Области мощного кайнозойского прогибания и осадконакопления чаще всего приурочены к альпийским передовым прогибами межгорным впадинам, впадинам молодых платформ. Осадочный чехол в них сложен в основном песчано-глинистыми отложениями. Такие области характеризуются специфическими термобарическими условиями.

Благодаря большой мощности осадочного чехла, нередко превышающей 10 км, они отличаются пониженными значениями средних геотермических градиентов. Присутствие в разрезе молодых уплотняющихся толщ обусловливает широкое распространение АВПД. Изменение по вертикали как температуры, так и пластовых давлений происходит неравномерно, подчиняясь криволинейным зависимостям.

На основании фактических данных по замерам температуры в скважинах в районах Южно-Каспийской впадины, Предкавказского передового прогиба, впадины Галф-Кост и ряда других районов, построен график распределения температуры по разрезу, в зависимости от глубины залегания складчатого основания ( рис. 1 ). Прямые на графике проведены по средним геотермическим градиентам при глубине залегания складчатого основания 7, 10, 14 и 17 км. Кривые отражают фактическое изменение температуры.

График показывает, что с увеличением глубины залегания складчатого основания величина среднего геотермического градиента уменьшается. При глубине основания 7 км - G=3,3, 10 км - G=2,6, 14 км - G = 2,1 и 17 км - G = 1,6 ºС/100 м. Вследствие этого глубинные срезы характеризуются разными значениями температуры. Например, на глубине 5 км для четырех рассматриваемых случаев температура составляет соответственно 180, 140, 110 и 90 °С. Температурные кривые имеют синусоидальную конфигурацию. На каждой кривой сверху вниз можно выделить три характерных участка, положение которых с глубиной меняется в зависимости от глубины залегания фундамента (или среднего геотермического градиента).

Верхний участок кривых (до глубины 2,5-4 км) отличается крутым наклоном, соответствующим относительно высокому темпу роста температуры, т. е. геотермическому градиенту выше среднего. Такая тенденция изменения температуры свойственна молодым уплотняющимся терригенным толщам. Пока породы еще не потеряли поровую воду, они обладают низкой теплопроводностью.

Второй, близкий к прямолинейному, участок кривых характеризуется снижением геотермического градиента. В зависимости от глубины залегания складчатого основания положение верхней границы этого участка изменяется от 2 до 4 км, а нижней - от 4 до 7 км. Нижняя граница кривых соответствует температуре 130 ºС. Граничные глубины среднего участка кривых, вероятно, отвечают интервалу разреза, где происходит переход смешаннослойных глинистых минералов в гидрослюды. Как было показано И.Ф. Берстом [8], процесс этот заканчивается при температуре 120-130 °С. Н.Б. Вассоевич с соавторами [6] считают, что переход монтмориллонита в гидрослюды начинается при температуре 95 °С и заканчивается при температуре 135 °С. Итак, прямолинейный участок кривых отражает замедление повышения температуры сверху вниз. Это можно объяснить поглощением тепла при реакции трансформации глинистых минералов.

Третий участок кривых отвечает глубинам 4-7 км, где дегидратация глинистых пород завершается, их теплопроводность повышается и геотермический градиент вновь возрастает.

В целом по разрезу амплитуда отклонений в обе стороны кривых фактической температуры от прямых среднего геотермического градиента возрастает с увеличением мощности осадочного чехла.

Зоны генерации нефти и газа сильно растянуты по разрезу. Расположение отдельных зон зависит не только от глубины залегания фундамента, но и от скорости осадконакопления. Влияние этого фактора на темп катагенеза ОВ весьма существенно [1, 5].

Известно, что скорость прогибания и осадконакопления может меняться в широких пределах, от нескольких до сотен метров в 1 млн. лет. Области кайнозойского прогибания, как правило, характеризуются высокими скоростями. Так, во впадине Верхней и Средней Магдалены (Колумбия) и в северной части впадины Галф-Кост максимальная скорость прогибания, в отдельные века неогенового периода достигала 400, в межгорных впадинах Калифорнии - 500, в Предкарпатском прогибе и в Южно-Каспийской впадине - 700 м/млн. лет.

Для выяснения условий генерации нефти и газа на больших глубинах важно установить глубинно-температурную приуроченность главной зоны нефтеобразования (ГЗН). Это сделано с помощью схем эволюции вертикальной генерационной зональности [3]. При построении таких схем использован температурно-временной показатель, выведенный Н.В. Лопатиным [2, 7]. Положение ГЗН показано в таблице и на рис. 1 . Точность глубинно-температурной привязки ГЗН определяется точностью геотермических построений (примерно ±10%) и достоверностью геологических данных.

Возрастание скорости осадконакопления на заключительном этапе кайнозойского прогибания влечет за собой увеличение температуры, температурного интервала и глубины ГЗН. Отсюда можно заключить, что в областях интенсивного кайнозойского прогибания на глубинах более 4 км существующие геотермические условия благоприятны для образования как газообразных, так и жидких УВ.

Изменение пластовых давлений с глубиной, как известно, отражает степень гидродинамической уравновешенности природной водонапорной системы [4]. Степень уравновешенности во многом определяется стадией уплотнения и литификации пород. Последние, в свою очередь, зависят в основном от трех факторов: геостатического, геотермического и хронологического (абсолютное время).

Полностью уравновешенные гидродинамические системы характерны для толщ древних литифицированных пород в областях с завершением осадконакопления в мезозойское, либо в палеозойское время. На этапах осадконакопления в таких областях могли существовать избыточные пластовые давления, но в силу фактора времени они рассредоточились и на современном этапе изменяются с глубиной по прямолинейному гидростатическому закону.

В молодых терригенных толщах гидродинамические системы, как правило, не уравновешены. Изменение пластовых давлений с глубиной описывается кривыми ( рис. 2 ). На кривых выделяется четыре характерных участка. До глубины 2-2,5 км кривые р-Н постепенно отходят от прямой гидростатического давления. На этом этапе погружения происходит интенсивное уплотнение глинистых пород и отжатие флюидов в породы-коллекторы. Взаимосвязь между проницаемыми горизонтами и условия разгрузки остаются еще удовлетворительными. Поэтому превышение фактических пластовых давлений над расчетными гидростатическими относительно невелико (до 10 МПа).

Дальнейшее изменение пластовых давлений с глубиной тесно связано с закономерностью изменения температуры, а эта закономерность, как мы видели, обусловлена глубиной залегания складчатого основания и скоростью осадконакопления. Две кривые на графике отвечают двум случаям: с глубиной основания 10 и 17 км.

На глубинах от 2-2,5 до 3-3,5 км (второй участок кривых) пластовые давления резко возрастают. Отклонения от условного гидростатического давления достигают нескольких десятков мегапаскалей, что означает господство АВПД. Интенсивность уплотнения кайнозойских глинистых пород в этом интервале уже заметно снижается (глубина 3-3,5 км обычно принимается в качестве границы геостатического уплотнения глин). Основная причина широкого развития АВПД .заключается в ухудшении взаимосвязи между водоносными горизонтами.

Третий участок кривых отличается снижением градиента пластовых давлений. Это объясняется прежде всего прекращением отжатия поровых вод. Температурный фактор здесь не играет существенной роли, так как в соответствующем интервале глубин снижается темп роста температуры. Кроме того, в результате реакций трансформации глинистых минералов происходит увеличение пористости глин. Нижняя граница этого участка соответствует температуре 130 °С, при которой завершается дегидратация глин.

Четвертый участок кривых характеризуется вновь резким возрастанием аномалийности пластовых давлений. В условиях крайне затрудненного оттока флюидов, основным фактором формирования АВПД является температурный, действие которого вызвано разницей коэффициентов температурного расширения пластовых флюидов и скелета породы. В зависимости от геотермического градиента глубинный интервал этого участка различен. Так, для впадины Галф-Кост с глубиной залегания фундамента 10-12 км и скоростью осадконакопления 300-400 м/млн. лет верхняя граница четвертого участка отмечается на глубине 4-4,5 км. В Южно-Каспийской впадине с глубиной залегания складчатого основания не менее 17 км и скоростью осадконакопления 500-700 м/млн. лет резкий рост пластовых давлений начинается с глубины 6-7 км.

Таким образом, в областях кайнозойского прогибания благодаря быстрому погружению пород и отсутствию условий для свободной передачи напоров уже на глубинах 2-2,5 км развиты АВПД. Известные здесь периодические прорывы под влиянием активных тектонических движений, грязевой вулканизм и другие явления локального порядка, очевидно, не влияют на степень уравновешенности водонапорной системы в целом.

Сопоставление закономерностей изменения по разрезу температуры и пластовых давлений, с одной стороны, и генерационной вертикальной зональности, с другой - позволяет представить те термобарические условия, в которых происходит формирование сингенетичных залежей нефти и газа на больших глубинах. Возьмем средний случай: глубина залегания складчатого основания 10 км, скорость осадконакопления 200 м/млн. лет. В интервале от 3,4 до 5,8 км располагается ГЗН. Температура 100-160 °С, пластовые давления 70- 100 МПа. Существование ГЗН в этих, достаточно жестких термобарических условиях определяет возможность формирования прежде всего газоконденсатных, а возможно, и нефтяных залежей. Именно такое соотношение залежей наблюдается на глубинах 4-7 км в разрезе миоценовых отложений в пределах внутренней части северного борта впадины Глаф-Кост.

Учитывая нарушенность осадочного чехла в дислоцированных прибортовых зонах кайнозойских впадин, надо предполагать в них широкое развитие вертикальной миграции, сопровождающейся дегазацией недр. В результате верхние части разреза оказываются обогащенными нефтью. Кроме того, следует иметь в виду, что в областях кайнозойского прогибания, в очагах генерации, как правило, господствует эксфильтрационный гидродинамический режим, вызывающий восходящее по пластам движение флюидов. Таким образом, аккумуляция нефти может происходить в прилегающих приподнятых зонах в результате переформирования залежей в процессе латеральной миграции в значительно более мягких термобарических условиях. Однако это не исключает возможности нахождения нефтяных залежей на больших глубинах, вблизи очагов генерации.

1. Лопатин Н.В. Историко-генетический анализ нефтеобразования с использованием модели равномерного непрерывного опускания нефтематеринского пласта. - Изв. АН СССР. Сер. геол., 1976, № 8, с. 93-101.
2. Лопатин Н.В., Бостик Н.К. Геологические факторы катагенеза углей. - В кн.: Природа органического вещества современных и ископаемых осадков. М., 1973, с. 79-90.
3. Некоторые закономерности размещения скоплений углеводородов в нефтегазоносных бассейнах / Л.А. Польстер, Ю.А. Висковский, П.И. Садыков и др. - Труды НИЛзарубежгеологии, вып. 33. М., 1976.
4. О формировании пластовых давлений в недрах нефтегазоносных бассейнов / Ю.А. Висковский, М.Ш. Моделевский, Е.И. Парнов, Л.А. Польстер. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1974, № 8, с. 24-28.
5. Польстер Л.А., Висковский Ю.А., Шереметьев Ю.Ф. Термобарические условия проявления главной фазы нефтеобразования в палеозойских отложениях Балтийской синеклизы. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1976, № 9, с. 19-22.
6. Роль глин в нефтеобразовании / Н.Б. Вассоевич, Ю.К. Бурлин, А.И. Конюхов, Е.Е. Карнюшина. - Сов. геология, 1975, № 3, с. 15-29.
7. Ручнов В.И. О главной фазе нефтеобразования в нижнемеловых отложениях восточной части Западно-Кубанского прогиба и перспективах нефтегазоносности Шапсуго-Апшеронского погребенного поднятия. - В кн.: Материалы научной студенческой конференции. Секция геол., № 9. М., 1973, с. 139-153.
8. Burst I. F. Diagenesis of Gulf-Coast clayly sediments and its relation to petroleum migration. - Bull. Amer. Ass. Petr. Geol., 1969, vol. 53, № 11, p. 73-93.

Таблица

Рис. 1. Глубина и температура границ ГЗН в зависимости от глубины залегания фундамента и скорости накопления осадков.

1 - изменение температуры в соответствии со средним по разрезу геотермическим градиентом; 2-фактическое изменение температуры; 3 - границы ГЗН

Рис. 2. Изменение с глубиной величин пластового давления в областях интенсивного кайнозойского прогибания в зависимости от глубины залегания фундамента