|
УДК 550.34.097:553.98 |
©Б.В.Григорьянц, Е.А.Попов, 1996 |
ВОЗМОЖНОСТИ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ НА ТЕРРИТОРИИ АРМЕНИИ
Б.В.
Григорьянц (ГАНГ им. И.М. Губкина), Е.А. Попов (МГП "Росвнешгео")Проблема нефтегазоносности Армении остается нерешенной, несмотря на достаточно большой объем проведенных здесь поисково-разведочных работ, свидетельствующий о значительных потенциальных возможностях этой территории. Положительно оцениваются перспективы нефтегазоносности Армении и в последних публикациях, посвященных этому вопросу, причем подходы к его решению существенно различаются. Так, в работе К.А.
Клещева и В.С. Шеина [4] перспективы нефтегазоносности Армении связываются главным образом с палеозой-триасовым интервалом разреза и значительно в меньшей степени – с более молодыми толщами пород, в частности с олигоцен-миоценовым комплексом отложений – основным объектом поисково-разведочного бурения. Такое заключение обосновывается с позиции теории тектоники плит: перемещение литосферных блоков в течение, по крайней мере, мезозоя и кайнозоя в процессе формирования структуры земной коры привело к возникновению условий, благоприятных для сохранения залежей УВ в палеозой-триасовом интервале разреза. В работе американских специалистов [5] утверждается, что промышленные скопления УВ не были выявлены из-за плохой организации работ и ненадежности бурового оборудования. Их рекомендации сводятся к необходимости возобновления работ на ряде площадей, где допускается наличие пластовых залежей нефти и газа антиклинального типа.Однако все эти рекомендации, как и принципы, положенные в основу проведенного на территории Армении поисково-разведочного бурения, не учитывают весьма важных особенностей геологического строения рассматриваемого региона и, что, пожалуй, еще более существенно, своеобразия структурных условий локализации промышленных скоплений УВ.
Поисково-разведочные работы проводились в армянской части Араратской внутригорной котловины (Араксинской впадины) и были ориентированы на оценку нефтегазоносности в первую очередь ее кайнозойского выполнения. Они были сосредоточены в основном в Приараксинской полосе, где мощность кайнозойских отложений оказалась незначительной, и в Приереванском районе, где те же осадки максимально развиты в сложной складчатой структуре (
рис. 1).Армянская часть Араратской котловины представляет собой крупный (северный) прогиб, ограниченный с юга Приараксинским погребенным поднятием. Северная граница котловины не только не совпадает, как это принято считать, с линией контакта между кайнозойскими и докайнозойскими отложениями, но ее необходимо отодвинуть далеко на север. Она должна проходить примерно по северо-восточному берегу оз.
Севан и далее в западно-северо-западном направлении по линии выхода пород основного и ультраосновного состава, совпадая с Севано-Акеринской шовной зоной согласно плитотектонической схеме К.А. Клещева и В.С. Шеина [4 ]. Структурно эта граница очень четко выражена на поперечных профильных разрезах (рис. 2). На них также не менее наглядно видно покровное залегание докайнозойских отложений в северо-западной части Армении – Спитакской эпицентральной зоне землетрясений.Обоснование аллохтонного залегания докайнозойских пород Северо-Западной Армении, перекрывающих кайнозойское выполнение вдоль северного борта Араксинской впадины, приведено Б.В.
Григорьянцем (1990) при изложении новой точки зрения на сейсмичность – как на явление, обусловленное процессами автономного складкообразования, неизбежно протекающими в достаточно мощных толщах пластичных пород – волноводах. Суть этого обоснования сводилась к объяснению несоответствия аномального поля силы тяжести геологической обстановке: характер первого нельзя было объяснить коренным залеганием докайнозойских отложений в Спитакской эпицентральной зоне землетрясений. Самым выразительным свидетельством этого несоответствия явился факт приуроченности к осевой полосе регионального минимума силы тяжести (охватывающего фактически всю территорию Армении и потому получившего название Армянского) выходов на поверхность самых древних и самых плотных для этой территории пород позднего протерозоя – раннего палеозоя, по существу, пород кристаллического фундамента или консолидированной коры. Аномальное поле силы тяжести наглядно отражает структурный рельеф поверхности докайнозойского консолидированного складчатого основания. На кривых наблюденного поля силы тяжести Северный прогиб Араратской котловины четко отбивается региональным минимумом силы тяжести, а Приараксинское погребенное поднятие и полоса поднятий мегантиклинория Малого Кавказа (Алавердский – Шамшадинский антиклинории) столь же четко – максимумом силы тяжести. Грабенообразное опускание Северного прогиба выразительно подчеркивается резкоградиентными изменениями значений силы тяжести вдоль его границ со смежными поднятиями на севере и юге.Таким образом, при оценке перспектив нефтегазоносности Армении необходимо иметь в виду два очень важных положения: 1) Северный прогиб Араксинской впадины, как и соответствующие ему региональные минимумы силы тяжести, охватывает большую часть территории Армении
и имеет значительно большие размеры, чем это допускалось ранее; 2) этот прогиб выполнен мощной толщей пластичных пород низкой плотности исключительно кайнозойского возраста (не считая аллохтонной пластины докайнозойских пород Спитакской эпицентральной зоны землетрясений)(В определенной степени большие мощности кайнозойских отложений могут быть подтверждены бурением в Приереванском районе, т.е. в южной прибортовой полосе Северного прогиба, скважины на глубине до 4 км не вышли из разреза среднего миоцена.), резко отличной от древнего комплекса консолидированных отложений, что обусловлено ее автономной складчатой структурой, наглядно выраженной на поперечных профильных разрезах (см. рис. 2).Возникновение таких резких различий в строении разновозрастных формационных комплексов, равно как и формирование бескорневой автономной складчатой структуры в толще кайнозойских пород Араксинской впадины, можно объяснить только тем, что такие толщи пород обладают собственными, причем немалыми, энергетическими возможностями. Выявление условий формирования нефтегазовых залежей на территории Армении возможно в понимании природы энергетического потенциала мощных толщ низкоплотностных пластичных пород и путей его реализации.
Результаты бурения свидетельствуют о нефтегазоносности миоценовых отложений. Так, при вскрытии скважинами более или менее мощных песчаных пластов наблюдались газопроявления и газовые выбросы. В отдельных случаях, в основном при опробовании нижней части гипсоносно-соленосной толщи (низы среднего миоцена), где песчаники и алевролиты играют значительную роль, были получены притоки газа с дебитом несколько десятков кубометров в сутки. Стоит отметить и такой факт, как наличие битуминозных сланцев в разрезе все той же нижней подсвиты среднего миоцена. К весьма важным свидетельствам перспектив нефтегазоносности Араратской внутригорной котловины следует отнести проявления нефти и газа, связанные непосредственно с соленосными образованиями: загазованность солевого рудника и выбросы нефти при бурении шпуров в подземных выработках. Из дальнейшего изложения станет понятным, почему к числу интересных должны быть отнесены и такие факты, как вскрытие бурением на площади Раздан в разрезе верхнемеловых отложений трещиноватых известняков с признаками нефтеносности [3], повышенное содержание метана в метаморфических породах верхнего протерозоя – нижнего палеозоя на северном крыле Приараксинского погребенного поднятия [1].
Приведенные факты интересны не только с точки зрения подтверждения нефтегазоносности отдельных толщ или горизонтов. В данном случае это веские аргументы для отнесения Араксинской впадины к числу структур с благоприятными условиями нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Более того, они подтверждают активность процессов миграции УВ-флюидов в кайнозойском выполнении впадины. А это, пожалуй, наиболее существенно, если учесть, что кайнозойский разрез характеризуется преимущественным развитием плохопроницаемых соленосных, гипсоносных и глинистых отложений и незначительным распространением относительно
мощных пачек и горизонтов пород с хорошими коллекторскими свойствами.Очевидно, возможности миграции УВ или флюидов в такой плохопроницаемой среде – толщах низкоплотностных пластичных пород – можно объяснить только тем, что эти толщи представляют собой ярко выраженные неравновесные системы, в объеме которых флюид не может быть равномерно распределен. В этих условиях его пространственное перераспределение становится просто неизбежным. Как следствие такого процесса флюидной динамики можно рассматривать и пластическую деформацию пород, а затем формирование сложной, причем автономной, изоклинально-чешуйчатой структуры, образование в приосевых частях антиклинальных складок, осложненных разрывами, зон дробления и высокой трещиноватости пород, где в основном и будут концентрироваться флюиды или нефть и газ.
Думается, что нет необходимости в подробном изложении механизма перечисленных процессов, протекающих в толщах пластичных плохопроницаемых пород, составляющих чаще всего основную часть разреза выполнений прогибов или осадочных бассейнов. Главное заключается в следующем: во-первых, для волноводов состояние равновесия – идеальный случай, который просто не может быть достигнут, для них возможно лишь состояние относительного покоя и то только на какое-то время; во-вторых, нефтегазонакопление в таких толщах, скорее, может быть связано с зонами тектонического дробления пород, нежели со стратифицированными горизонтами пород-коллекторов.
Араксинскую впадину и, в частности, ее Северный прогиб следует рассматривать в качестве наглядного примера структуры, где активно протекали и столь же активно протекают в настоящее время процессы флюидной динамики и формирования приразломных зон нефтегазонакопления, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ. При этом промышленные скопления нефти и газа могут быть приурочены к приосевым зонам антиклинальных складок, где в процессе их формирования должно происходить уплотнение, а затем растрескивание пластичных пород – образование коллекторов и постепенное, по мере нефтегазонакопления, формирование зон аномально высоких пластовых давлений (АВПД). Иначе говоря, приосевые зоны антиклинальных складок представляют собой объекты, к которым в первую очередь применимо утверждение Дж.
Бурруса и Дж.Л. Рудкевича: "... уплотнение пород с низкой проницаемостью приводит к появлению аномально высоких давлений обычно в сочетании с высокой пористостью" [2, с. 34 ].Кроме того, зоны нефтегазонакопления в трещинных коллекторах могут быть связаны и с породами докайнозойского консолидированного комплекса, представленного преимущественно вулканогенными образованиями мезозоя и метаморфитами нижнего палеозоя – верхнего протерозоя. На наш взгляд, структурную позицию таких зон должны определять разломы или системы тектонических нарушений, прослеживаемых по северной и южной периферии Северного прогиба Араксинской впадины, по которым происходило его грабенообразное опускание. Не случаен, поэтому приведенный факт повышенного содержания метана в метаморфических породах байкальского фундамента – он свидетельствует о нефтегазоносности приразломной полосы южной периферии Северного прогиба Араксинскои впадины.
К возможным зонам нефтегазонакопления в трещинных коллекторах докайнозойского консолидированного комплекса следует отнести и низы разреза покровной пластины, формирование которой определило высокую сейсмическую активность Спитакской эпицентральной зоны землетрясений. Процесс перемещения покровной пластины сопровождался ее растрескиванием. Трещиноватость с признаками нефтеносности верхнемеловых известняков на площади Раздан, имеющих прямое отношение к покрову, – лишнее тому свидетельство.
К сожалению, представление о покровном строении Спитакской эпицентральной зоны землетрясений не подтверждено фактическим материалом, который может быть получен только в результате бурения, что должно обеспечить для Армении решение, по крайней мере, двух проблем – сейсмичности и энергоресурсов. В соответствии с описанными условиями формирования автономной складчатой структуры в кайнозойской толще Араксинской впадины сейсмическая активность Северо-Западной Армении может быть убедительно обоснована накоплением УВ, скорее всего в газообразном состоянии, в осевых зонах антиклинальных структур под аллохтонным комплексом отложений и в его подошвенной части. Возникновение при этом зон АВПД, которые и следует рассматривать в качестве областей сейсмической напряженности, обеспечивается как раз покровным строением этого региона, наличием покровной пластины или поверхностной литопластины, сложенной плотными плохопроницаемыми породами
и препятствующей свободной миграции УВ. Ясно, что в этой обстановке время от времени будет происходить разрядка напряженности в виде выбросов избыточных порций флюидов, что повлечет раскалывание покровной пластины, ее фрагментарное или блоковое расчленение и разнонаправленные перемещения фрагментов литопластины, т.е. проявление деструктивных процессов, составляющих суть землетрясения.Из изложенного становится очевидным, что на территории Армении поиски промышленных скоплений УВ и, прежде всего газа не следует связывать с развитием в земной коре стратиформных залежей. Их локализация может обеспечиваться в первую очередь трещинными коллекторами, приуроченными к приразломным зонам дробления пород, как это показано на поперечных профильных разрезах. Необходимо
, однако, подчеркнуть, что разрезы эти следует рассматривать как принципиальные, характеризующие лишь структурные соотношения кайнозойской толщи Араксинской впадины и докайнозойского консолидированного основания. Действительная картина строения кайнозойского комплекса потребует проведения специальных детальных исследований и может оказаться более сложной по сравнению с представленными разрезами. Однако с достаточной степенью определенности есть возможность говорить об отдельных поисковых объектах.Поскольку проявления сейсмичности в Северо-Западной Армении прямо связываются с процессами нефтегазонакопления, то полоса высокой концентрации афтершоков, в частности последнего катастрофического землетрясения, произошедшего 7 декабря 1988 г., должна совпадать с зоной нефтегазонакопления. Ее положение в пространстве и разрезе земной коры надежно установлено, а глубина от поверхности земли, изменяющаяся от 2,5-3,0 до 10 км, вполне допускает проведение поисково-разведочных работ, тем более что разрядка напряженности, обусловленная высокой концентрацией УВ-флюидов, наиболее интенсивно происходит в интервале глубин 2,5-6,0 км.
Другим объектом поисков может стать приразломная зона нефтегазонакопления, прослеживаемая по южной периферии Северного прогиба Араксинской впадины и приуроченная к системе тектонических разрывов на границе с Приараксинским погребенным поднятием. Возможность формирования здесь зоны нефтегазонакопления представляется весьма вероятной: роль коллектора в этом случае играет северный край выступа байкальского фундамента, раздробленный в результате подвижек по разломам. При этом разломы, судя по резкому перепаду значений силы тяжести, должны быть крутопадающими и, возможно, трансформированными в надвиги в приповерхностной части.
Коль скоро нефтегазонакопление может быть связано и с подошвенной частью покрова, и с осевыми зонами любой из складок в кайнозойской толще Араратской внутригорной котловины, то перспективы нефтегазоносности этой структуры, как и территории Армении в целом, должны оцениваться достаточно высоко. При этом поиски нефти могут оказаться надежно ориентированными, если результаты уже проведенных работ и в, первую очередь бурения, будут обобщены в свете изложенной концепции приразломной природы зон нефтегазонакопления на территории Армении и связи промышленных скоплений УВ преимущественно с трещинными коллекторами вне зависимости от их стратиграфической приуроченности. Речь идет, прежде всего, о скважинах, пробуренных на возможных приразломных зонах нефтегазонакопления, в которых при бурении имели место газовые выбросы или при их опробовании были получены заметные притоки УВ.
В заключение необходимо отметить, что особое внимание должно быть уделено оконтуриванию зоны нефтегазонакопления в Спитакском сейсмогенном районе, поскольку в последующем разработка соответствующей залежи сможет не только обеспечить извлечение из недр важного во многих отношениях сырья, но и оказаться надежным способом регулирования в этом регионе сейсмической напряженности и предотвращения землетрясений.
ЛИТЕРАТУРА
Peculiar oil and gas accumulation processes in the Earth's crust within the territory of Armenia are caused by predominant development of fractured reservoirs, nonstratiform character of oil and gas accumulation zones or oil and gas reservoirs, their confinement to the near-faulted zones of rocks crushing. Mantle structure of the Earth's crust in the North-Western Armenia plays an important prospecting role. The latter phenomenon may be responsible for high seismic activity of the Spitak epicentre zone of earthquakes because in this case seismic intensity is just explained by formation of oil and gas accumulating near-faulted zones in subthrust (submantle) block of rocks. In this connection, the seismic centre of the Spitak disastrous earthquake in December 7, 1988 is recommended to be as one of the first-priority deep drilling objects to drill-in oil and gas pool, the development of which may provide not only hydrocarbon production but may serve as a means of decreasing or regulating seismic intensity or to become a practical method of earthquake prevention.
Рис.1. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ АРАКСИНСКОЙ ВПАДИНЫ
1 -
контуры впадины по геологическим данным; 2 - зона выходов на поверхность верхнепротерозойских - нижнепалеозойских метаморфических пород; 3 - зона предполагаемого перекрытия северовосточного борта Араксинской впадины; 4 - ось регионального минимума силы тяжести; 5 - скважины глубокого бурения (а) и структурно-картировочные (б); 6 - линии профильных разрезовРис.2. РАЗРЕЗЫ ЗЕМНОЙ КОРЫ АРАКСИНСКОИ ВПАДИНЫ ВДОЛЬ РУСЛА р. АХУРЯН
I-I (А) И ПО ЛИНИИ МАРКАРА - ЕРЕВАН - РАЗДАН II-II (Б)
Отложения:
1 - плиоцен-четвертичные вулканогенные и пресноводно-озерные, 2 - эоцен-миоценовые терригенные и гипсоносно-соленосные, 3 - палеоценовые терригенно-карбонатные, 4 - нижнесенонские офиолиты, 5 - верхнемеловые карбонатные, 6 - нижнемеловые карбонатные, 7 - верхнеюрские карбонатные и терригенно-вулканогенные, 8 - нижне-среднеюрские порфиритовые, кварц-порфировые породы и песчано-сланцевые; 9 - байкальский (нижний палеозой - верхний протерозой) метаморфический комплекс; 10 - приразломные зоны нефтегазонакопления; 11 - разрывные нарушения; 12 - поверхность Мохоровичича; 13 - кривая наблюденного поля силы тяжести в редукции Буге; 14 - скважины пробуренные (а) и проектные (б)