УДК 553.98.061.3

Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере

В.П. ГАВРИЛОВ (МИНГ)

Характерная черта современного развития геологии - формирование нового геологического мышления, основанного не на традиционном понимании всех геологических процессов и явлений через учение о геосинклиналях, а на новом представлении о развитии литосферы через тектонический «круговорот» океан-континент-океан. Согласно этой идее, полный цикл развития литосферы того или иного региона протекает в два этапа: образование океана (океаногенез) и на его месте - континента (континентогенез). Циклы могут повторяться с новым раскрытием океанической структуры в результате деструкции возникшего континента и т. д. Нами было предложено каждый из указанных этапов подразделять на стадии, а те в свою очередь на фазы (В.П. Гаврилов, 1986 г.). Кратко напомним их геологическую сущность. Океаногенез - это процесс дробления и деструкции ранее существовавшей литосферы (обычно континентального типа) вследствие рифтогенеза и формирования новой океанической коры путем спрединга. Этап состоит из двух стадий: предокеанической и собственно океанической. Предокеаническая начинается с возбуждения верхней мантии поднимающимися разогретыми мантийными массами, раскола литосферы с проникновением основных и ультраосновных магм на поверхность (фаза начальной деструкции). Дальнейшее протекание процесса приводит к образованию специфических структур проседания с раздвигом - рифтов. Обычно они складываются в протяженные внутриконтинентальные системы, выраженные в рельефе грабенами, эскарпами, озерными бассейнами, речными долинами (фаза континентального рифта). Собственно океаническая стадия знаменуется раскрытием океана. Вначале это узкие межконтинентальные моря грабенообразного строения (фаза межконтинентального или морского рифта), а в дальнейшем - нормальные океаны с «расползающимся» дном (фаза спрединга). Со временем по определенным причинам (например, истощение внутреннего источника энергии)океанический бассейн приобретает тенденцию к закрытию, и спрединг сменяется процессом субдукции. Первоначально они сосуществуют (фаза частной субдукции), а затем последняя доминирует (фаза полной субдукции). Происходит скучивание вещества, его аккреция. Формируются складчатые сооружения, в пределах которых сравнительно большие мощности осадков зачастую определены не тектоническим прогибанием – компенсированным осадконакоплением, а аккрецией, т.е. тектоническим скучиванием вещества за счет поддвига литосферных плит. Две последние фазы, по нашему мнению, соответствуют собственно геосинклинальному процессу в его традиционном понимании. В фазу полной субдукции происходит закрытие океана и возникновение на его месте континентальной структуры, что говорит о начале нового этапа развития литосферы. Континентогенез выражается в упрочении и наращивании мощности континентальной литосферы. Начальная (эпиокеаническая) стадия этого этапа характеризуется формированием и ростом горноскладчатых сооружений (орогенная фаза). В учении о геосинклиналях она соответствует заключительной стадии развития этих структур. Дальнейшая пенепленизация рельефа и уменьшение тектонической активности недр приводят к вступлению региона в платформенную стадию развития. Применительно к истории древних платформ в качестве начальной фазы этой стадии иногда выделяют фазу кратонизации, за ней следует авлакогенная (доплитная, тафрогенная), далее синеклиз и плитная. В ряде случаев платформа испытывает эпиплатформенную активизацию с образованием глыбовых гор (эпиплатформенная стадия).

Новое толкование цикличности развития литосферы, геологического существа этапов, стадий и фаз, их последовательности позволяет по-иному осмыслить и взаимосвязанные с ними процессы формирования различных полезных ископаемых, прежде всего, нефти и газа. Образование и накопление в залежи УВ традиционно ставилось в зависимость от тектонического режима недр и палеогеографических условий (А.А. Бакиров и др., 1982 г.). Поэтому правильное понимание закономерностей геологического развития того или иного региона позволит составить для него единственно верную модель нефтегазообразования.

Новые подходы к этой проблеме с позиции концепции тектоники литосферных плит нашли отражение как в трудах отечественных (О.Г. Сорохтин, С.А. Ушаков, Е.В. Кучерук, А.А. Ковалев, К.А. Клещев, В.С. Шеин, М.К. Калинко и др.), так и зарубежных (Д. Вуд, Д. Дикинссон, М. Хелбути и др.) ученых. Развиваются эти идеи и нами [2]. Представляется, что процессы нефтегазообразования надо увязывать с выделенными стадиями и фазами полного цикла эволюции литосферы. Каждая из них характеризуется специфическим геодинамическим режимом недр, в значительной степени предопределяющим течение процессов генезиса УВ и формирование их залежей (рис. 1).

Фаза начальной деструкции литосферы протекает, как правило, в наземных условиях. Она выражается в деформации коры с образованием расколов и излиянием лав. Активный магматизм способствует возрастанию теплового потока и стимулирует превращение ОВ, содержащегося в более ранних осадках, в УВ нефтяного ряда. Однако на самой поверхности Земли формирование осадочных пород не происходит, поэтому процессы нефтегазообразования имеют локальное распространение. Более того, прорыв лавовых потоков из недр на поверхность может приводить к разрушению ранее имевшихся залежей УВ.

Фаза континентального рифта характеризуется накоплением сравнительно мощных толщ осадков в условиях высокого прогрева недр. Во внутриконтинентальных рифтовых системах - это озерные, речные, собственно наземные отложения. Содержащаяся в них органика большей частью унифицирована. Процесс нефтегазогенерирования протекает ограниченно и преимущественно с образованием УВ-газов.

Во время фазы межконтинентального морского рифта в межконтинентальных морях увеличиваются площадь и скорость осадконакопления. Эти районы, как правило, характеризуются высокой биопродуктивностью, что приводит к накоплению мощных осадочных толщ, обогащенных ОВ до 5 %. Например, в Суэцком грабене мощность осадочного выполнения составляет 4-5 км, а объем разведанных осадочных пород - 50 тыс. км³. Жесткий температурный режим недр определяет активное течение процессов нефтегазообразования и, как результат этого, высокую нефтегазоносность недр межконтинентальных рифтовых морей. В Суэцком заливе, наиболее изученной части Красного моря, выявлено уже более 70 месторождений нефти, самые крупные из которых Эль-Морган (извлекаемые запасы 205 млн. т), Ромадан (100 млн. т), Белаим-море (75 млн. т) тяготеют к центральной части рифта.

Фаза спрединга предусматривает активное раздвижение океанического дна. Межконтинентальное море трансформируется в океан. Толщи осадков, накопленные в межконтинентальных морях, оказываются разделенными на две части, каждая из которых прилегает к соответствующему берегу растущего океана. По мере «расползания» его берегов в результате спрединга удаляются друг от друга и осадочные толщи, залегающие в виде гигантских линз у самого подножья континентального склона (периокеанические прогибы). Поскольку океанические окраины континентов обладают высокой биопродуктивностью, там будут накапливаться толщи осадочных пород (до 10-15 км и более) с содержанием С_орг до 2-4 %, а в некоторых областях до 16 % (М.К. Калинко, 1977 г.). Наиболее благоприятные условия для аномально высокого накопления органики создаются в зонах апвеллингов. Значительные концентрации ОВ фиксируются также в осадках крупных речных дельт. Как правило, периокеанические прогибы отличаются сравнительно высоким тепловым потоком, стимулирующим активный процесс преобразования ОВ в УВ нефтяного ряда. В качестве доказательства рассмотрим Бомбейский шельф Индии (Д.К. Панде и др., 1984 г.). На рис. 2 отчетливо видно совпадение в пространстве областей с максимальной прогретостью недр и наиболее «зрелым» ОВ. Это свидетельствует о том, что в районах развития высокого теплового потока органика «созревает» в первую очередь, она быстрее трансформируется в УВ. Здесь раньше и активнее, чем в других районах, начинает образовываться и формироваться в залежи нефть. Примечательно, что на Бомбейском шельфе практически все выявленные месторождения нефти и газа находятся в наиболее прогретой части шельфа, ограниченной изолинией геотермического градиента 3,5°С/100 м. А самое крупное нефтяное месторождение этого региона - Бомбей-Хай - находится в пределах максимальных значений - 5-7 °С/100 м. Здесь же зафиксирована и наиболее «зрелая» органика (до 4 усл. ед.).

В то же время в центральных районах спрединговых бассейнов УВ практически не образуются, так как там мощность осадков очень мала, а местами они отсутствуют, как например, в рифтовой долине океанов.

Интенсивность нефтегазообразования существенно возрастает по периферии океана, когда там начинают развиваться процессы поддвига (фаза частной субдукции). Тектоническое скучивание формирует огромные массы осадочных пород, образующих аккреционные призмы. Осадки обогащены ОВ. Так, в современных отложениях Японского желоба содержание ОВ достигает 2 %, а в Перу-Чилийском желобе 11 %. Здесь же наблюдается и повышенный тепловой поток. Причем распределение его в зонах субдукции очень дифференцированно. Если непосредственно над глубоководным желобом он относительно минимален и равен примерно 4,19*10^-2 ВТ/м², то над смежной островной дугой и еще дальше в тыловой части возрастает в 3-5 раз. Благодаря этому прогреваются недра и создаются благоприятные условия для преобразования ОВ в УВ. Причем наиболее крупные месторождения, так же как и на пассивных континентальных окраинах, приурочены к областям максимального прогрева. Это доказывается, в частности, распределением месторождений нефти и газа и температурными особенностями недр Индонезийской нефтегазоносной провинции. Вдоль Суматры и Явы протягивается Яванский глубоководный желоб, а сами острова являются аккреционными призмами сравнительно недалекого прошлого. На рис. 3 отчетливо видно, что в зоне глубоководного желоба геотермический градиент наименьший - 1,36 °С/100 м. Однако в пределах островов он уже достигает 3,43 °С/100 м, несколько снижаясь в тыловых морях - 2,5 °С/100 м. Практически все выявленные в этом регионе нефтяные месторождения находятся в пределах геотермического градиента 2 °С/100 м, а наиболее крупные - Минас (начальные извлекаемые запасы более 900 млн. т) и Дури (275 млн. т) - в зоне максимального геотермического градиента (более 3 °С/100 м), т. е. наиболее высокого прогрева недр.

В фазу полной субдукции, когда океанический бассейн «схлопывается», активизация процессов нефтегазообразования достигает, по-видимому, своего апогея. В зонах поддвига они протекают по предложенной О.Г. Сорохтиным схеме (1979 г.). Основным фактором образования нефти является возгонка и термолиз биогенных веществ, втянутых вместе с океаническими осадками в зону субдукции, где происходит поддвиг океанической коры под континентальную. По данным О.Г. Сорохтина, в области прогрева с температурами 100-400 °С осадки могут пребывать в зоне субдукции около 1-2 млн. лет. При дегидратации вещества океанической коры выделяющиеся горячие флюиды с температурой до 400 °С и давлением более 20 МПа на пути своего движения из области больших давлений в область меньших будут выжимать, растворять и выносить капельножидкую нефть. Наиболее благоприятная ситуация для образования УВ складывается и при процессах надвигания коры (обдукции) на пассивную окраину континентов, в основании которой имеется мощная осадочная толща (периокеанические прогибы).

После закрытия океана литосфера испытывает континентальный этап развития, первой фазой которого является орогенная. Геодинамический режим горообразования влечет за собой разрушение имевшихся скоплений нефти и газа. Нефтегазообразование сменяется нефтегазоразрушением. Лишь в отдельных межгорных впадинах сохраняются благоприятные условия для формирования залежей и их консервации. Это происходит в тех случаях, когда в основании межгорной впадины имеется жесткая плита (осколок более древней платформы), которая и препятствует активному смятию пластичных пород осадочного чехла, сохраняя тем самым имеющиеся в них залежи нефти и газа. В некоторых межгорных впадинах мощность чехла измеряется многими километрами (10-15 км), сравнительно высокая прогретость недр обеспечивает активное течение процессов нефтегазообразования. Этим объясняются значительные запасы УВ, содержащиеся порой в межгорных впадинах (например, в Маракаибской, Паннонской, Южно-Каспийской).

В период орогенной фазы так же как и во время фазы полной субдукции, часть УВ вытесняется в прилегающие области континентов (платформ). Мощным фактором их выноса являются АВПД, а также горячие флюиды, прежде всего, перегретая вода, которая в таком состоянии способна растворять УВ.

Платформенная стадия континентального этапа (фазы синеклиз и плитная) предусматривает прогибание коры с образованием обширных депрессий (синеклиз), где чехол достигает порой мощности 10-12 км, обычно не превышая 5 км. Однако недра платформ характеризуются уменьшением теплового потока, что снижает прогретость осадочного чехла. Процессы «созревания» ОВ идут сравнительно медленно, вяло. Осадки, как правило, не реализуют свои нефтегазоматеринские возможности. Для того, чтобы активизировались процессы нефтегазообразования необходимо осадочным породам погрузиться на глубины 2,5-3 км, т. е. попасть, по Н.Б. Вассоевичу, в ГЗН. Сравнительно высокие значения теплового потока сохраняются в пределах надрифтовых синеклиз, где относительно высокая прогретость недр продолжает стимулировать образование нефти и газа.

Как видим, каждая фаза геодинамического цикла развития литосферы характеризуется своим специфическим режимом нефтегазообразования, отличающимся интенсивностью созревания органики и трансформации ее в УВ. На рис. 1 интенсивность этого процесса показана качественно - густотой штриховки по внутреннему кругу. Наиболее активно он протекает во время закрытия океанов. Поскольку для этой стадии характерно столкновение литосферных плит, то нефтегазообразование и происходит по их периферическим частям. Этим объясняются, по нашему мнению, сравнительно большие по запасам скоплений УВ по платформенным окраинам и в пределах передовых прогибов.

Образование нефти активизируется и в условиях рифтов, особенно межконтинентального морского типа. Значительные по запасам концентрации УВ известны во внутриплатформенных рифтах (надрифтовых синеклизах) и вдоль рифтогенных пассивных окраин континентов. Однако по своему значению они уступают платформенным окраинам. Изложенное позволяет сделать важный вывод о том, что процессы нефтегазообразования и накопления в земной коре определяются не только благоприятной геохимической обстановкой осадконакопления, скоростью седиментации, наличием коллекторов и покрышек и другими факторами, традиционно считающимися главными при генезисе нефти, но и еще одним, может быть даже самым важным - геодинамическим режимом недр. Предлагаемая геодинамическая модель нефтегазообразования органично вписывается в логику глобальных геологических событий, основанных на теории тектоники плит, что делает ее более жизненной и предпочтительной по сравнению с традиционным пониманием тектонического контроля за генезисом нефти, основанным только на вертикалистских представлениях.

Согласно предлагаемой модели нефтегазоносные регионы формируются под влиянием трех основных геодинамических режимов: субдукционного, рифтогенного и депрессионного.

Субдукционный режим возникает в зонах субдукций по окраинам океанов, где образуется своеобразная ассоциация из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного морского бассейна или же глубоководного желоба, аккреционной призмы и края континента. Во всех случаях максимальная прогретость недр характерна для тыловой части субдукционной зоны.

Рифтогенный режим присущ внутри- или окраинноконтинентальным системам рифтов. В современной структуре земной коры - это чаще всего внутриплатформенные рифты, которым соответствуют по верхним секциям чехла крупные надрифтовые впадины, прогибы или синеклизы, или же окраинные односторонние рифты, расположенные по периферии континентов атлантического типа. Рифтогенный режим также предусматривает относительно высокую прогретость недр.

Депрессионный режим характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин, возможно, и для некоторых межгорных. По сравнению с первыми двумя режимами он отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более «вялым» течением процессов нефтегазообразования. При этом исходные осадки должны были погрузиться на глубины 2,5-3 км, т. е. попасть в наиболее благоприятные термобарические условия (ГЗН, по Н.Б. Вассоевичу).

С изложенных позиций территории и акватории нужно объединить в пояса нефтегазообразования, в основу классификации которых положить геодинамический режим недр.

Под таким поясом понимается ассоциация нефтегазоносных провинций (бассейнов) или областей, связанных с близрасположенными, родственными во времени и пространстве крупными тектоническими элементами земной коры, в пределах которых образование и накопление нефти и газа длительное время протекало под влиянием определенного геодинамического режима недр (рис. 4).

Субдукционные пояса нефтегазонакопления располагаются по окраинам современных платформ, в прошлом это были зоны субдукций. В современном тектоническом плане им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные платформенные склоны. К таким поясам относятся Предуральский, Предаппалачский, Пред-кордильерский, Предверхоянский, Африкано-Индийский и Предандийский пояса. В настоящее время они располагаются на континентах, но в период образования нефти и газа и первичного накопления их в залежи представляли собой океанические субдукционные зоны - места столкновения литосферных плит прошлого.

По особенностям своего строения и времени образования субдукционные пояса могут относиться к разным типам. Самые старые из них - палеозойские - сформировались в результате деятельности субдукционных зон, располагавшихся по окраине древних платформ. К ним относятся Предуральский (см. рис. 4, II) и Предаппалачский (II^a). Основные нефтегазоносные комплексы в их пределах имеют палеозойский возраст.

В мезозойскую эру сформировались еще два крупных субдукционных пояса: Предкордильерский (I) и Предверхоянский (III). Основные продуктивные горизонты в них приурочены к мезозойским отложениям (преимущественно юра и мел), а сами они опять-таки вытянуты вдоль окраины древних платформ, включая в свой состав и передовые прогибы.

Кайнозойская эра характеризуется продолжением развития субдукционных процессов. Возникают мощнейшие пояса нефтегазонакопления субдукционного типа, опоясывающие южные материки Гондванской группы - Предандийский (V) и Африкано-Индийский (IV). Продуктивные горизонты там приурочены в основном к кайнозойским и мезозойским комплексам, выявлены крупные залежи нефти и газа и в палеозойских отложениях.

Для перечисленных поясов характерна одна общая черта - все они располагаются в пределах платформ, занимая ее окраину, т. е. развитие литосферы в данный момент находится на платформенной стадии.

Другой тип субдукционных поясов отличается тем, что приурочен к современным горноскладчатым областям, где литосфера находится на орогенной стадии развития - это Альпийский пояс (XVI). Нефтегазонакопление в его пределах происходит в межгорных впадинах, и полностью еще не завершилось. Продуктивные горизонты приурочены к мезозойским и кайнозойским отложениям. Формирование пояса началось с кайнозойской эры и продолжается до наших дней.

Наконец, третий тип субдукционных поясов располагается по окраинам Тихого океана и отличается активными современными процессами субдукции. В геологии подобные области коры рассматривают как геосинклинали. Литосфера переживает здесь заключительную фазу океанической стадии развития. Это Западно-Американский (XVII) и Восточно-Азиатский (XVIII) пояса. Формирование их началось в кайнозойскую эру, может быть частично и в мезозойскую, но активно продолжается и в настоящее время. Субдукционные процессы обеспечивают сгружение здесь огромного количества осадков и ОВ. Высокий прогрев недр стимулирует бурное современное течение процессов нефтегазообразования, которые еще далеки от завершения. В пределах поясов на современном этапе происходит генерация УВ, которые большей частью находятся в рассеянном виде и лишь в некоторых регионах уже сформировались залежи (например, Индонезийский регион).

Рифтогенные пояса протягиваются либо по окраинам современных материков (окраиннорифтогенные), либо располагаются внутри них (внутреннерифтогенные). Они отличаются друг от друга не только положением относительно континентальных масс, но и временем своего развития. Заложение их происходило более или менее одновременно - в начале мезозойской эры, но дальнейшее развитие шло различным путем.

Самые ранние рифты не преобразовались в океаны, и в современной структуре земной коры представлены внутриконтинентальными системами. Они-то и сформировали внутреннерифтогенные пояса нефтегазонакопления, выраженные в современной структуре континентов крупными надрифтовыми синеклизами: Североморский (XI), Западно-Сибирский (XII), Свердрупский (XIII). Геологическое развитие их происходило главным образом в триасе, юре и раннем Мелу. Именно с этими комплексами здесь связаны основные продуктивные горизонты.

Остальные рифтовые системы земного шара, возникшие в начале мезозойской эры, как правило, переродились в океанические бассейны. В юрское время раскрылась Северная Атлантика, частично Индийский океан, в раннемеловое - Южная Атлантика и остальная часть Индийского океана. Внутриконтинентальные системы оказались разобщены и удалены друг от друга. В современной структуре земной коры они существуют в виде окраинноконтинентальных систем односторонних рифтов, расположенных вдоль пассивных окраин континентов. С ними связаны окраиннорифтогенные пояса: Восточно-Североамериканский (VI), Западно-Европейский (VIII^a), Восточно-Южноамериканский (VII), Западно-Африканский (VIII), Восточно-Африканский (IX), Западно-Индийский (IХ^а), Восточно-Индийский (X), Западно-Австралийский (Х^а). На рис. 4 видно, что все окраиннорифтогенные пояса имеют фрагментарный характер, неравномерную площадь как результат фрагментарности, отделены друг от друга океаном или его частью. В их пределах нефтегазоносны отложения, формирование которых происходило одновременно с развитием рифтов.

Перечисленные пояса рифтогенного типа имеют сравнительно длительную историю развития 150-200 млн. лет. Наряду с ними существует совсем молодой рифтогенный пояс - Красноморский (XIX), где активное нефтегазообразование и накопление протекают в течение последних 5-7 млн. лет. Формирование его связано с раскрытием рифта Красного моря и в настоящее время он считается пока внутреннерифтогенным.

Выявлена интересная закономерность - основные залежи УВ в пределах поясов нефтегазонакопления как субдукционного, так и рифтогенного типа в основном связаны с отложениями, формирование которых во времени корреспондируется с развитием соответственно субдукционных или рифтогенных процессов.

Депрессионные пояса нефтегазонакопления можно выделить в настоящее время во внутренних областях некоторых континентов. Например, на Северо-Американском континенте - Центрально – Североамериканский (XIV); в Азии - Центрально-Китайский (XVI^a); в Африке - предполагаемый Центрально-Африканский(XV). Созревание органики в пределах депрессионных поясов полностью зависело от времени попадания потенциальной нефтегазоматеринской толщи в ГЗН, что определялось глубиной погружения исходного пласта. В связи с чем начало процесса нефтегазообразования затягивается, а сам он протекает сравнительно медленно.

Если оценить ориентировочно масштабы генерации УВ, происходившей в трех основных типах поясов нефтегазонакопления, то на первое место следует поставить субдукционные (80-85 %), на второе - рифтогенные (15- 20%) и на третье - депрессионные (первые проценты).

Предложенная модель нефтегазообразования не бесспорна и требует дальнейшего совершенствования, но в практике нефтегазовой геологии актуальна, перспективна и заслуживает пристального внимания специалистов.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиева Е.Р., Кучерук Е.В. Оценка ресурсов нефти и газа акваторий геолого-геофизическими и эволюционно-геодинамическими методами. Итоги науки и техники. Месторождения горных полезных ископаемых.- М.: ВИНИТИ.- 1987.- Т. 15.

2. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника.- М.: Недра.- 1986.

3. Максимов С.П., Шеин В.С. Тектоника литосферных плит - геофизическая основа научного прогноза в геологии нефти и газа // Геология нефти и газа.- 1986.- № 9.- С. 1-9.

4. Клещев К.А. Геодинамика нефтегазоносных бассейнов.- М.: ВНИИОНГ- 1986.- Вып. 12.

Рис. 1. Диаграмма полного цикла развития литосферы

Рис. 2. Схема нефтегазоносности Бомбейского шельфа (по Д.К. Панде и др., 1984 г.):

1 - изолинии геотермических градиентов, °С/100 м; 2- градиенты зрелости ОВ в комплексах; 3 - месторождения нефти; 4 - месторождения газа

Рис. 3. Схема расположения месторождений Индонезийской нефтегазоносной провинции:

1 - центральная часть Яванского глубоководного желоба; 2 - изолинии равных геотермических градиентов, °С/м; 3 - замеренные геотермические градиенты, °С/м (по данным журнала «Oil and Gas»); 4 - месторождения УВ

Рис. 4. Схема размещения основных поясов нефтегазонакопления земного шара (I-XIX).

Пояса: 1-3 - субдукционного типа, 4-6 - рифтогенного. 7 - депрессионного; 8 возможные границы поясов; 9 – регионы с невыясненной нефтегазоносностью