Пространственные закономерности распространения залежей нефти и газа
А. А. Борисов
Залежи нефти и газа встречаются в платформенных и складчатых областях во всех основных типах структур первого порядка, когда присутствуют неметаморфизированные и относительно слабо дислоцированные осадочные отложений. Даже при мощности осадочного чехла около 1,5 км известны крупные и крупнейшие месторождения (Ромашкинское, Газлинское и др). Следовательно, территория Советского Союза характеризующаяся мощностью осадочных отложений 1,0-1,5 км и более, может рассматриваться как перспективная, но в действительности не все области этой территории нефтеносны или газоносны. Например, до сих пор не известны залежи нефти и газа в центрально-западных районах Русской платформы, в южной и юго-западной частях Западно-Сибирской плиты и т. д.
Нефтеносность и газоносность связаны с многими различными геологическими факторами, например, с гидрогеологическими и геохимическими условиями, наличием коллекторских толщ и непроницаемых покрышек, характером ловушек, общими тектоническими условиями и т. д.
При сопоставлении особенностей тектонического строения крупных регионов и распространения в них месторождений нефти и газа выясняется, что последние располагаются в самых различных структурных условиях. Так, крупные и крупнейшие месторождения нефти и газа приурочены к сводам (Татарский и Центрально-Каракумский), к моноклинальным ступенчатым склонам платформенных структур первого порядка (Саратовско-Сталинградская и Бухаро-Хивинская зоны), к платформенным впадинам различной формы и генезиса (Северо-Каспийская и Днепровско-Донецкая), к окраинным моноклинальным склонам платформ (Северное Предкавказье), к передовым прогибам и, в частности, к их внутренним зонам (Предкарпатский и Предкавказский), к периклинальным впадинам альпийских складчатых сооружений (Апшероно-Куринская и Западно-Туркменская депрессии), к межгорным впадинам разновозрастных складчатых сооружений (Ферганская и Таджикская). Даже в пределах нефтегазоносного региона залежи в комплексах одного возраста располагаются в неодинаковых структурных условиях. Например, девонские и каменноугольные залежи нефти и газа Волго-Уральского региона приурочены к вершинам сводов или к их крыльям, а также к моноклиналям и депрессиям (см. рисунок). В то же время аналогичные структурные элементы (Татарский и Токмовский своды) и даже их части могут коренным образом отличаться друг от друга по условиям нефтегазоносности. Действительно, к южной вершине Татарского свода приурочено крупнейшее Ромашкинское месторождение, тогда как нефтеносность северной вершины свода пока не доказана. Н.А. Еременко и С.П. Максимов также приходят к выводу, что «на платформе... распределение зон нефтегазонакопления лишь в самых общих чертах следует за конфигурацией крупных структурных элементов, преимущественно впадин» [2].
Нефтяные и газовые залежи в девонских и каменноугольных отложениях Волго-Уральского региона располагаются почти непрерывной полосой, протягивающейся на 2000 км (при ширине 50-70 км на концах и до 200-250 км в центральной части - западная Башкирия - восточная Татария) из районов юго-восточного склона Тимана через поднятия Пермского Приуралья, Башкирский свод, Бирскую депрессию, восточный склон, южную вершину и южный склон Татарского свода, восточную зону Жигулевского свода и Сталинградско-Саратовскую Приволжскую моноклиналь. В этой полосе месторождений наблюдается лишь один большой перерыв (около 450 км) между Пермской и Тиманской группами поднятий и сравнительно небольшой в Куйбышевско-Саратовском Заволжье. Указанная выше полоса нефтяных и газовых месторождений образует региональный пояс нефтегазоносности, в котором залежи нефти и газа распределяются закономерно: залежи газа только по его концам (Сталинградско-Саратовский и Ухто-Печорский районы), а залежи нефти в средней части и по концам.
Волго-Уральский девонско-каменноугольный нефтегазоносный пояс охватывает своды, их склоны, межсводовые впадины, а иногда почти по нормали пересекает структуры, например южную вершину Татарского свода. Пояс нефтегазоносности по положению не соответствует современным структурным элементам первого порядка, т. е. современному тектоническому рельефу поверхности фундамента и региональным структурным формам в девонских и каменноугольных отложениях. По-видимому, это объясняется тем, что современный структурный план чехла не соответствует структурному плану, существовавшему в момент формирования этих комплексов и образования в них залежей нефти и газа, или тем, что распространение залежей связано с иными структурными факторами.
В последнее время Ю.Н. Годин и другие исследователи высказывают предположение о связи залежей нефти и газа с полосами и зонами глубинных разломов. Однако, если и согласиться с этой точкой зрения, то никак нельзя сделать обратного вывода, т.е. считать, что ко всем зонам глубинных разломов, даже при наличии мощного осадочного чехла, приурочены залежи нефти или газа. Но разломы должны учитываться, хотя бы потому, что с ними обычно связаны наиболее отчетливые элементы второго порядка с благоприятными ловушками (локальные положительные структуры, дизъюнктивные нарушения и т. д.).
История тектонического развития Волго-Уральского региона (после завершения геосинклинальной стадии и консолидации фундамента) делится на три основных этапа: доживетский, девонско-каменноугольный и пермско- мезо-кайнозойской. Последний, по-видимому, разделяется на пермо-триасовый и юрско-кайнозойский подэтапы.
Основные нефтяные и газовые месторождения связаны с отложениями среднего и верхнего девона, нижнего и частично среднего карбона, т.е. с образованиями среднего из перечисленных этапов. Существенные отличия доживетского структурного плана от девонско-каменноугольного известны: доживетские отложения распространены спорадически и в основном заполняют тектонические депрессии в рельефе фундамента, причем они нивелируют блоково-глыбовую структуру фундамента. В противоположность этому покрывающие отложения распространены повсеместно и залегают или непосредственно на фундаменте или на доживетских образованиях, сохранившихся от размыва.
Девонско-каменноугольный комплекс начинается терригенными слоями, но большая часть его разреза представлена карбонатными отложениями с подчиненными пачками терригенных пород. Он образует пологие типично платформенные структуры (своды, валы, прогибы и локальные поднятия), резко отличающиеся от структур грабенообразных депрессий, выполненных доживетскими образованиями промежуточного структурного этажа.
Различие структурных планов девонско-каменноугольных и более молодых отложений менее резкое, хотя тоже значительное. Так, в пределах Волго- Уральского региона девонско-каменноугольные отложения слагают обширные своды и впадины, а пермские, как это отметил еще Н.С. Шатский [4], в общем характеризуются моноклинальными формами залегания - последовательной сменой с востока на запад (от подножий Урала до Волги) древних отложений более молодыми. По-разному на этой территории изменяются и мощности девонско-каменноугольных и пермских отложений: для первых менее значительно и относительно плавно (от 1500 до 2000-3000 м), а для вторых - резко, от нескольких сот метров до нескольких километров. Литологический состав девонских и каменноугольных отложений хорошо выдерживается на всей этой территории, а пермских существенно меняется.
Все это позволяет считать девонско-каменноугольный цикл развития единым и отличающимся как от предшествующего (доживетского), так и от последующего (пермо-триасового и моложе) цикла. При более детальном анализе следует подразделить девонско-каменноугольный цикл на несколько подциклов, однако сходные закономерности в пространственном распространении приуроченных к ним залежей нефти и газа позволяют рассматривать девонско-каменноугольный цикл в целом.
Девонские и каменноугольные отложения в западных и центральных районах Русской плиты выходят на поверхность или залегают под трансгрессивно перекрывающими их мезозойскими отложениями и частично размыты. Восточнее каменноугольные отложения согласно перекрываются пермскими. В зоне выходов на поверхность (от границы распространения до погружения под пермские отложения) суммарная мощность девонских и каменноугольных отложений меняется сравнительно быстро, что связано с их срезанием, и примерно вдоль границы распространения пермских отложений равна 1000 м и более. Дальнейшее изменение мощности этих отложений (под покровом пермских отложений), т.е. примерно с изопахиты 1000 м и до изопахиты 1500 м, характеризует ее внутреннее нарастание и происходит медленно, но далее к передовому Уральскому прогибу и к Северо-Каспийской впадине мощность быстро нарастает (см. рисунок).
Градиент нарастания суммарной мощности девонских и каменноугольных отложений резко изменяется за изопахитой 1500 м, т. е. примерно вдоль линии северо-восточного простирания, которая прослеживается от Сталинградско-Саратовского Поволжья, через восточную Татарию, западную и северную Башкирию в Пермское Приуралье. Здесь направление этой линии меняется на северо-западное, и она достигает Ухто-Печорского района.
Сопоставление положений Волго-Уральского пояса нефтегазоносности девонских и каменноугольных отложений и вышеописанной линии резкого изменения градиентов нарастания суммарной мощности этих отложений свидетельствует об их совпадении. Действительно, все залежи в девонских и каменноугольных отложениях располагаются на краю зоны больших градиентов изменений мощностей, вдоль ее границы с областью, где мощность изменяется очень медленно. Граница изменения градиентов нарастания мощностей девонско-каменноугольного комплекса является примерной западной границей распространения залежей нефти и газа в этих отложениях.
Выше отмечалось, что пояс девонско-каменноугольной нефтегазоносности прерывается примерно между Пермью и Ухто-Печорским регионом. На указанном отрезке граница изменения градиента нарастания мощностей наиболее приближена к Уралу и лежит в зоне его передового прогиба. Хотя девонские и каменноугольные отложения здесь частично погребены под мощными пермскими толщами и залегают очень глубоко, этот отрезок полосы изменения градиента нарастания мощностей (или часть его) высокоперспективен и подлежит детальному изучению.
Другой, менее значительный разрыв цепочки нефтегазоносных площадей наблюдается на левом берегу Волги в Куйбышевском Заволжье (примерно между Куйбышевым и Саратовым). Наконец, не доказана газонефтеносность самого южного отрезка полосы резкого изменения градиента нарастания мощностей (южнее Сталинграда). На основании региональной нефтегазоносности описанной полосы все три ее отрезка, в пределах которых месторождения еще не выявлены, следует считать первоочередными объектами для постановки поисково-разведочных работ.
М.М. Чарыгин и Ю.М. Васильев [3] показали, что в Эмбенской области залежи нефти в юрских, неокомских и аптских отложениях располагаются в зонах (полосах) интенсивного изменения мощностей соответствующих перечисленных выше толщ. Эти исследователи считают, что «установленная взаимосвязь между изопахитами и степенью нефтенасыщенности позволяет использовать метод структурно-фациального анализа как один из важных поисковых методов на нефть и газ». На связь зон нефтегазонакопления с участками резких изменений мощностей указывает также И.О. Брод [1]. Однако эта закономерность обычно рассматривается лишь в относительно узком плане и преимущественно на основе анализа мощностей непосредственно нефтегазоносных свит (пачек).
В.В. Белоусов в ряде работ показал, что закономерности изменения мощностей в общем выдерживаются для стратиграфически больших комплексов - для тектонического цикла. В связи с этим рассмотренное суммарное изменение мощностей девонских и каменноугольных отложений в целом отображает пространственные закономерности размещения нефтегазоносности отдельных свит (пачек).
Выводы о связи поясов нефтегазоносности стратиграфических комплексов с закономерностями изменения их мощностей могут широко использоваться при оценке перспектив нефтегазоносности обширных территорий и для выделения в них наиболее перспективных зон. При этом особое значение имеет соответствие закономерностей пространственного размещения залежей нефти и газа закономерностям изменения градиента нарастания мощностей относительно мощных крупных стратиграфических комплексов. Действительно, при региональных исследованиях, особенно геофизических, могут быть выяснены закономерности изменения мощностей только крупных литолого-стратиграфических комплексов, тогда как изменение мощностей мелких литолого-стратиграфических единиц выявляется лишь на основании более детальных, преимущественно разведочных работ.
Описанную выше закономерность необходимо проверить на данных по западным районам Средней Азии, Предкавказья и др.
ЛИТЕРАТУРА
1. Брод И.О. Современные взгляды на формирование и закономерности в распространении скоплений нефти и газа. «Геология нефти и газа», 1960, № 11.
2. Еременко Н.А. и Максимов С.П. Особенности размещения скоплений нефти и газа в предгорных прогибах и примыкающих к ним погруженных частях платформ. «Геология нефти и газа», 1960, № 6.
3. Чарыгин М.М. и Васильев Ю.М. Поиски нефти в Эмбенской области на основе анализа фаций и мощностей. «Геология нефти и газа», 1958, № 9.
4. Шатский Н.С. Очерки тектоники Волго-Уральской области и смежной части Западного Урала. Нов. сер., вып. 2 (6), Изд. МОИП, 1945.
ВНИИГеофизика
Рисунок Схематическая карта рельефа докембрия, суммарной мощности и нефтегазоносности девона и карбона. (Сост. А.А. Борисов и Н.П. Лопатина).
1 - изогипсы поверхности докембрия; 2-изолинии и градации суммарной мощности девона и карбона (а- < 1500 м; б - от 1500 до 2000 м и в- > 2000 м); 3 - палеозойские складчатые образования на поверхности; 4 - залежи нефти и газа в девоне и карбоне.