К оглавлению журнала

УДК 551.2:553.98 © Е.С.Ларская, В.С.Шеин, 1997

Исследуемый регион охватывает восточную окраину Восточно-Европейского палеоконтинента (ВЕК) и примыкающие к ней с востока и юго-востока палеоокеанические зоны. Его слагают Волго-Уральский и Прикаспийский нефтегазоносные бассейны - объекты тщательного (не один десяток лет) геолого-геохимического изучения. В проведенных исследованиях использовались геодинамические принципы для реконструкции условий формирования и продуцирования нефтегазоматеринских толщ (Ларская Е.С., 1983, [5]).

Плитотектонические реконструкции позволили оценить нефтегазогенерацию не только в относительно изученной континентальной части Волго-Уральского бассейна, но и характеристически связать палеоокеанические бассейны с ее нефтегазоносностью, спрогнозировать влияние докембрийских и нижнепалеозойских толщ Прикаспийской впадины на нефтегазоносность средне- и верхнепалеозойских комплексов.

Для воссоздания плитотектонических моделей нефтегазогенерации бассейнов, особенно на неразбуренных их участках, использовался метод постановки аналогов выявленных ранее связей между нефтегазоматеринскими толщами (НГМТ), фациями и формациями; динамикой реализации нефтегазоматеринского потенциала и термобарическими условиями геодинамического развития территорий.

Построение моделей основывалось на новейших плитотектонических представлениях и картах (геодинамических реконструкций плит, фациально-палеогеографических и др.).

Рассмотрены НГМТ, сформированные на таких определяющих этапах геодинамического развития, как средне-позднерифейский, венд-раннекембрийский, средне-позднекембрийский, ордовикский, силур-раннедевонский, эйфельский, живетский, визейский, среднекаменноугольный и раннепёрмский.

Для каждого из этих 10 комплексов составлены карты распределения и свойств нефтегазоматеринских толщ, отличающиеся от известных не только охватом палеоконтинентального и палеоокеанического секторов, но и объемом заложенной в них информации. Новые карты включают сведения: о литофациальной и палеогеографической зональности соответствующих литодинамических комплексов [1 ], вещественном составе, толщинах комплексов в целом и нефтегазоматеринских пород (НГМП) в их составе, в частности пределах и средневзвешенном содержании и фациально-генетических типах РОВ в НГМП, степени зрелости ОВ, максимальных палеотемпературах и палеоглубинах, геологических этапах их достижения, времени вхождения НГМП в зоны нефте- и газогенерации (ЗНГ и ЗГГ) и их длительности пребывания там, а также определенных на этой основе категориях продуктивности НГМТ, наиболее вероятных направлениях вторичной миграции, положении зон аккумуляции, возможностях иммиграции и эмиграции УВ из континентальных и океанических очагов.

Основные структуры рассматриваемой территории образованы при взаимодействии Восточно-Европейской, Сибирской, Казахской плит и микроконтинентов Западной Сибири. Протерозой-фанерозойская эволюция региона проходила в несколько этапов, объединенных в три основных цикла: 1) древний (рифей-кембрийский); 2) промежуточный (ордовик-раннедевонский); 3) поздний (среднедевон-кайнозойский).

Основные структуры рифей-кембрийского цикла: рифты, заложенные в рифее, пассивные континентальные окраины и надрифтовые депрессии - в венд-раннем кембрии, орогены столкновения плит - в позднем кембрии. В ордовике - раннем девоне формировались рифты, в позднем девоне — раннем карбоне - пассивные окраины (ПО) ВЕК, в перми - раннем триасе - орогены столкновения плит [1].

Современное глубинное строение бассейнов, расположенных к западу от Урала (палеоокеанический сектор), определяется широкой зоной надвигово-складчатого обрамления Урала (рис. 1).

1. Цикличность геодинамического развития этого региона находит свое отражение в особенностях накопления ОВ, формирования и катагенетического развития НГМТ.

пассивных окраин (континентальный склон, континентальное подножие), сформированных в рифей-кембрийском цикле геодинамического развития;

В рифее НГМТ в основном формировались во внутриконтинентальных рифтах и на стыке континента и океана, в венде - раннем кембрии (рис. 2, А) -в обширных надрифтовых внутриконтинентальных впадинах, в среднем - позднем кембрии - только в океаническом обрамлении ПО ВЕК.

В начале ордовик-раннедевонского цикла НГМТ образовались в небольших по площади надрифтовых внутриконтинентальных впадинах и на шельфе ПО ВЕК. На силур-раннедевонском подэтапе область формирования НГМТ охватила Прикаспийскую окраину ВЕК; существенную роль продолжала играть и зона перехода ВЕК и океана (см. рис. 2, Б). На завершающем раннедевонском подэтапе этого цикла в стабильных внутриконтинентальных зонах НГМТ не формировались. Несколько расширилась область распространения НГМТ на Волго-Уральской ПО, но из-за орогенных процессов, обусловленных столкновением островных дуг с ВЕК, значительно сократилась зона пассивно-окраинного и океанического накопления НГМТ.

На дивергентном среднедевон-ранневизейском этапе среднедевон-кайнозойского цикла, на его среднедевонском начальном подэтапе основное накопление отложений со свойствами НГМТ происходило на южной (Прикаспийской) и восточной частях Волго-Уральской ПО (Подуральский автохтон), унаследовавших от конца предыдущего цикла ограниченную территорию. Средний позднедевон-турнейский подэтап дивергентного периода характеризовался резким расширением области осадконакопления НГМТ в окраинных частях ВЕК, в Днепровско-Припятском авлакогене, на приближавшемся к ВЕК микроконтиненте (МК) и в океаническом секторе. В конце этого периода (визе) резко сократилась океаническая зона формирования НГМТ и в меньшей мере - область распространения НГМТ в пределах Волго-Уральской окраины ВЕК (см. рис. 2, В).

2. В рифей-кембрийском цикле НГМТ накапливались в основном с низким исходным генерационным потенциалом, в ордовик-раннедевонском -с низким и средним, позднедевон-турнейском дивергентном этапе 3-го цикла -со средним и высоким, на конвергентном поздневизей-раннепермском - низким-средним и локально высоким генерационным потенциалом.

3. В различных очагах максимальные температуры, воздействовавшие на ОВ разновозрастных НГМТ, сильно дифференцированы. Так, ОВ рифей-девонских НГМТ в стабильной центральной части ВЕК не испытывало влияния температур свыше 100 °С. При этом в большинстве центрально-континентальных очагов максимальные палеотемпературы устанавливались не позже конца перми, а в дальнейшем (около 200 млн лет назад) в толщах происходило неуклонное снижение температуры. Современные температуры здесь на 20-25 °С меньше максимальных палеотемператур. Уровень зрелости OВ по целому ряду признаков достигает МК_3-4 в рифей-ских, MK_1-2 ^- в вендских, ПК₃-MK₁ -в нижнепалеозойских и девонских НГМТ. В пределах южной (Прикаспийской) части ВЕК и отчленявшихся и сочленявшихся с ней микроконтинентов максимальная палеотемпература достигала в рифейской НГМТ 300-350 °С, в вендской - 280-290 °С, в нижнепалеозойских -230-270 °С, а в более молодых - 180-230 °С. Максимальные палеотемпературы установлены в центральной части этого региона и связаны не только с наибольшими глубинами погружения НГМТ, но .и аномалиями тепловых потоков в зоне Центрально-Прикаспийского рифта. Степень зрелости ОВ достигает в древних (рифей-нижнепалеозойских) НГМТ уровня АК, в девон-нижнепермских - МК₄-АК. В периферических частях впадины уровень катагенеза OВ палеозойских НГМТ не выходит за пределы МК_3-5.

В пределах Волго-Уральской окраины ВЕК максимальная палеотемпература девонских НГМТ не превышала 80-100 °С (в южных участках, Бузулукская впадина). Степень зрелости ОВ, судя по параметрам его состава, не выше МК₃, в каменноугольных НГМТ колеблется от ПК₃ до МК₁. В Подуральском автохтоне прогнозируется максимальная палеотемпература того же порядка, что и для центра Прикаспийской впадины. Для этой зоны в процессе коллизии могли иметь место локальные "всплески" увеличения температур, учесть которые не представляется возможным, особенно для прогнозируемых объектов. По аналогии с ОВ зон динамометаморфизма и глубокопогруженных НГМТ уровень зрелости ОВ для почти всех протерозойских и нижнепалеозойских НГМТ автохтона оценивается как AK_2-3 а для ОВ верхнепалеозойских НГМТ - AK₁-МК₅.

4. Разный уровень зрелости OВ, связанный с различными условиями существования НГМТ, определил и соответствующую степень реализации их нефтегазогенерационного потенциала. Так, нефтегазогенерационный потенциал НГМТ, сформированных в рифей-кембрийском цикле геодинамической эволюции ВЕК, был почти полностью реализован в Прикаспийской впадине и Подуральском автохтоне, где эти толщи, пройдя все уровни ГЗН, вошли в зону преобладания генерации газообразных УВ (ГУВ) и в ряде участков, возможно, прошли ее полностью. В очагах стабильной части ВЕК эти НГМТ находятся в условиях верхней части ГЗН поныне (см. рис. 2, А).

Картина реализации нефтегазогенерационного потенциала НГМТ промежуточного ордовик-раннедевонского цикла примерно такая же: в Прикаспийской впадине, Подуральском и Эмбинском автохтонах эти НГМТ, пройдя ГЗН, только вошли в ГЗГ (см. рис. 2, Б).

визейская НГМТ на изученной территории не вышла за пределы ГЗН и генерируемые ею ГУВ являются "попутными" для жидких УВ(ЖУВ) (см. рис. 2, В). То же касается и реализации потенциала нижнепермской НГМТ, который, так же как и нефтегенерационный потенциал визейской НГМТ, нигде полностью не исчерпан.

5. Длительность этапа созревания ОВ до вступления в ГФН и ГЗН в различных геодинамических условиях неодинакова. Обычно в стабильных зонах ВЕК она значительно (примерно в 2 раза) больше, чем в ПО, надрифтовых окраинно-континентальных впадинах, океанических очагах. В последних быстрая седиментация и погружение НГМТ, повышенная интенсивность теплового потока и "всплески" увеличения температур при разного рода катаклизмах, связанных с изменениями взаимного расположения океанической и континентальной плит, способствовали более быстрому созреванию ОВ. Эти же обстоятельства в пределах нестабильных зон благоприятствовали и интенсифицировали развитие процесса нефтегазогенерации, гораздо более быстрое прохождение НГМТ через все термобарические уровни ГЗН, а затем и ГЗГ, повышали степень реализации генерационного потенциала.

6. Суммарные массы ЖУВ и ГУВ, эмигрировавших из разновозрастных НГМТ и разных очагов генерации, существенно отличаются. Различна и доля (в процентах) продукции каждой из разновозрастных НГМТ в пределах одного и того же НГБ или НГО, а также доля продукции разных очагов генерации одной и той же НГМТ.

Как показали расчеты, суммарная масса ЖУВ варьирует в разновозрастных НГМТ и разных зонах, различных по плитотектоническому положению очагов, в очень широких пределах: от первых десятков миллионов тонн до десятков миллиардов тонн; то же касается и ГУВ. При этом в НГМТ древнего геодинамического цикла максимальная продуктивность (свыше 1 млрд т) рассчитана и прогнозируется в очагах океанического обрамления ВЕК; промежуточного - в южной, Прикаспийской, окраине ВЕК, позднего - в Волго-Уральской и Прикаспийской окраинах ВЕК и примыкающих к ним океанических, а затем в предорогенных очагах.

В пределах каждого рассмотренного очага нефтегазогенерации доля продуктивности разновозрастных НГМТ также весьма различна. Например, в Прикаспийском очаге чуть меньше половины продукции связано с каменноугольными и нижнепермскими НГМТ. В целом НГМТ позднего этапа, начиная с позднедевонского, дали здесь в сумме свыше 80 % УВ-массы; промежуточного этапа -около 14 %, древнего - не более 3 %. Иными словами, даже при самом смелом прогнозе продуктивности протерозойских и нижнепалеозойских НГМТ их доля в формировании нефтегазоносности Прикаспийской впадины гораздо меньше, чем НГМТ позднего геодинамического цикла. По-видимому, тот же вывод может быть применен и к продуктивности НГМТ по ГУВ, хотя, учитывая газы поздней генерации, роль НГМТ древнего цикла, возможно, должна быть оценена более высоко.

В Волго-Уральском окраинно-континентальном очаге основная масса ЖУВ также связана с НГМТ первой половины позднего цикла геодинамического развития, особенно с верхнедевон-турнейской (около 60 %). Роль последней в генерации ГУВ несколько меньше, а значение визейской НГМТ возрастает из-за изменения типа ОВ с сапропелевого на сугубо гумусовый.

В очаге генерации, связанном с территорией Подуральского автохтона, примыкающей к Волго-Уралу, названной нами условно "северной частью океанического очага", так же как и для Волго-Уральского окраинно-континентального очага, прогнозируется доминирующая роль (около 70 %) продукции НГМТ позднего геодинамического цикла, но и не отрицается существенная роль продукции рифейской (древний цикл) и нижнепалеозойской (промежуточный цикл) НГМТ.

В южной и восточной частях океанического очага, как бы облекающих территорию современной Прикаспийской впадины и могущих представлять собой южный автохтон, наоборот, прогнозируется максимальная роль продуктивности НГМТ древнего цикла и оптимальная -промежуточного. Большая плитотектоническая активность этой территории в отличие от таковой северного очага привела к более раннему (конец кембрия) началу формирования орогенов столкновения и эпизодическому прекращению седиментации.

Расчеты "ресурсов" УВ, созданных в различных очагах за счет эмиграции ЖУВ и ГУВ из разновозрастных НГМТ, были проведены по методике (Ларская Е.С., 1982; 1983; [4]) с использованием коэффициентов аккумуляции для рифей-нижнедевонских и среднедевон-нижнепермских комплексов.

7. В 1983 г. Е. С. Ларской был установлен факт перераспределения продукции НГМТ внутри очагов и за их пределами (т.е. по площади), а также из комплекса в комплекс, с образованием сингенетично-, эпигенетично- и смешанно-нефтегазоносных свит (комплексов), залежи которых формировались за счет одного (внутреннего или внешнего) или нескольких источников. Нет особых причин считать, что в прогнозируемых участках Предуральского прогиба, Подуральского автохтона и Прикаспийской впадины подобное перераспределение не имело места.

С океаническими очагами генерации средне- и верхнедевонских НГМТ, вероятно, связаны до 400 млн т "ресурсов" ЖУВ и 100-200 млрд м³ ГУВ. По литофациальным реконструкциям нижне- и среднедевонские отложения океанической зоны седиментации были отделены от области накопления синхронных отложений Волго-Уральской ПО зоной размыва, охватывающей Предуральский прогиб. Такое разобщенное положение сохранялось и тогда, когда эти толщи проходили ГЗН, т.е. в среднем - позднем карбоне, и входили в ГЗГ в конце ранней перми. Это позволяет предположить, что для углеводородной и неуглеводородной продукции девонских и более молодых НГМТ океанического очага не существовали особые условия для поступления в ловушки Волго-Уральского НГБ. Возможно, что это обстоятельство является одной из причин низкой газонасыщенности нефтей во всех комплексах этого бассейна, в том числе отсутствия кислых газов, которые могли генерироваться при глубоком метаморфизме ОВ в НГМТ океанического сектора. Газовые залежи Предуральского прогиба могли питаться за счет сопутствующих нефтеобразованию ГУВ из НГМТ Предуральского очага, в меньшей степени — за счет газов поздней генерации в очагах автохтона.

В центральной части Прикаспийской впадины рифейские, вендские, нижне- и среднедевонские НГМТ прошли все уровни ГЗН и вступили в ГЗГ, а некоторые попали в зону генерации кислых газов. Верхнедевонские, каменноугольные и нижнепермские НГМТ находятся на нижних уровнях ГЗН, в периферических частях впадины - в апогее ГФН. В конце рифея, в венде и кембрии, т. е. на этапах , когда в ГЗН находилась рифейская НГМТ, территория впадины была ограничена с юга и востока системой надводных поднятий, с севера - обширной сушей стабильной части ВЕК (см. рис. 2, Б). Эти поднятия, создавая перепады давлений в проводящих коллекторах, как бы "притягивали" к себе УВ, генерированные рифейской НГМТ в начале ГФН. Миграция к северу при отсутствии ловушек на ее пути могла привести к большой потере и так небольшой массы УВ. Южные и восточные поднятия препятствовали не только выходу УВ, генерированных в этом очаге, но и поступлению их из рифейского океанического очага. При наличии ловушек с внутренней и внешней сторон системы поднятий могли сформироваться небольшие нефтяные и гаэонефтяные залежи.

В катагенетическую зону газогенерации нижнепалеозойские НГМТ вошли в ранней перми, в процессе оформления бортового обрамления впадины. К этому моменту последняя с востока была ограничена орогеном столкновения ВЕК и Казахского континента, с юга - системой Эмбинских поднятий. Орогены преграждали ЖУВ и ГУВ выход за пределы впадины, около них с внутренней стороны могли сформироваться небольшие по запасам залежи нефти и газа. С внешней стороны южных поднятий также могли образоваться скопления УВ, генерированных нижнепалеозойскими НГМТ Подустюртского автохтона (бывшего южного океанического очага). Уральский ороген на востоке мог играть роль огромного "окна" для рассеивания газообразной продукции древних и нижнепалеозойских НГМТ.

Высокопродуктивные девонские и нижнекаменноугольные НГМТ вступили в ГЗН в среднем - позднем карбоне и достигли ее апогея и завершения в южной половине впадины в конце ранней перми, т.е. тогда, когда на юге и востоке при столкновении ВЕК и МК оформились поднятия орогенного типа и закрылся океанический сектор. Эти поднятия, как уже упоминалось, преграждали вход и выход ЖУВ и ГУВ соответственно в пределы и за пределы впадины, а области выклинивания девонских и визейских комплексов оказывались "окнами" для перетоков и рассеивания УВ. В зоне влияния этих поднятий с внутренней стороны впадины могли формироваться залежи нефти. Высокая продуктивность девонских и каменноугольных НГМТ и большие "ресурсы" соответствующих комплексов служат обоснованием значительных перспектив "предорогенных" зон южной и восточной частей впадины.

8. Господство сапропелевого ОВ в НГМТ рифея - нижней перми центральной зоны Прикаспийской впадины в соответствии с существующими представлениями определило преобладание ЖУВ над ГУВ в ГФН, большую роль нефтяных скоплений, "жирность" газов в залежах, высокое содержание конденсата в газоконденсатных скоплениях. Примесь гумусовых компонентов в составе ОВ НГМТ появилась в среднем девоне в отложениях участков, близких к Зилаирскому орогену столкновения (восток) и Эмбинским поднятиям на юге. Наибольшую роль гумусовые компоненты сыграли в ОВ нижнекаменноугольных и нижнепермских НГМТ (см. рис. 2, В). По теоретическим представлениям это обстоятельство вкупе с довольно высоким уров нем зрелости OB (MK₄-AK) должно было обусловить преобладание газоносности над нефтеносностью. Возможно, что в девонских и нижнекаменноугольных отложениях этих участков такая картина и имеет место.

В северной части бассейна гумусовая примесь к сапропелевому ОВ стала ощутимой только в визейской НГМТ, причем среди гумусовых компонентов, так же как и в Волго-Уральском НГБ, большую роль играет лейптинитовый материал. Уровень катагенеза ОВ сравнительно невысокий - MK_2-3. Разведанные залежи большей частью газоконденсатные и нефтегазоконденсатные с высоким содержанием конденсата в газе. Проведенные ранее [2, 3 ] исследования показали, что газоносность этой части впадины и северного борта вторична, первичными были нефтяные скопления. В восточной части впадины также обнаружены залежи многократного формирования, например вторичная нефтяная залежь в Тенгизском месторождении.

Западная и юго-западная части Прикаспийской впадины тесно фациально связаны с прилегающими стабильными участками ВЕК. Здесь не выявлены препятствия для продвижения УВ по направлению к последним, но "укрытость" миграционных потоков и скоплений УВ больше, чем в южной и восточной частях впадины. Местным источником ГУ В могло служить гумусовое ОВ верейской и башкирской НГМТ, хотя уровень его катагенеза не выше MK₄, внешним источником - газы, генерированные в ГФН и ГФГ прилегающих частей Днепровско-Донецкого авлакогена. Суммарный эффект перечисленных выше факторов мог способствовать преобладающей газоносности этой части впадины.

1. Банковский С.Ю., Иванова Т.Д., Шеин B.C. Фациально-палеогеографическое картирование нефтегазоносных областей с учетом палеогеодинамических реконструкций плит в позднепалеозойское время (на примере юго-восточной части Восточно-Европейского континента)//Геодинамика и нефтегазоносность осадочных бассейнов СССР. -М.: ВНИГНИ, 1991.

2. Геохимия нефтей и органического вещества пород нефтегазоносных провинций и областей СССР: Тр. ВНИГНИ. - М.: Недра, 1983. - Вып. 242.

3. Геохимические особенности нефтегазоносности Прикаспийской впадины: Тр. ВНИГНИ. - М.: Недра, 1985. - Вып. 251.

4. Корчагина Ю.И., Четверикова О.П. Методы оценки генерации углеводородов в нефтепродуцирующих породах. - М.: Недра, 1983.

5. Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. - М.: Недра, 1995.

1 - восточная часть Волго-Уральского бассейна: I^A - континентальное подножие, склон и шельф пассивной окраины ВЕК, I^Б - Уральский ороген столкновения плит, складчатое обрамление Волго-Уральского бассейна; II — Западно-Сибирский бассейн; 1 - консолидированная земная кора (жирная линия — раздел Мохоровичича); 2 — континентальный фундамент (докембрийский к западу от Урала, гетерогенный — к востоку); 3 - океанический фундамент: а - обдуцированный (позднепалеозойский), б - субокеанический палеообского океана; 4 — островодужный складчатый аллохтонный комплекс Урала (среднепалеозойский); 5 — метаморфизованный комплекс пассивной окраины Восточно-Европейского континента; 6 - швы столкновения плит (позднепалеозойские); 7 - рифтовый комплекс (к западу от Урала - верхнепротерозой-рифейский, к востоку — верхнепалеозой-триас-среднеюрский); 8 — пассивно-окраинный комплекс (к востоку от Урала — триасовый (а), к западу — нижне-среднепалеозойский (б); 9 — аллохтоны, представленные породами эвгеосинклинального (а) и миогеосинклинального (б) состава; 10 — орогенный комплекс пород Предуральского краевого прогиба (верхняя пермь - нижний триас); 11 - мезозой-кайнозойские породы, образовавшиеся в условиях изостазии (Урал и прилегающие районы) и надрифтовых депрессий (Западная Сибирь); 12 - подошва аллохтонов: а - глубинных налеганий островной дуги на пассивную окраину ВЕК, б - других; 13-разрывные нарушения (преимущественно сброса); 14 - направление перемещения пород по разрывным нарушениям; 15 — зоны возможного расположения ловушек для нефти и газа разного типа: и—рифовых автохтонных (ишимбаевского типа), к - аллохтонных антиклиналей-чешуй (кинзабулатовского типа), н - клиновидных надвигов