| К оглавлению журнала | |
|
УДК 553.98.061.15 |
Б.Ф. ДЬЯКОВ (ВНИГРИ) |
Нефтегазоносные бассейны как ловушки нефти и газа
Сейчас известно около 500 НГБ и большинство исследователей рассматривают их не только как нефтегазоносные, но и как нефтегазопроизводящие. На этой основе строятся их систематика и классификация; определяются нефтегенерационный потенциал и всевозможные коэффициенты (генерации, миграции, потерь, аккумуляции и др.); исследуются вопросы и даются заключения о вторичной миграции нефти и газа (время, пути, дальность и пр.), о формировании месторождений; производится подсчет прогнозных запасов; осуществляется нефтегеологическое районирование территорий и акваторий; выделяются первоочередные направления поисков нефти и газа и т. д. А правильно ли это?
Обратимся к конкретным геологическим материалам.
Все НГБ нами подразделяются на пять групп.
К первой мы относим весьма разнообразные по своему индивидуальному характеру НГБ, генетически и пространственно связанные с глобальными гетерогенными поясами и ареалами прогибания земной коры, под которыми мы понимаем рифтоген-геосинклинали и прилегающие к ним склоны платформ, образующие вместе гигантские седиментационные бассейны. Ныне это горно-складчатые системы, такие как Кордильеры, Анды, Аппалачи, Урал, Верхоянский хребет и другие и прилегающие к ним склоны платформ. Наиболее ясно они проявляются в Северной Америке.
Западно-Канадский НГБ занимает всю канадскую часть западного склона Северо-Американской платформы от Монтаны на юге до Аляски на севере и от Канадского щита на востоке до Кордильер на западе. Его площадь достигает около 1 млн. км2. НГБ сложен в основном палеозойскими и мезозойскими породами. Кайнозойские отложения развиты лишь в Предкордильерском передовом прогибе. Суммарная мощность всех отложений Западно-Канадского НГБ изменяется от 0 на востоке (у Канадского щита), до 3–4 км на западе (у Кордильер). На протяжении всего времени своего развития Западно-Канадский НГБ был естественной частью западного склона Северо-Американской платформы, тесно связанным с Кордильерской геосинклиналью. Его обособление произошло лишь в ларамийское время, с образованием горно-складчатой системы Кордильер. Так что выделять и определять Западно-Канадский НГБ как автономный фанерозойский структурно-седиментационный бассейн – неверно.
В его пределах, между поднятиями Пис-Ривер и Сунграсс выделяется Альбертская гомоклиналь площадью около 700 тыс. км2, в вершине которой на р. Атабаска располагается уникальное скопление тяжелой нефти, запасы которой достигают свыше 100 млрд. т.
Атабаскский район представляет собой плоскую, неглубокую, эрозионно-тектоническую впадину площадью около 60 тыс. км2, сложенную дислоцированным девонским комплексом, несогласно перекрывающими его нижнемеловыми отложениями, к которым и приурочено скопление тяжелой нефти. Очевидно, что нефть здесь находится во вторичном залегании. О ее природе между сторонниками органического и неорганического происхождения нефти и газа в свое время происходила острая дискуссия [7]. При этом надо признать, что H.А. Кудрявцев был прав, отвергая представление своих оппонентов будто бы нефть Атабаски и всей гомоклинали Альберты произошла из OB нефтематеринских пород последней. И дело здесь не только и не столько в недостатке нефтегазогенерационного потенциала, на что указывал H.А. Кудрявцев, а в том, что для его реализации главным в регионе нефтематеринским породам верхнего девона потребовалось бы порядка 300–350 млн. лет после их образования [2]. За это время регион и его нефтепроизводящие породы испытали воздействие целого ряда тектонических фаз и между ними крупных эрозионных циклов, с размывом осадочного чехла, местами до фундамента. В этих условиях нефтепроизводящие породы все более уплотнялись и деформировались, местами они были полностью размыты, так что генерация ими нефти должна была периодически прерываться и вновь возобновляться, в то время как пути ее миграции должны были оставаться неизменными, дабы могли образоваться столь богатые ее скопления.
Следует также учесть, что генерация нефти и ее эмиграция из нефтематеринских пород происходит не сразу, целиком, а порциями, частями различного состава [3], так что при большой растянутости нефтегазообразования на древних платформах эти порции нефти где-то должны собраться, стать нефтью и, наконец, образовать месторождения.
Это и не позволяет признать, что нефть Западно-Канадского НГБ образовалась in situ. Остается заключить, что ее родиной является Кордильерская геосинклиналь, откуда по мере своего образования (притом быстрого) она мигрировала на прилегающую платформу – территорию Западно-Канадского НГБ, который с закрытием геосинклинали оказался гигантской ловушкой нефти.
Уиллистонский НГБ площадью около 900 тыс. км2 в современном тектоническом плане выступает как внутриплатформенная впадина, выполненная палеозойскими и мезозойскими отложениями общей мощностью 3 км. Нефтегазоносность этой впадины связана, как и Альбертской гомоклинали, с палеозойскими и мезозойскими образованиями. До возникновения системы Кордильер она была гомоклиналью, тесно связанной с гомоклиналью Альберты [9] и опускающейся на запад в Кордильерскую геосинклиналь.
Уиллистонскую впадину мы рассматриваем не как автономный внутриплатформенный нефтепроизводящий бассейн, а как ловушку нефти и газа, мигрировавших в палеозое и мезозое из Кордильерской геосинклинали.
Весьма интересными в этом отношении являются расположенные непосредственно к югу от Уиллистонской впадины предгорные и межгорные орогенические прогибы и впадины Южных Скалистых гор: Биг-Хорн (30 тыс. км2), Уинд-Ривер (20 тыс. км2), Грин-Ривер (67 тыс. км2) и др. В нашем представлении образование происходило не путем индивидуального прогибания, а вследствие неотектонических, ларамийских блоковых поднятий фундамента краевой зоны Северо-Американской платформы, причем к этому моменту палеозой-мезозойские отложения уже были нефтегазоносными. Источником нефти и газа, как и ранее описанных НГБ, является Кордильерская геосинклиналь. Таким образом, каждый из этих прогибов представляет собой не автономный нефтегазопроизводящий бассейн, а своеобразную ловушку нефти и газа.
То, что родиной основной массы нефти и газа всех западных Северо-Американских НГБ является Кордильерская геосинклиналь, подтверждают и недавно открытые месторождения под надвигами Скалистых гор (в перикратонной зоне платформы или миогеосинклинальной зоне Кордильер).
Многие исследователи представляют юго-восточные краеплатформенные, пригеосинклинальные НГБ Северо-Американской платформы (Предаппалачский и Предуачитский краевые прогибы и примыкающие к ним Мичиганскую и Иллинойскую впадины), в виде отдельных самостоятельных нефтегазоносных и нефтепроизводящих бассейнов. Мы придерживаемся другой точки зрения.
Рассматриваемая часть платформы в палеозое примыкала на востоке к Аппалач-ской, а на юге к Уачитской рифтоген-геосинклиналям. По крайней мере до девона развивалась единая обширная впадина с угловой гомоклиналью площадью свыше 1 млн. км2. Очевидно в этот период образующиеся в рифтоген-геосинклиналях нефть и газ мигрировали по латерали глубоко на прилегающую платформу в районы будущих Мичиганской и Иллинойской впадин. С образования в девоне поднятий (Цинциннатского и Кэнкаки) обособились и начали формироваться Мичиганская (500 тыс. км2) и Иллинойская (300 тыс. км2) впадины, одновременно оказываясь ловушками нефти и газа.
Таким образом, все рассмотренные выше НГБ Северной Америки выступают не как постоянно изолированные, седиментационные, нефтегазопроизводящие бассейны, а как ловушки нефти и газа, родиной которых являются Кордильерская, Аппалачская и Уачитская геосинклинали.
Оринокский НГБ, один из главнейших, наиболее богатых бассейнов Южной Америки (около 200 тыс. км2), расположен между Гондванским щитом и Карибскими Андами. Он сложен двумя несогласно наложенными друг на друга краевыми предгорными прогибами: палеогеновым и неогеновым. Основанием комплекса пород палеогенового прогиба служат на севере складчатый мел (мощность до 3 км), а на юге докембрийские образования северного склона Гондванского щита. Мощность прогиба палеогеновых пород увеличивается от 0 на юге до 6 км на севере. Наложенный несогласно неогеновый краевой прогиб явился следствием неогенового опускания и инверсии Карибских Анд. Мощность этих отложений изменяется от 0 на юге до 2–3 км на севере.
Нефтегазоносность Оринокского прогиба связана главным образом с палеогеновыми и миоценовыми отложениями. Огромные скопления нефти, газа и асфальтов никак не вяжутся с относительно ограниченными размерами прогиба, сложенного преимущественно грубокластическими мелководно-морскими и континентальными отложениями. Присутствующие глины, принимаемые некоторыми исследователями за нефтематеринские, имеют подчиненное значение и, конечно, не могли генерировать такую огромную массу УВ. Мы считаем, что нефтегазоносность Оринокского прогиба обязана миграции нефти и газа из геосинклиналей Карибских Анд, а сам он является не нефтепроизводящим бассейном, а гигантской ловушкой нефти и газа.
Маракайбо. В современном виде это межгорная впадина площадью около 90 тыс. км2, занятая озером-лагуной, заключенным между ветвями Карибских Анд. Геологическое основание сложено докембрийскими кристаллическими породами и несогласно перекрываемыми складчатыми палеозойскими и домеловыми мезозойскими отложениями. Поверх их залегают с резким несогласием платформенные меловые и кайнозойские породы мощностью до 10 км.
Нефтегазоносность Маракайбской впадины распространена по всему разрезу от фундамента до четвертичных отложений. Начальные геологические запасы нефти и газа Маракайбо определяются в несколько десятков млрд. т, что не может быть объяснено генерацией нефти и газа в относительно небольшой межгорной впадине мелового и кайнозойского времени. К тому же в этом случае пришлось бы прибегнуть к невероятному предположению о миграции нефти и газа в огромных количествах сверху вниз из меловых и палеоген-неогеновых отложений, в разрезе которых отмечаются битуминозные породы (некоторые исследователи считают их нефтегазоматеринскими), в домеловые мезозойские, палеозойские отложения и даже в породы фундамента. Более вероятным нам представляется следующее объяснение этого уникально богатого НГБ.
На протяжении всего фанерозоя до мела, на месте современных Карибских Анд периодически развивались рифтоген-геосинклинальные прогибы и возникавшие из них в периоды инверсий складчатые системы. Среди геосинклиналей Карибских Анд мел-палеогенового времени был обособлен участок Маракайбо, выступавший в виде относительно приподнятого срединного массива, покрываемого квазиплатформенными отложениями, явившийся областью нефтегазонакопления, т. е. ловушкой нефти и газа, генерируемых в окружающих глубоких геосинклинальных прогибах. При складчатости и инверсии в неогеновое время карибских геосинклиналей богато насыщенный нефтью и газом участок Маракайбо оказался среди высоко поднявшихся Карибских Анд межгорной впадиной. Таким образом, Маракайбский НГБ выступает не как нефтегазопроизводящий бассейн, а как ловушка нефти и газа.
Вторично-нефтегазоносными нам представляются и впадины р. Магдалены, которые рассматриваем как остатки разрушенного краевого прогиба Восточных Анд. Их нефтегазоносность обусловлена не образованием нефти in situ (для этого слишком малы площадь и прогибание впадин), а миграцией УВ из геосинклиналей Восточных Анд.
В связи с изложенным было бы интересно пересмотреть материалы наших среднеазиатских межгорных впадин.
НГБ Сирт. Огромные запасы нефти и газа здесь связаны с корой выветривания древних гранитов и трансгрессивно, несогласно перекрывающими их агломератами, карбонатными породами мела и терригенными отложениями кайнозоя. Как нам представляется, нефть и газ сюда мигрировали из располагающейся севернее мезозойско-кайнозойской геосинклинали, ныне скрытой под водами Средиземного моря. Впадину Сирт мы рассматриваем как сохранившуюся на суше часть ее краевого прогиба. Нет сомнений, что нефть и газ здесь находятся во вторичном залегании, а сам НГБ Сирт является ловушкой нефти и газа.
Ловушкой нефти и газа мы считаем и НГБ Персидского прогиба. Из 12-14-километровой мощности залегающих здесь фанерозойских отложений половина принадлежит континентальным неоген-четвертичным молассовым, неповинным в образовании нефти и газа. Что касается подстилающих пород, то они являются в подавляющем большинстве карбонатными, всеми признанными как отложения, обладающие малым нефтегазогенерационным потенциалом.
В нашем представлении, нефть и газ НГБ Персидского прогиба образовались (по крайней мере, большая их часть) в недрах более обширного пояса прогибания земной коры, включающего Восточный Понт, Загрос, Оман и северо-западный склон Аравийской платформы. Выделять территорию Персидского прогиба в автономный седиментационный, нефтепроизводящий бассейн, с нашей точки зрения, неправомерно. Это гигантская ловушка нефти и газа.
Мы считаем, что НГБ-ловушками также являются все краевые предгорные прогибы: Предпиренейский, Предальпийский, Пред-карпатский, Предкавказский, Предкопетдагский, Предуральский, Предверхоянский и др. Не случайно все они являются нефтегазоносными, причем именно в зоне, непосредственно примыкающей к соответствующим им геосинклиналям, ныне горно-складчатым сооружениям.
Ко второй группе относятся НГБ, принадлежащие современным континентальным окраинам. На Северо- и Южно-Американской континентальных окраинах Атлантики они выступают в виде грабенов, образующих один-два ряда. Наиболее крупными на Северо-Американской окраине являются грабены-НГБ [3, 5, 8] Лабрадорского шельфа, шельфа п-ва Шотландия, бассейна Джорджес-Банк, трога Балтимор-Каньон и др. На Южно-Американской – грабены-НГБ [3, 5, 8]: Амапа, Баррейриньяс, Сеара, Потигуар, Ресифи, Сержипи-Алагоас и др. Каждый грабен обычно рассматривается как автономный седиментационный нефтегазопроизводящий бассейн, имея в виду, что в каждом из них нефть и газ образуются in situ.
Мы придерживаемся другого мнения. В отличие от продольных разломов, в большинстве своем конседиментационных, поперечные разломы и обусловленные ими грабены являются новообразованными структурами, сформировавшимися на последнем этапе развития континентальных окраин. Будучи четко выраженными на суше и шельфе, они, простираясь на континентальный склон и материковое подножие, постепенно затухают и исчезают, образуя единую общую гомоклиналь, опускающуюся в глубь океана. Таким образом, они не являются самостоятельными, автономными седиментационными бассейнами.
Иной характер строения имеют Западно-Европейская и Западно-Африканская континентальные окраины и выделяемые на них НГБ. Здесь мало поперечных разломов и в качестве НГБ отмечаются изометрические впадины: Свальбардская,
JIaфонтенская, Роколл, Бискайского залива и другие – или вытянутые вдоль континентальных окраин прогибы [3, 8]: Западно-Марокканский, Ессауирский, Сус, Тарфая, Айюн, Сенегальский, Берега Слоновой Кости, Гвинейского залива и др. Эти структуры слабо выражены, часто открыты как по простиранию, вдоль континентальных окраин, так и вкрест его, в глубь океана. По своим морфологическим признакам на суше они выделяются больше, на шельфе – менее и никак не отмечаются в глубоководных зонах континентальных окраин. Так что НГБ здесь показываются в значительной степени условно.Весьма отличными от описанных выше являются Тихоокеанские континентальные окраины и выделяемые на них НГБ. Северную Америку со стороны Тихого океана обрамляет система субпараллельных глубинных разломов, а Южную – глубоководные краеокеанические желоба. И те и другие, как нам представляется, знаменуют собой заложение и начало развития здесь новых периокеанических геосинклиналей.
Восточно-Азиатскую континентальную окраину можно подразделить на Северо-Восточно-Азиатское звено, простирающееся от Чукотки до Японии включительно, и Юго-Восточно-Азиатское – от Японии до Австралии. В миоцен-четвертичное время вдоль всей Восточно-Азиатской океанической окраины формируется гигантская цепь островных дуг.
На севере от Берингова пролива до Японии включительно, эта цепь состоит из одного ряда простирающихся друг за другом вдоль азиатского побережья островных дуг, а южнее, вплоть до Австралии – из нескольких рядов островных дуг, знаменуя собой новейший этап деструкции континентальной коры Восточной Азии.
В северо-восточном звене Восточно-Азиатской континентальной окраины выделяются несколько десятков кайнозойских НГБ [5,8].
Главные из них - Хатырский, Олюторский, Петропавловский, Курильский, Япономорский, Исикари и другие, большая часть которых охватывает и участок суши, и прилегающую морскую или океаническую акваторию. При этом, будучи на суше разъединенными возвышенностями, они, по мере своего погружения теряют четкость разграничения и образуют общую гомоклиналь, опускающуюся в сторону океана.Сложнее построено юго-восточное звено Восточно-Азиатской континентальной окраины. В результате интенсивной кайнозойской (главным образом неоген-четвертичной) деструкции континентальной коры возникло несколько островных дуг, а между ними – ряд малых морей: Андаманское, Сулу, Сулавеси, Банда, Яванское и др. Из них многие с новообразованной океанической корой. Здесь выделяются несколько десятков НГБ [3, 8
], одни из которых целиком располагаются в акватории, другие вместе с морской или океанической акваторией захватывают прилегающие участки суши, и лишь единичные НГБ находятся целиком на суше. Однако и последние вероятно в недавнем прошлом были подводными, тесно связанными с другими НГБ континентальной окраины.Обычно НГБ Восточно-Азиатской континентальной окраины в акватории условно ограничиваются изобатой –500 м, т. е. распространяются лишь на шельф и начало континентального склона. Отсюда создается неверное представление не только о размерах НГБ, но и их якобы замкнутости, равно как и о самостоятельных, автономных седиментационных, а, стало быть, и нефтепроизводящих бассейнах. В действительности же они, являясь син- и постседиментационными структурами, располагаясь в относительно более приподнятой зоне континентальной окраины, представляют собой своеобразные ловушки нефти и газа, мигрировавших из более глубоководных зон.
Таковыми мы считаем континентальные склоны и материковые подножия. Здесь скапливаются наибольшие количества осадков и захороненных в них
OB; на границе континентальной коры с океанической развивается целая система глубинных разломов, по которым сюда, в осадочный чехол, привносится огромное количество различного вида глубинной энергии (тепловой, механической, химической и проч.). Все это создает именно здесь наиболее оптимальные условия для быстрого преобразования OB в нефть и газ.Из этого следует важный практический вывод: с поисками нефти и газа на континентальных окраинах следует идти в направлении к внешнему краю шельфа и на континентальный склон.
В третью группу мы включили НГБ, развитые на платформах с утоненной континентальной корой (с рифтами и мантийными диапирами). Это обширные ареалы прогибания земной коры: Мексиканского залива, Центрально-Европейский и другие, а также авлакогены: Днепровско-Донецко-Припятский, Кэнниигский, Амадиес, Карнарвон и др. В отличие от ранее рассмотренных, они являются автономными геологическими системами со своим седименто-
и тектогенезом, флюидодинамикой и полезными ископаемыми. Бассейны богаты нефтью и газом, образовавшимися здесь, вероятно, в синрифтогенных отложениях. Нефтегазоносность отложений, не связанных с рифтогенезом, мы считаем вторичной.К вторичной группе НГБ мы относим впадины и прогибы, заложенные и развивающиеся в синеклизах. Это, как правило, крупные впадины, расположенные на щитах, между ними, в глубине платформ, такие как Таудени, Мали-Нигерийская, Чад, Окованго, Конго и др. Они представляют собой, как и НГБ предыдущей группы, изолированные автономные седиментационные бассейны, но в отличие от последних, были заложены и развивались на мощной континентальной коре, без участия рифтогенеза и глубинных разломов. Они либо очень бедны нефтью и газом, либо вовсе лишены их. Мы это объясняем отсутствием воздействия на преобразование
OB глубинной энергии Земли.То же относится и к НГБ пятой группы, в которую нами включаются межгорные впадины, наложенные на разновозрастные, консолидированные складчатые системы с мощной континентальной корой. К ним относятся: Рыбинская и другие – на байкалидах; Чу-Сарысуйская, Джезказганская, Тенгизская и другие – на каледонидах; Джунгарская, Хайларская и другие – на герцинидах; Ханкайская Средне-Амурская и другие – на мезозоидах. Они, как и предыдущая группа, являются автономными геологическими системами с изолированными седиментогенезом, тектогенезом, флюидодинамикой и полезными ископаемыми. При обнаружении в них нефти и газа последние должны считаться образовавшимися
in situ. Однако нефтегазоносность их либо очень мала, либо вовсе отсутствует.Таким образом, большинство ныне выделяемых НГБ, богатых нефтью и газом, являются не нефтегазопроводящими, а нефтегазосборными ловушками. Вместе с этим выясняется, что один из главных решающих факторов нефтегазоносности НГБ – определенная, но пока в деталях не познанная связь этих ископаемых с энергией глубинных недр Земли.
На основании изложенного мы считаем, что многие ныне принимаемые теоретические положения в нефтяной геологии (происхождение нефти и газа, их миграция, формирование месторождений и др.) и соответствующие им практические выводы (оценка перспектив нефтегазоносности территорий и акваторий и т. д.) должны быть пересмотрены.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ