Количественная оценка перспектив нефтегазоносности фундамента пока затруднена из за недостатка данных хотя известно что фундамент является важным промысловым объектом и заслуживает самого пристального внимания газовиков и нефтяников, особенно на территориях с выработанными залежами в осадочном чехле но с развитой инфраструктурой. В настоящей статье рассматриваются критерии оценки перспектив нефтегазоносности фундамента преимущественно по материалам изучения молодых платформ. Наряду с нашими данными учтены результаты работ Е.Р. Алиевой с соавторами (1987), Б.П. Кабышева (1991), Е.В. Кучерука (1991), В.Л. Шустера с соавторами (1997 1999) P’An Chung-Hsiang (1982) и др.

Фундамент платформ межгорных впадин шельфовых зон сложен многими группами пород и в каждой из них можно встретить залежи УВ. Так, промышленные скопления нефти и газа открыты в гнейсах (Березовский район Западной Сибири), сланцах (Уилмингтон и другие месторождения Калифорнии), кварцитах (месторождения Центрально-Канзасского свода) и других метаморфических породах в первично вулканогенных образованиях (бассейн Купер Австралия), карбонатах (месторождения Северного Китая), ультраосновных породах частично серпентинизированных (месторождения Кубы, площадь Фестивальная Западной Сибири) и т.д. Однако, наиболее перспективны гранитоиды, с которыми связаны крупнейшие и наиболее известные скопления нефти и в меньшей степени газа в фундаменте. Так, в Сиртском бассейне Ливии, который считается наиболее крупным из нефтяных бассейнов в фундаменте, открыто более 100 месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены не только к осадочному чехлу, но и к гранитоидам фундамента. Здесь находится крупнейшее месторождение Нафора-Ауджила, связанное с погребенным выступом Ракб, сложенным трещиноватыми гранитоидами.

В бассейне Мид-Континент в США открыты многие месторождения, в том числе Хьюгтон-Панхендл с начальными извлекаемыми запасами 2 трлн. м³ газа и 223 млн. т нефти. Коллекторами здесь являются трещиноватые биотитовые граниты их коры выветривания, а также пермские доломиты Уолфкэмп перекрывающие фундамент (Пипин Л.П. 1961).

Еще в 1953 г установлена нефтегазоносность фундамента Маракаибского бассейна, крупнейшим месторождением которого является Ла-Паз. Коллектор здесь представлен палеозойскими трещиноватыми гранодиоритами сланцами и вулканогенными породами.

Кроме перечисленных, месторождения УВ открыты в гранитоидах фундамента Зондского шельфа, Южно-Мангышлакского бассейна, Западно-Сибирской плиты (Межовский и другие массивы), Днепровско-Донецкой впадины и т.д.

В.В. Поспеловым проанализированы материалы более чем по 100 месторождениям УВ в фундаменте. По его подсчетам к гранитоидам и их корам выветривания приурочено около 40 % числа залежей [2]. Если же учесть объем залежей, то получится что с гранитоидами связано более 3/4 запасов УВ в фундаменте. В связи с этим, можно сделать вывод что гранитоиды - наиболее вероятная группа пород фундамента, которые могут содержать промышленные скопления нефти и газа. Объяснение этого факта возможно с позиции геодинамической модели нефтегазообразования в литосфере [1, 2]. Кроме того, необходимо учитывать то обстоятельство, что гранитоиды являются весьма хрупкими породами и вторичные процессы трансформируют их в качественные коллекторы.

Пути миграции связаны с разломами зонами трещиноватости и другими пустотами, повсеместно встречающимися в фундаменте. Для обеспечения миграции и аккумуляции флюидов система таких пустот, связанных между собой, должна быть достаточно развита (Леворсен А., 1970). Как правило, породы фундамента в значительно большей степени изменены вторичными процессами, в частности разрывной тектоникой, чем отложения чехла. Как считал И.П. Жабрев (1994), в пределах фундамента нефтегазоносных территорий развиты крупные зоны трещиноватости, причем наиболее интенсивно до 7 км. Известно, что на таких и больших глубинах в породах фундамента Балтийского щита (Козловский Е.А, и др., 1984), Татарии (Муслимов Р.Х. и др., 1996) и других регионов встречены трещиноватые высокопроницаемые зоны.

Коллекторы в фундаменте образуются под влиянием многих процессов, причем два из них - разрывная тектоника и гипергенные воздействия - способствуют образованию пустотного пространства в любых породах фундамента независимо от их состава и происхождения. В магматических породах играют роль и другие факторы, такие как автометасоматоз, контракционная усадка, гидротермально-пневматолитовые процессы, тектонокессонный эффект; в метаморфизованных породах существенное значение имеют процессы перекристаллизации, а в карбонатных - еще доломитизации и карстообразования. В результате воздействия перечисленных процессов в породах фундамента образуются сложные коллекторы, пустотное пространство которых определяют три составляющие - каверны, поры и трещины. В зависимости от преобладания того или иного компонента коллекторы могут быть трещинными (рис. 1, А), каверново-трещинными (см. рис. 1, Б), порово-каверново-трещинными и др. (Шнип O.A., 1995).

На месторождениях шельфа Южного Вьетнама наибольшая глубина отбора керна из фундамента составляет 4765 м. Изучение этого керна показывает, что почти везде породы фундамента в той или иной степени затронуты тектоническими процессами приведшими к образованию разломов зон трещиноватости катаклаза милонитизации. Зоны трещиноватости в керне фиксируются по превращенности его в щебенку с величиной обломков 3 8 см. Мощность таких зон может достигать 2 м и более. Зоны катаклаза и милонитизации представлены раздробленными и перетертыми породами с крупностью обломков 0.1-5.0 мм. Мощность этих зон невелика – 10030 см. Образуются они вдоль крупных разрывов по которым происходили подвижки. Здесь же встречаются зеркала скольжения.

Специфика коллекторообразующих процессов в фундаменте приводит к тому, что как промысловый объект он существенно отличается от пород чехла. Так, по данным М.А. Осипова (1978-1982) контракционная усадка проявляющаяся при остывании магматического массива может привести к образованию каверн, раковин, полостей размерами до нескольких метров. Это легко объясняет поглощения глинистого раствора и провалы инструмента, нередкие при бурении на фундамент.

Коллекторами в фундаменте являются и породы матрицы, измененные гипергенными или гидротермальными процессами, когда монолитные зерна первичных минералов с нулевой пустотностью замещаются мелкозернистыми агрегатами глинистого, слюдистого, хлоритового, цеолитового состава с различной проницаемостью.

Зоны повышенной пустотности в фундаменте определяются при изучении керна обработке материалов ГИС и могут быть закартированы, как показали работы В.В. Ногина (1992) и других исследователей сейсморазведкой 3D.

Чаще всего, покрышками для скоплений УВ в фундаменте, служат непроницаемые горизонты пород осадочного чехла – глинистых, карбонатно-глинистых, вулканогенных. Они могут залегать не только непосредственно на фундаменте, но и выше, например, на породах базального горизонта. В этом случае, породы фундамента и базального горизонта образуют единый промысловый объект. Так на нефтяном месторождении Мара (Венесуэла) предполагается, что роль покрышки для залежи в фундаменте играет 27-метровый горизонт мергелей и глин залегающий на пачке базальных песчаников мощностью 70-80 м (Буэно Э. и др. 1987).

Покрышками могут служить и непроницаемые массивы фундамента, зачастую сложенные такими же породами, что и зоны повышенной пустотности. К примеру, на месторождении Белый Тигр отдельные скважины проходят по фундаменту 1.0-1.5 км, вскрывая при этом один и тот же тип пород. Изучение керна и материалов ГИС показывает, что в разрезах нередко перемежаются зоны с повышенной пустотностью, содержащие скопления нефти, и массивные непроницаемые или почти непроницаемые зоны, которые можно рассматривать как покрышки.

До настоящего времени промышленные скопления нефти и газа найдены лишь в фундаменте закрытых регионов, где осадочный чехол также содержит месторождения УВ. Так в северной части Зондского шельфа наряду с фундаментом эксплуатируются терригенные породы олигоцена и миоцена, в Маракаибском бассейне наиболее продуктивны кроме фундамента палеоценовые и меловые песчаники и известняки, в Сиртском бассейне докембрииский фундамент и меловые осадочные породы (свита Ракб) эксплуатируются совместно, на территории Мид-Континента наряду с докембрийскими гранитоидами нефтеносны отложения перми и карбона и т.д. [2 4]. Таким образом, наличие продуктивных осадочных комплексов перекрывающих фундамент, до появления новых данных считается одним из формальных условии его промышленной нефтегазоносности.

Опыт показывает, и это отмечалось многими исследователями (Алиева Е.Р. и др. 1987, Кабышев Б.П. 1991), что скопления УВ размещаются в тектонических или эрозионных выступах фундамента возвышающихся над его кровлей на десятки чаще сотни и даже тысячи метров. Так на месторождениях Нафора-Ауджила и Белый Тигр гранитоиды образуют тектонические выступы возвышающиеся над кровлей фундамента на 1.5-2.0 км. На месторождении Оймаша наблюдается выступ фундамента высотой более 700 м (Попков В.И. и др. 1986). На месторождении Орт-Филд (США) фундамент сложенный докембрийскими трещиноватыми кварцитами образует приподнятый блок высотой почти 500 м (Р’An Chung-Hsiang, 1982) и т.д.

Как известно в минералах гранитоидов (самого перспективного объекта в фундаменте) обычно встречаются запечатанные включения, вакуоли размерами в среднем 0.01-0.10 мм, образованные газово-жидкими флюидами. Как указывает Н.П. Ермаков, “в водной фазе таких включении обычно растворены переменные количества NaCl, NaF, KCl, ...CaCl₂, ...Ca(HCO₃)₂, ...CaSO₄ и другие соединения" [3, с.23]. Опубликованы тысячи определений такого состава включений флюидов в гранитоидах, но преимущественно в гранитоидах обнажений и рудных месторождений. Определений же состава флюидов включений в нефтегазосодержащих гранитоидах фундамента очень мало. Имеющийся материал по Западно-Сибирской плите (площади Деминская, Межовская, Михайловская, Приозерная) и Зондскому шельфу (площади Белый Тигр, Дракон) показывает, что здесь включения в гранитоидах образованы не водой с хлоридами, бикарбонатами, сульфатами и другими подобными компонентами, а углеводородами состава С₁-С₆, в меньшей степени водородом, гелием, СО + СO₂ (таблица).

Наиболее вероятен следующий механизм образования УВ-включений в гранитоидах фундамента Западной Сибири и Зондского шельфа (Шнип О.А., 1997). Первоначально газово-жидкие включения образовывались синхронно с гранитоидами и тогда они могли иметь состав, типичный для таких пород. По терминологии Н.П. Ермакова, это "нормальные" включения. Затем гранитоиды подвергались интенсивным тектоническим воздействиям, что приводило к образованию микротрещин и разгерметизации вакуолей. Появившиеся в породах газово-нефтяные флюиды вытесняли "нормальные" включения и занимали их место. Возможность такого процесса описана Э. Рёддером (1987), С.В. Соколовым с соавторами (1986), Л.Н. Когарко и Б.П. Романчевым (1977).

Возможно, в будущем по мере накопления материала можно будет рассматривать УВ-состав включений в гранитоидах фундамента как поисковый признак и один из критериев оценки перспектив нефтегазоносности.

Как упоминалось, зоны повышенной пустотности, содержащие минерализованные воды, встречены на значительных глубинах в породах фундамента Татарии (скв. Миннибаево-20000 и др.), Кольского полуострова (скв. СГ-3), Швеции (скв. Гравберг-1) и других районов. Значимых притоков УВ из них не получено.

Судя по литературным данным, глубина скважин на разрабатываемых месторождениях нефти и газа в фундаменте не превышает 4,3 км. В большинстве же случаев добыча ведется с глубин не более 3,5 км. Лишь на месторождении Белый Тигр пробурены скважины глубиной, превышающей 5 км, причем максимальная проходка по фундаменту составляет более 2 км (Шан Н.Т. и др., 1996). Как известно, в составе фундамента этого месторождения абсолютно преобладают гранитоиды, интенсивно измененные вторичными процессами, в частности цеолитизацией [2]. Материалы по фундаменту этого месторождения показывают, что хотя признаки нефтеносности отмечены в породах всего вскрытого разреза, промышленные скопления нефти встречаются на глубине не более 4,4-4,5 км. Характер признаков нефтеносности зависит здесь от глубины отбора керна. На глубине 3,0-4,4 км - это пропитка породы нефтью, бурые пятна, запах УВ. На глубине 4,4 км и более признаки нефтеносности представлены преимущественно черными сажистыми примазками на стенках трещин в породах (рис. 2), сгустками асфальтоподобного вещества. Таким образом, даже по визуальному изучению керна можно предположить, что мобильная, извлекаемая нефть встречается на глубине не более 4,4 км. Это подтверждает и анализ дебитов нефти из пород фундамента разных глубин. Так, на Центральном блоке месторождения Белый Тигр дебиты нефти из гранитов с глубины менее 4,4 км в среднем близки 700-900 м³/сут. С больших глубин значительных притоков не получено, хотя испытания проводились и трещиноватые зоны отмечены. На Северном блоке того же месторождения дебиты нефти из пород фундамента с глубины 4,3 км в среднем близки 200-350 м³/сут, а из более глубоких интервалов притоков практически не зафиксировано. В одной из скважин Северного блока, где фундамент представлен гранодиоритами, испытание интервала 4604-5014 м притока не дало. Из интервала 4004-4344 м получен приток нефти 20 м³/сут. В соседней скважине из таких же гранодиоритов при испытании интервала 3620-4069 м отмечен приток нефти дебитом 552 м³/сут.

Мы предполагаем, что в цеолитизированных гранитоидах фундамента на глубине более 4,5 км может происходить начальная деструкция нефти. При этом газообразные УВ выделяются и рассеиваются в результате диффузии или миграции по трещинам, а, возможно, также поглощаются цеолитами, обладающими свойством молекулярного сита (Брек Д., 1976). Нефть обогащается тяжелыми фракциями и частично теряет мобильность. Причиной такой начальной деструкции может явиться суммарное воздействие в течение геологического времени пластовой температуры и каталитического влияния цеолитов. В фундаменте месторождения Белый Тигр температура на глубине 4,4 км составляет 147 °С (San N.T. et al., 1991), а на большей глубине достигает 170 °С (Лой К.М., 1997). Что же касается цеолитов, то, как известно, они проявляют каталитические свойства в различных процессах превращения углеводородов - крекинге, изомеризации и др. В породах фундамента месторождения Белый Тигр количество цеолита (это почти исключительно ломонтит) колеблется от 0-3 % в гранитах Центрального блока до 30-40 % в лейкодиоритах, монцодиоритах и диоритах Северного блока.

Таковы данные по месторождению Белый Тигр, фундамент которого в силу его хорошей изученности можно рассматривать как полигон для отработки методик поисков, разведки и изучения скоплений УВ в такого рода комплексах. Возможно, на других месторождениях породы фундамента, не содержащие цеолита, могут включать промышленные скопления УВ и на глубине, превышающей 4,5 км.

Как известно, существуют несколько точек зрения относительно способов образования промышленных скоплений УВ в породах фундамента:

• УВ образовались в нефтематеринских осадочных породах горизонтов чехла, примыкающих к выступам основания; впоследствии эти УВ перетекли в трещиноватые и кавернозные зоны фундамента;
• УВ сформировались неорганическим путем в земной коре;
• УВ образовались при термической переработке ОВ первично-осадочных пород в зонах субдукции или рифтогенеза. Расстояние возможной миграции УВ от мест их образования до мест аккумуляции В.П. Гаврилов оценивает в первые сотни километров [1, 2].

Таким образом, одним из критериев, который надо рассматривать при оценке перспектив нефтегазоносности пород фундамента, является наличие зон нефтегазообразования на доступном для миграции УВ расстоянии.

1. Геология и нефтегазоносность фундамента Зондского шельфа / Е.Г. Арешев, В.П. Гаврилов, Ч.Л. Донг и др. - М.: Нефть и газ, 1997.

2. Гаврилов В.П. Происхождение нефти. - М.: Недра, 1986.

3. Ермаков Н.П., Долгов Ю.А. Термобарогеохимия. - М.: Недра, 1979.

4. Шустер В.Л., Такаев Ю.Г. Мировой опыт изучения нефтегазоносности кристаллического фундамента. - М., 1997. - (Обзор. информ. / ЗАО "Геоинформмарк". Сер. "Разведочная геофизика"; Вып. 3-4).

The article presents a targe scope of intriguing factual data covering reservoir properties and oil and gas potential of well studied rocks of offshore South Vietnam. The author provides grounds for conclusion that about 3/4 of all the discovered hydrocarbon reserves in basement rocks are associated with granitoids. Indeed, granitoids under tectonic and hyper-gene processes effect are most intensively transformed into good reservoirs, and these processes are very active within highly uplifted scarps and blocks of basement surface.

Примечание, n - число определений; числитель - среднее содержание флюидов, см³/кг породы, знаменатель - содержание флюидов, %

Рис. 1. ГРАНОДИОРИТ С ТРЕЩИНАМИ (А) И КАВЕРНАМИ И ТРЕЩИНАМИ (Б), ЗАПОЛНЕННЫМИ НЕФТЬЮ.
ЗОНДСКИЙ ШЕЛЬФ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ ДАЙХУНГ, скв. ДХ-2

Рис. 2. КВАРЦЕВЫЙ МОНЦОДИОРИТ С САЖИСТЫМИ ПРИМАЗКАМИ ПО СТЕНКАМ ТРЕЩИН.
ЗОНДСКИЙ ШЕЛЬФ, МЕСТОРОЖДЕНИЕ БЕЛЫЙ ТИГР, скв. 813, глубина 4551,2-4552,4 т