предгорных и межгорных нефтегазоносных бассейнов. Примером подобных скоплений в предгорном бассейне могут служить залежи нефти в палеогеновых отложениях Западнокубанской области Азово-Кубанского бассейна. Примером межгорных бассейнов являются огромные по запасам литологически и стратиграфически экранированные залежи в подкирмакинской и калинской свитах плиоцена на Апшеронском полуострове.
На земном шаре вполне закономерно распространены нефтегазоносные бассейны, однотипные по геологическому строению и истории геологического развития.
Из рассмотрения карты распространения на земном шаре известных и возможных нефтегазоносных бассейнов следует, что крупные области прогибания земной коры образуют однотипные по строению группы, объединяющиеся в крупные нефтегазоносные пояса. Можно выделить пять геотектонических поясов, с которыми связаны нефтегазоносные бассейны (см. рисунок). Три пояса объединяют бассейны, связанные с крупнейшими горными сооружениями земного шара, а два - бассейны, связанные с платформенными, преимущественно равнинными, территориями. Бассейны двух горных поясов окаймляют с запада и востока Тихий океан. Бассейны третьего горного пояса расположены широкой полосой, пересекающей в широтном направлении восточное полушарие. На востоке широтный горный пояс сочленяется с меридиональным западным Тихоокеанским горным поясом. Западное продолжение горного пояса покрыто водами Атлантического океана; возможно, что он сочленяется с восточным Тихоокеанским горным поясом в районе Карибского моря.
К северному платформенному поясу относятся нефтегазоносные бассейны, связанные с Североамериканской платформой, со склонами Балтийского щита, с внеальпийской Западной Европой, с Русской и Сибирской платформами.
Бассейны южного платформенного пояса связаны с крупными областями прогибания Бразильской, Африканской и Австралийской платформ. В составе поясов бассейны группируются по геотектоническому и географическому положению и по их структурно-геоморфологической характеристике.
Из сказанного следует, что все известные залежи нефти и газа, группирующиеся в месторождения и зоны нефтегазонакопления, должны рассматриваться как элементы крупных замкнутых и полузамкнутых областей прогибания земной коры, получивших в последние годы наименование нефтегазоносных бассейнов. Группирование зон нефтегазонакопления в области и районы, являющиеся частями бассейнов, должно решаться исходя из особенностей строения и истории геологического развития каждого бассейна.
Предлагаемое группирование нефтегазоносных бассейнов в качестве элементов геотектонических поясов надо рассматривать как первую попытку выявления закономерностей в их распространении на земном шаре.
МГУ
Рисунок Нефтегазоносные пояса земного шара. Сост. И. О. Брод, 1960 г.
Нефтегазоносные бассейны: 1 - платформенных равнинных впадин; 2 - предгорных впадин; 3- межгорных впадин; 4 - пояса нефтегазоносных бассейнов: I - восточный Тихоокеанский пояс; II - западный Тихоокеанский пояс; III - широтный горный пояс Восточного полушария; IV- северный платформенный пояс; V - южный платформенный пояс.