|
УДК 553.98 + 550.83(262.54) |
|
|
|
© Э.М. Головачев, 1993 |
Нефтегазоносность Азовского моря
Э.М. ГОЛОВАЧЕВ (КОМЭ ПО Союзморгео)
В последние годы все более резко обнаруживаются противоречия в общепринятых представлениях геологов-нефтяников по кардинальным проблемам образования нефти и газа. Речь идет не только о неопределенности в выделении интервалов главных зон нефте- и газообразования. Анализ накопленных фактов практически по всем нефтегазоносным провинциям СНГ и зарубежных стран приводится сомнениям относительно роли в нефтегазогенерирующих процессах целого ряда главнейших факторов: температуры, геостатического давления, геологического времени, литологии, миграции и др. [1-4].
Так, температурные и глубинные параметры не могут иметь универсального характера по той причине, что повсеместно выявляются данные о нефте- газообразовании при температурах 50-60 °С. Парадоксальными, трудно объяснимыми с позиции бытующих представлений остаются факты обнаружения нефтеподобных соединений в илистых осадках, т.е. практически в поверхностных условиях. В то же время нарастание с глубиной геостатического давления оказывает тормозящий эффект на отток флюидов, замедляет катагенетические преобразования органического вещества (ОВ).
Не устанавливаются четкие корреляционные зависимости каталитических преобразований от литологического состава отложений или их возраста. Наоборот, многие исследователи указывают на снижение каталитической способности глин по сравнению с карбонатами в результате образования на глинистых минералах нерастворимого углеродистого вещества. Что же касается степени преобразованности исходного ОВ в палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложениях в бассейнах разного типа, то отмечаются близкие значения метаморфизма углей и ОВ пород.
Здесь некоторые различия связаны, по-видимому, с составом исходного ОВ и колебаниями температур и давления в конкретных участках бассейна, но никак не с влиянием геологического времени (С.Г. Неручев, Г.М. Парпарова [1]).
Устранить эти и подобные противоречия в проблеме нефтегазообразования призвана новая система положений, основанная на теоретико-экспериментальных данных о ведущей роли механических воздействий на физико-химические преобразования ОВ при низких температурах без подвода тепловой энергии [1].
Однако в проблеме прогнозирования нефтегазоносности это только одна сторона, другая, в частности, состоит в решении вопросов миграции углеводородов (УВ), образования ловушек и скоплений нефти и газа. Согласно распространенным представлениям главными факторами при оценке перспектив нефтегазоносности (в том числе и недр Азовского моря) называются, помимо параметров возможных коллекторов, раздельные и суммарные мощности осадочных комплексов и площади локальных поднятий (выявленных структур). При этом в прогнозных оценках в соответствии с осадочно-миграционной теорией проводится расчет ресурсов, генерируемых в интервалах глубин до 2,4 км и более (либо в более дробных интервалах), а первоочередными объектами для постановки бурения выдвигаются структуры с максимальными размерами площадей. И в качестве «козыря» представляется довод о наличии на сейсмических материалах аномалии типа «яркое пятно».
Новыми можно считать исследования, касающиеся условий образования ловушек, и прежде всего кинематогенных, проводимые с позиций тектонофациального анализа применительно к нефтегазоносным территориям и акваториям [5]. Единый синтез новых идей и представлений, осуществляемый в теоретико-методологической плоскости, приводит к формированию принципиально новой концепции взаимосвязи тектоносейсмических, нефтегазогенерирующих и нефтегазоаккумулирующих процессов. Далее приведены основные теоретические положения предлагаемой концепции и показано их практическое использование при решении проблемы качественной оценки перспектив нефтегазоносности недр Азовского моря на материалах обобщений геолого-геофизических данных.
Для схематического изложения основных положений данная концепция условно разделена на три блока: сейсмотектоника и генерация УВ; тектонофациальный анализ; условия накопления УВ.
Идеи, положения и выводы, составляющие блок «Сейсмотектоника и генерация УВ», сводятся к следующему (по [1]).
1. Типы движения земной коры: медленные эндогенные (собственно тектонические) и быстрые сейсмические (сейсмотектонические) по-разному влияют на скелет горной породы и поровые растворы. Быстрые движения действуют в пределах порового пространства и вызывают ускорение процессов массообмена. Эффект действия медленных движений сказывается на ускорении и упорядочении региональных потоков флюидов при их отжатии из зон и районов повышенных напряжений. Здесь не идет речь о тектоническом режиме, или стадии геотектонического цикла, которым определяется тип осадочно-нефтегазоносного бассейна с преобладающим типом ОВ. Отметим, что все эти процессы тектоники, нефтегазогенерации и аккумуляции весьма тесно связаны между собой и функционируют в единой тектонической системе.
2. Под действием тектоносейсмических процессов происходит деформирование горных пород, в результате чего в скелете породы, рассеянном ОВ и поровых флюидах нарастают дефекты структур вплоть до их механохимического разрушения с образованием свободных радикалов. Подобная механохимическая активизация, по данным экспериментов, более эффективна, чем нагревание, сопровождаемое возрастанием энтропии системы.
3. Деформирующие воздействия сейсмических толчков и вибраций повышают реакционную способность частиц и ионов в поверхностном слое молекул и обусловливают отрыв, рекомбинацию радикалов и их синтез в углеводороды, в том числе высокомолекулярные. Интенсивность процессов генерации УВ в свою очередь возрастает в условиях растворения их в поровых водах и последующего выноса за пределы воздействия механических напряжений. А это достигается при совместном наложении тектонических (медленных) и сейсмических (быстрых) деформаций.
4. По данным лабораторных экспериментов, проводившихся при воздействии на образец слабых упругих деформаций при температурах порядка 20-70 °С, преобразования ОВ сопровождаются генерацией широкого спектра УВ. В условиях природных экспериментов и многочисленных наблюдений в районах морей и океанов с повышенной тектоносейсмической активностью обнаруживаются нефтеподобные вещества в современных осадках на сравнительно малых глубинах. Анализ фактического материала по геохимии ОВ морских осадков позволяет утверждать, что интенсивное новообразование жидких углеводородов начинается на глубинах 20-200 м от поверхности дна [1].
В концептуальный блок «Тектонофациальный анализ» входят идеи и положения о проявлении дислокационного процесса в самой верхней структурно-реологической зоне земной коры - эпизоне, которая, образно говоря, выступает ареной развертывания процессов накопления ОВ, образования и накопления УВ под действием глубинных тектоно- сейсмических и поверхностных конседиментационных процессов. Здесь можно лишь обозначить те пункты, которые составляют суть данного анализа применительно к нефтегазоносным территориям (акваториям) [5].
1. В результате воздействий термического фактора, геостатического и геодинамического давления (в целом как функция РТ-условий) на различных уровнях земной коры обособляются и развиваются относительно самостоятельно три структурно-реологические зоны: эпи-, мезо- и катазона. Эпизона - это область литификации осадка и практически нулевого метаморфизма, температуры не превышают 110-120 °С, при которых начинаются каталитические преобразования ОВ и первые глинисто-сланцевые метаморфические реакции.
В нефтегазоносных областях и провинциях эпизона распространяется на весь платформенный и частично на катаплатформенный чехол, реже она захватывает орогенные и геосинклинально-складчатые мезозойско-кайнозойские комплексы. В условиях мезозоны находится большая часть промежуточного (переходного) комплекса, а древний кристаллический фундамент попадает в катазону. По существу, именно такая структурно-реологическая и стратиграфическая зональность характерна для Причерноморско-Северо-Кавказской нефтегазоносной провинции, куда входят области Азовоморского региона.
2. В зависимости от РТ-условий реализации дислокационного процесса каждой зоне соответствуют свои морфолого-генетические типы складчатости. Е.И. Паталаха [5] в эпизоне выделяет пять типов складчатости (или структурных парагенезисов): 1) поверхностно-гравитационный; 2) глубинно-гравитационный; 3) отраженный; 4) шовный бескливажный; 5) вулканотектонический.
3. Исходя из анализа тектонической обстановки в регионе (в условиях акватории анализ проводится на основе визуального просмотра структурных форм поверхностей, картируемых по данным сейсморазведки), можно провести районирование региона по степени деформирования отложений - тектонофациям с учетом типов складчатости и РТ-условий, построив для этих целей ранговую шкалу тектонофаций (Тф) эпизоны. Общими характеристиками для выделения Тф по сейсмическим материалам достаточно взять следующие: единичное или групповое проявление складок; их упорядоченность (степень линеаризации); показатели асимметричности складок; степень внедрения в вышележащие породы (в районах проявления глинистого диапиризма) и др.
Дальнейший ход теоретико-эмпирических исследований продолжается в соответствии с положениями, сгруппированными в блоке «Условия накопления УВ» (при этом необходимо обратить внимание на сущность нефтегазогеологической системы: все процессы в ней образуют функционально взаимодействующую целостность и лишь в логическом плане возможно их расчленение).
1. Раскрытие каналов для миграции флюидов и формирование на их пути гидродинамически замкнутых пространств - ловушек - зависят от типов движений земной коры и их интенсивности. Латеральная миграция осуществляется по пластам- коллекторам либо в межслоевом пространстве в основном при медленных тектонических движениях; вертикальная миграция - по зонам трещиноватости, раскрывающимся в момент и после сейсмического толчка. Однако и в первом, и во втором случаях среди геологов-нефтяников предпочтение отдается ближней миграции.
2. В результате разрядки тектонических напряжений возникает целый спектр складчато-разрывных деформаций, пространственное размещение которых в конечном счете обусловливает зонально-мозаичную картину размещения конкретных классов и Видов ловушек нефти и газа. Среди них, по всей вероятности, будут преобладать ловушки неантиклинального типа: литологические, литолого-стратиграфические, литолого-дизъюнктивные, литолого-инъективные экраны и, возможно, ловушки, связанные с процессами диа- и эпигенеза.
3. В «открытом» поле тектонических напряжений наиболее благоприятные условия для механохимических преобразований осадочных комплексов и содержащегося в них ОВ, миграции и аккумуляции УВ будут складываться, естественно, в районах концентрации деформаций. Эти районы по сути являются системами с двуединой - генерирующе-аккумулирующей - функциональностью, и, таким образом, можно утверждать, что подобные районы и будут представлять собой прогнозно-перспективные нефтегазоносные узлы. Хотя в целом все процессы носят нелинейный характер (возникновение термогеохимических барьеров, апериодическое нарастание и разрешение механических напряжений и пр.), тем не менее выявляется четкая закономерность, что с ростом напряжений, иначе повышением ранга Тф, растет и объем генерируемых и аккумулируемых УВ.
На основе выполненного районирования Азовоморского региона по рангам Тф эпизоны была построена прогнозная карта-схема районов образования и накопления УВ (рисунок). Следует отметить, что, разнотипные и разновозрастные деформации в периферийных частях акватории проявлены настолько закономерно и упорядоченно, что это позволило впервые для Азовоморского региона выделить две надрегиональные поперечные гетерогенные зоны складчато-разрывных дислокаций - Азово-Антикрымскую и Азово-Антикавказскую. В результате на качественно улучшенной тектонической основе и с учетом новейших данных и представлений [1] оконтурены районы и зоны, в которых, во-первых, наиболее полно был реализован нефтегазогенерирующий потенциал осадочных толщ, во-вторых, наиболее вероятныповышенные скопления нефти и газа. Как было отмечено, эти районы и зоны скорее всего окажутся совмещенными либо сопряженными. Восточная часть Азовского моря, в районах которой отмечены самые высокие ранги Тф, представляется более перспективной по сравнению с западной.
Применительно к сейсмотектоническим активным областям акватории, т, е. в пределах мобильных участков шельфа (шовных и надрегиональных поперечных зон) и буферной зоны вдоль мегантиклинориев Горного Крыма и Большого Кавказа, принципиальный вывод из предлагаемой концепции заключается в том, что в них генерация и аккумуляция УВ происходит в условиях низких температур и давлений [1]. Это кардинальным образом изменяет подходы к оценке перспектив региона, по сути переводит всю проблему на новый качественный уровень. В перспективный интервал разреза включается практически весь осадочный чехол, в том числе и переходный триасово- юрский комплекс, испытывающий тектоно-сейсмические воздействия со стороны активных глубинных источников механической энергии, а поисковое пространство расширяется за счет флангов локальных поднятий, зон трещиноватости и пр.
Фактическими данными: пробуренными, опробованными и вскрывшими продуктивные залежи скважинами; геохимическими аномалиями нефтеподобных битумов и по сумме тяжелых УВ; многочисленными аномалиями типа «яркое пятно» и «флюидный прорыв» - подтверждена парагенетическая связь между тектонофациальной обстановкой и процессами нефтегазоносности.
Высокие перспективы районов в пределах Азово-Антикавказской надрегиональной поперечной зоны уже подтверждены бурением и открытием пяти месторождений газа и газоконденсата (Морское, Небольшое, Октябрьское, Сигнальное, Прибрежное). Залежи связаны с песчано-алевритовыми отложениями майкопского, караган-чокракского и сармат-мэотического возраста, тип коллектора поровый. На Азовском валу установлена удивительно малая (400-670 м) глубина залегания газоносных пластов (по-видимому, предельная для газовых залежей в условиях акваторий). На месторождении Прибрежном продуктивные горизонты вскрыты на глубинах, максимальных для Азовского моря (около - 3000 м).
Те же перспективы, отложения, условия и глубины залегания газоносных пластов зафиксированы на месторождении Стрелковом в западной части акватории на периклинальном замыкании Азовского вала. Районы месторождения Стрелкового, как и открытые месторождения нефти в береговой зоне Арабатского залива, входят в состав Азово- Антикрымской надрегиональной зоны. На месторождениях Акташском, Краснокутском и Каменском продуктивными являются карбонатные отложения чокрака и карагана, тип коллектора порово- трещинный.
Особую группу образуют локальные поднятия, среди которых открыты месторождения Северо-Керченское и Сейсморазведочное, расположенные между надрегиональными зонами. Тектонофациальная обстановка здесь оценена как умеренная, с тектонофациями 3-4 рангов. Но, по-видимому, именно повышенная тектоносейсмическая активность, проявляющаяся во всех районах акватории на протяжении длительного времени, способствует более полной реализации нефтегазового потенциала осадочных толщ в Индоло-Кубанском прогибе.
Дебиты промышленно продуктивных скважин на всех открытых морских месторождениях изменяются от 31 (Октябрьское, Сигнальное) до 250 тыс. м3/сут (Морское).
Если говорить о выраженности антиклинальных складок (локальных поднятий), то сквозные и погребенные складки типичны для северной и центральной частей Азовского моря. Бескорневые (навешенные) структуры сосредоточены в Индоло-Кубанском прогибе. Однако при визуальном просмотре сейсмических материалов установлено, что на флангах подавляющего числа локальных поднятий возможно обнаружение ловушек неантиклинального типа (литологических, литолого-стратиграфических, литолого-дизъюнктивных, дизъюнктивно-стратиграфических и литолого-инъективных экранов). Более того, как вверх, так и вниз по разрезу в контуре поднятия возможна смена типов ловушек - от антиклинального перегиба кровли резервуара к ловушке, например, песчано-аккумулятивных тел (Октябрьское), либо к ловушке органогенно-аккумулятивных тел (Акташское, Северо-Керченское). Наконец, вниз по разрезу будет наблюдаться быстрая смена типов коллекторов от поровых к порово-трещинным и преимущественно трещинным, причем не только в карбонатных отложениях, но и в глинистых.
На прогнозной карте-схеме (см. рисунок) предпринята попытка провести районирование Азовского моря по фазовому состоянию УВ. В целом для Азовоморского региона отмечается ведущая роль геоструктурного фактора [2] в проявлении фазовой зональности: газовые месторождения оттесняются на платформенный край, а месторождения преимущественно нефтяные концентрируются в пригеосинклинальных областях. Кроме того, здесь может действовать второй фактор - литолого-палеогеобиоценотический: в платформенных условиях, как правило, отмечаются, с одной стороны, сравнительно низкая доля объема морских осадков, с другой - преобладание субугленосных формаций с гумусовым ОВ. Это приводит к генерации в основном газовых компонентов. Однако в районах повышенных деформаций следует ожидать более полную, глубокую переработку ОВ и повышение миграционной способности УВ. По-видимому, в восточной части моря граница локализации газоконденсатных залежей, сопровождаемых битумными полями, характерными для месторождений Северного Кавказа [4], может быть продвинута значительно к северу по сравнению с западной частью моря.
Не обладая необходимой информацией по составу газа и газоконденсата по морским месторождениям и площадям, можно выдвинуть лишь самые общие соображения. По всей вероятности, по условиям формирования залежи газоконденсата следует отнести к вторично-миграционному типу, для которого равное значение могла иметь как вертикальная, так и латеральная миграция из источников первичного, и вторичного скопления газоконденсатных смесей [4]. Пути проникновения газовых струй на временных разрезах могут быть опознаны по аномалиям типа «флюидный прорыв».
С учетом тектонофациальной ситуации, распределения геохимических аномалий и данных по морским скважинам из района западного центриклинального замыкания Индоло-Кубанского прогиба начинается условная граница разделения фазовых пространств газ-газоконденсат, идущая по диагонали контура моря на северо-восточный район в Северо-Азовском прогибе. На юге, примерно по осевой линии краевого прогиба (точнее - по зоне Индольского глубинного разлома) проходит граница газоконденсат-нефть, и, следовательно, преимущественно нефтяные и нефтегазовые залежи будут обнаруживаться в основном на суше Керченского и Таманского полуостровов.
Таким образом, предлагаемая концепция взаимосвязи тектоносейсмических, нефтегазогенерирующих и нефтегазоаккумулирующих процессов в значительной своей части подтверждается имеющимися фактическими данными. Выявленные основные закономерности развития складчато-деформационных процессов, типов ловушек и коллекторов, фазового состояния УВ, обладающие в теоретико-эмпирическом плане признаками новизны, сводятся к следующему: 1) повышенная степень деформированности отложений отмечена в западной и восточной частях Азовского моря в двух надрегиональных поперечных гетерогенных зонах складчато-разрывных дислокаций; 2) с севера на юг происходит смена типов складчатости от отраженного типа к поверхностно- и глубинно-гравитационному; 3) в контурах локальных поднятий весьма вероятна смена типов ловушек от антиклинальных к неантиклинальным; 4) районы повышенных деформаций, и прежде всего, в пределах Азово-Антикавказской надрегиональной зоны, по сути являются прогнозно-перспективными нефтегазоносными узлами; 5) выполнено предварительное районирование акватории по фазовому состоянию УВ. Несмотря на предварительный характер, прогнозная карта-схема районов образования и накопления УВ в Азовоморском регионе является достаточно надежной теоретико-практической основой для планирования поисково-разведочных работ на нефть и газ и прогнозирования тенденций в социально-экономической сфере.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Влияние тектоно-сейсмических процессов на образование и накопления углеводородов / Н.В. Черский, В.П. Царев, Т.И. Сороко, О.Л. Кузнецов.- Новосибирск: Наука, 1985.
2. Раабен В.Ф. Основные типы нефтегазоносных территорий мира.- М.: Недра, 1986.
3. Системные исследования при прогнозировании нефтегазоносности недр / А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, А.Н. Дмитриевский, Л.П. Мстиславская.- М.: Недра, 1986.
4. Старобинец И.С. Газогеохимические показатели нефтегазоносности и прогноз состава углеводородных скоплений.- М.: Недра, 1986.
5. Тектонофациальный анализ и его роль в геологии, геофизике и металлогении / / Тез. докл I тектонофациального совещания, 21-23 марта 1989 г.- Алма-Ата, 1989.
The main positions of the conception of interactions between seismotectonic and hydrocarbon genetic-accumulative processes are considered. On. this approach it is carried out new qualitative estimate of oil-gas perspectives of Azov Sea and its districts. The districts in area of Azov-Anticaucasian above-regional acrossing plicative-disjunctive dislocative zone perhaps are attributed high perspectives. Also Azov Sea was distributed on areas of oil and gas phase differentiation.
Рисунок Прогнозная карта-схема районов образования и накопления УВ в Азовоморском регионе.
Районы повышенной активности процессов нефтегазообразования в платформенном чехле: 1 - в верхней части разреза; 2 - в нижней части разреза; 3 - районы с оптимальными условиями для нефтегазонакопления; 4-6 - геохимические аномалии (4 - нефтеподобных битумов, 5 - по сумме тяжелых УВ, 6 - метана и пропана); 7-9- прогнозная фазовая зональность УВ-области преимущественно с залежами: 7 - газа, 8 - газоконденсата, 9 - нефти и газа; 10 - условная граница раздела фазовых пространств; 11 - граница Азовоморского мегаблока; 12 - границы надрегиональных поперечных зон (I - Азово-Антикрымская; II - Азово-Антикавказская); 13 - разломы; 14 - скважины и площади с продуктивными горизонтами (а - газ, б - газоконденсат, в - нефть и нефтеподобные битумы); 15 - возможные потоки латеральной (а) и вертикальной (б) миграции УВ. Цифры в кружках: 1 - Северо-Азовский прогиб, 2 - Азовский вал, 3 - Индоло-Кубанский краевой прогиб, 4 - мегаантиклинорий Горного Крыма