27.03.2021

Условия нефтегазообразования в кайнозойских бассейнах северо-западной части Тихоокеанского пояса


Условия нефтегазообразования в бассейнах в значительной степени обусловлены особенностями их геологической истории. В пределах западной части Тихоокеанского тектонического пояса наиболее обоснованные сведения о геологической истории известны с позднемелового времени. В настоящей работе рассматриваются в основном образования кайнозойского периода и лишь в какой-то степени затрагиваются отложения более ранних эпох.

Для восстановления истории геологического развития бассейнов были построены палеотектонические схематические карты по двум временным срезам: палеогеновый и неогеновый периоды. Выбранные рубежи были эпохами существенных тектонических преобразований, которые выразились в одних бассейнах проявлением складчатых движений, в других - увеличением скорости седиментации и сменой характера осадков. Анализ палеотектонических карт (рис. 1, 2) и изучение формаций, выполняющих прогибы, особенностей их литологического состава, условий накопления и диагенеза, количества и качества органического вещества (OB), степени его катагенетической преобразованности, особенностей геотермического режима бассейнов и т.д. позволили провести сравнительную оценку бассейнов по условиям нефтегазообразования.

Западная часть Тихоокеанского пояса характеризуется тектонической зональностью, выраженной в омоложении возраста складчатости в сторону океана и отражающей миграцию геосинклинального процесса. Закономерное пространственнoe распределение однотипных, но разновозрастных формаций позволяет выделить в пределах рассматриваемого региона три разновозрастные структурно-формационные зоны. Самой внешней по отношению к Тихому океану является Тауйско-Анадырская зона, следующая - Камчатско-Сахалинская, в непосредственной близости к океану располагается Восточно-Камчатско-Олюторская. Одним из основных критериев выделения указанных зон является возраст вулканогенно-кремнистой формации, наиболее четко отражающей раннюю стадию геосинклинального этапа развития. В Тауйско-Анадырской зоне возраст вулканогенно-кремнистой формации позднеюрско-раннемеловой, в Камчатско-Сахалинской - позднемеловой, а в Восточно-Камчатско-Олююрской - палеоцен-эоценовый. Кроме того, зоны обособляются благодаря различию в возрасте, составе и мощности терригенных формаций как собственно геосинклинальных, так и орогенных.

В пределах Тауйско-Анадырской зоны, наиболее западной, известны Пенжинский, Анадырский бассейны и группа Ямско-Тауйских бассейнов. Они различаются по своей структуре, характеру нефтепоисковых признаков, составу и мощности слагающих их отложений, но общим для всех является то, что большая, представляющая особый интерес часть разреза этих бассейнов сложена орогенными или постгеосинклинальными образованиями.

Анадырский бассейн относится к сравнительно хорошо изученным бассейнам Востока России. Это позднеорогенная впадина, выполненная толщей терригенных кайнозойских отложений. Бассейн сформировался уже после завершения геосинклинального режима, и значительная часть слагающих его образований (свыше 3000 м) представлена постгеосинклинальными, континентальными, прибрежными и морскими отложениями неогена, преобразованными до уровня катагенеза длинноплеменных углей (рис. 3). Содержание OB в этих породах довольно значительно (3-5%), но гумусовый состав его и низкая степень катагенеза предопределили в них только возможность газообразования. Низкие значения коэффициента вХБ (2-5%) и невысокое содержание масел в ХБ(А) (до 30%) указывают на отсутствие процессов интенсивного новообразования жидких углеводородов (УВ) в этих отложениях. Неогеновые породы подстилаются палеогеновыми и сенон-датскими образованиями, относимыми к орогенным формациям. В палеогеновых терригенных отложениях содержание Сорг резко сокращается по сравнению с неогеновыми породами и редко достигает 1,5%; степень катагенеза OB в них отвечает в основном длиннопламенным углям (MK1), реже - газовым (MK2). Широкое участие сапропелевого вещества, т.е. Благоприятный состав исходной органики, обусловил развитие процессов новообразования жидких битумоицов в этой толще, что может свидетельствовать о проявлении главной фазы нефтеобразования (ГФН), которая выразилась в данном случае в увеличении доли битуминозных компонентов в OB - вХБ составила 8-10% - и росте масляной фракции хлороформенных битумоидов до 60%. ГФН начинает проявляться с глубин более 1500 м. Возможность нефтеобразования в палеогеновых отложениях подтверждается получением из них притоков нефти.

На примере Анадырского бассейна хорошо видно влияние состава исходного OB на условия проявления ГФН, Так, в меловых отложениях при таких же, как и в породах палеогена, содержаниях OB в более жестких термобарических условиях, казалось бы, следовало ожидать интенсификацию процессов новообразования жидких УВ. В данном же случае наблюдается обратим картина, т.е. в меловых отложениях отмечается снижение коэффициента и содержания масел в ХБ(А). Это происходит за счет ухудшения качества OB из-за роста в нем доли гумусовой составляющей.

Таким образом, для Анадырского бассейна, как и для всех бассейнов зоны с кремнисто-вулканогенными формациями нижнего мела и более древнего возраста, характерно резкое преобладание процессов газообразования над процессами нефтеобразования, что определяется преобладанием гумусовой органики, накапливающейся в прибрежно-морских и континентальных условиях. Основными нефтегазопроизводящими толщами являются орогенные формации. Бассейны типа Ямско-Тауйского, представляющие собой неглубокие наложенные впадины, в которых отсутствуют палеогеновые образования, перспективны только на газ.

Камчатско-Сахалинская зона является самой обширной. Она включает Хатырскую впадину, западную Камчатку, Сахалин, прогиб Иссикари на о-ве Хоккайдо и выделена достаточно условно, объединяя территории, характеризующиеся геосинклинальным (и миогеосинклинальным в различных прогибах) режимом накопления осадков в позднем мелу и миогеосинклинальным осадконакоплением в кайнозое. В этой зоне располагаются прогибы и впадины; отличающиеся по структуре, мощности и диапазону слагающих их отложений. Наиболее характерными и перспективно нефтегазоносными в этой зоне являются так называемые внешние прогибы, которые лежат на границе с мезозоидами или более древними образованиями и характеризуются длительным развитием, заложившись еще в позднем мелу и раннем палеогене. Они выполнены мощной толщей меловых и в основном кайнозойских образований.

В разрезе подобных прогибов отмечаются и континентальные толщи, но они играют незначительную роль, резко преобладают терригенные и вулканогенно-терригенные формации. К подобным прогибам относятся Западно-Сахалинский, Иссикари, прогибы западной Камчатки и северного Сахалина. Большая часть указанных прогибов располагается в акваториях. Они входят в состав Caxaлино-Хоккайцского, Охотско-Камчатского, Сахалино-Охотского возможно нефтегазоносных бассейнов.

Наибольшей мощностью и полнотой разреза характеризуется Западно-Сахаллиский прогиб, близок ему по структуре, формационному набору и диапазону отложений Западно-Камчатский. На рис. 4, 5 представлены разрезы Ичинской впадины ч Западно-Сахалинского прогиба. Они имеют следующие черты сходства.

1. Оба прогиба сложены образованиями средних стаций геосинклинального этапа; формации орогенного этапа - верхнемиоцен-плиоценовые терригенные -играют незначительную роль.

2. Оба прогиба характеризуются широким диапазоном отложений от верхнего мела до плиоцена, сходным по формационному набору (К2 - песчано-глинистые и флишевые терригенные; P - песчано-глинистые, алевритовые, иногда угленосные; N - туффито-кремнистые, туффито-диатомитовые, терригенно-кремнистые формации.

3. Меловые, палеогеновые и неогеновые отложения указанных прогибов находятся на стации мезокатагенеза (MK) и в меньшей степени протокатагенеза (ПК), они содержат OB, имеющее в основном сапропелевый или гумусово-сапропелевый состав, и представляют интерес с точки зрения нефтегазообразования.

Исходя из основных геохимических показателей, характеризующих OB пород в указанных разрезах, нефтепроизводящими могут быть:

а. Терригенные породы верхнего мела. На имеющихся разрезах они находятся на стации, отвечающей градациям катаганеза МК2 и МК3 (угли марок Г и Ж), т.е. вошли в главную зону нефтеобразования (ГЗН). Верхнемеловые образования более перспективны в Ичинской впадине, чем в Углегорском районе Сахалина, где значительная часть меловых отложений уже вышла на ГЗН (градации катагенеза MK3, резкое снижение ХБ(А) и вХБ). В более южных районах Западно-Сахалинского прогиба, где меловые отложения не испытали таких погружений, они и в настоящее время являются нефтепроизводящими.

б. Терригенные в основном глинистые породы эоцен-олигоцена (краснопольевская и такарадайская свиты западного Сахалина, снатольская и ковачинская свиты западной Камчатки). На западном Сахалине указанные отложения преобразованы преимущественно до уровня углефикации газовых (MK3) углей, а одновозрастные породы на западной Камчатке до этапа длиннопламенных углей (MK1). В том и другом прогибах рассматриваемые отложения находятся в ГЗН. Степень битуминизации глинистых пород в рассматриваемых разрезах при одинаковом содержании OB различна (на западном Сахалине вХБ - 8-10%, на западной Камчатке вХБ - 4-5%), что связано как с меньшей преобразованностью последних, так и с менее благородным составом исходного OB (большей примесью гумусового материала) и менее благоприятной обстановкой в диагенезе (рис. 4, 5).

в. Туффито-циатомитовые и терригенно-кремнистые образования миоцена (курасийская свита западного Сахалина). Они содержат повышенное количество OB (> 1%), преимущественно сапропелевого, градация катагенеза МК2, степень битуминизации очень велика (вХБ - 12-14%). Особенно благоприятна та часть разреза, которая представлена кремнистыми битуминозными аргиллитами, в рассматриваемом разрезе она находится в ГЗН. Подобные образования на западной Камчатке (отложения вивентекской и кулувенской свит) еще не попали в ГЗН, так как они преобразованы в пределах Ичинской впадины только до уровня углефикации Б3 (ПК3) и не перекрыты столь мощной толщей, как на Сахалине. Кроме того, они отличаются большим содержанием туфового материала по сравнению с туффито-диатомитовыми образованиями Сахалина.

Очень интересны в качестве нефгематеринских кремнистые породы: это довольно глубоководные образования, для них характерен сапропелевый состав OB, восстановительная обстановка в диагенезе. Близкие им по составу толщи северного Сахалина (даехуриинская, уйнинская и частично дагинская свиты) являются нефтематеринскими, в прогибе Иссикари туффито-кремнистые образования нефтеносны.

В рассматриваемой зоне выделяются также Сахалино-Охотский и Южно-Охотский бассейны. Северо-Сахалинский прогиб является частью Сахалино-Охотского бассейна, единственного бассейна на востоке России с промышленной нефтегазоносностью. Нефтематеринскими в этом бассейне (рис. 6) являются туффито-кремнистые и кремнисто-терригенные образования неогена (уйнинская, даехуриинская свиты), терригенные толщи неогена (дагинская и окобыкайская свиты) и терригенные породы олигоцена (мачигарский горизонт). Нефтематеринские свойства указанных свит улучшаются в восточном направлении, в связи с чем можно ожидать более высокий материнский потенциал их в морской части бассейна, где, кроме того, возможно развиты и палеогеновые образования значительной мощности.

Сравнение различных литолого-геохимических разрезов (см. рис. 4-6) позволяет высказать следующее предположение: ГЗН в прогибах Сахалина находится на больших глубинах (3-6 км), чем на западной Камчатке (2-4 км). Такое несовпадение ГЗН в прогибах одинаковой структуры и выполненных одновозрастными отложениями можно объяснить различными величинами кондуктивного теплового потока - 1,2 Мкал/с*см2) на Сахалине и 1,6-2 Мкал/(с*см2) на западной Камчатке.

Образования орогенных комплексов в Западно-Сахалинском, Северо-Сахалинском, Западно-Камчатском прогибах находятся на стадии протокатагенеза и представляют интерес как коллекторы. На Сахалине мощность их гораздо больше, чем на западной Камчатке (2 км против 0,5 км), поэтому вероятность образования и сохранности залежей на Сахалине гораздо выше. При значительной мощности пород орогенного комплекса они могут рассматриваться в качестве газоматеринских.

Таким образом, в различных бассейнах рассматриваемой формационной зоны возможность нефтегазообразования связана с накоплениями средних стадий или миогеосинклинального осадконакопления. Образования ранних стадий полностью исчерпали свой нефтематеринский потенциал, а образования орогенного этапа в редких случаях лишь вступили в зону газообразования. Значительный интерес как нефтематеринские представляют туффито-кремнистые образования неогена, широко распространенные в различных бассейнах зоны; процессы нефтеобразования в них преобладают нац процессами газообразования.

Восточно-Камчатско-Олюторская зона рассматривается в основном как область незавершенного геосинклинального развития. Возраст сланцево-граувакковой и кремнисто-вулканогенной формаций в пределах Восточно-Камчатского и собственно Олюгорского (Нижнепахачинского) прогибов определяется как палеоцен-эоценовый, возможно, олигоценовый. Для обоих указанных прогибов, относящихся к этой зоне, характерна большая мощность отложений раннегеосинклинальной (палеоген) и зрелой геосинклинальной (олигоцен - ранний миоцен) стаций, незначительная мощность молассовых формаций; в Нижнепахачинском прогибе моласса отсутствует.

В этой зоне выделяются: Восточно-Камчатский, Олюторско-Командорский возможно нефтегазоносные бассейны, отличные по своей структуре.

Первый представляет собой сложно построенный синклинорий с широким развитием разрывов и складок различной морфологии.

Большая часть Олтоторско-Командорского бассейна совладает с Командорской котловиной, представляющей глубокую впадину с мощностью осадочных образований более 5 км в западной части. Новые данные по геологии южной части Корякского нагорья и результаты геофизических исследований в Беринговом море позволяют предполагать, что Олюторско-Командорский бассейн, включая современный Нижнепахачинский прогиб, развивался как единая структура геосинклинального типа до позднего плиоцена включительно. В плиоцене Нижнепахачинский прогиб был отделен в результате поднятия южной части Корякского нагорья. В остальной части бассейна (Командорская котловина) продолжается накопление турбидитов.

Нижнепахачинский прогиб в структурном отношении характеризуется простым строением. Его наиболее хорошо изученное северо-западное крыло представляет пологую моноклиналь; углы наклона изменяются от 30 до 10°, закономерно уменьшаясь вверх по разрезу. Дислоцированность пород невелика, складки высоких порядков и сложной морфологии не установлены, т.е. можно предполагать хорошие условия сохранности УВ, в том числе и газовых залежей.

Несмотря на разницу в структуре, указанные бассейны имеют ряд общих черт, касающихся возможной нефтегазоносности.

1. Породы раннего этапа геосинклинальной стадии — аспидная формация (дроздовская свита Восточно-Камчатского и пылгинская свита Нижнепахачинского прогибов) - не полностью исчерпали свой нефтематеринский потенциал. Они содержат OB сапропелевого состава (0,8-1%) и преобразованы не выше уровня катагенеза, отвечающего жирным углям (МК3).

2. Основная зона нефтеобразования охватывает толщи, накопление которых связано со средними стадиями геосинклинального этапа развития - флишевыми формациями.

3. Главная зона нефгеобразования фиксируется в толщах, палеоглубины которых составляли не менее 3-4 км, что также связано с низкими тепловыми потоками.

4. Процессы нефгеобразования резко преобладают над процессами газообразования.

Из всего сказанного выше следует, что положение нефтегазоносного бассейна в той или иной структурно-формационной зоне определяет литолого-геохимические особенности слагающих бассейн толщ.

В бассейнах Тауйско-Анадырской зоны процессы нефтегазообразования связаны с отложениями орогенного этапа и постгеосинклинальными образованиями; преимущественно гумусовый состав OB предопределил резкое преобладание процессов газообразования над нефтеобразованием. В бассейнах Камчатско-Сахалинской зоны к нефтегазопроизводящим относятся прежде всего образования средних стадий, имеющие очень пестрый формационный состав и широкий возрастной диапазон (верхний мел - верхний миоцен), тип OB - сапропелевый и смешанный. В Восточно-Камчатско-Олюторской зоне генерация нефти и газа связана с образованиями всего геосинклинального этапа и не затрагивает орогенных образований.

Таким образом, в направлении к океану в бассейнах происходит увеличение мощности нефтегазопроизводящих отложений, сокращение их возрастного диапазона, изменение относительной роли различных формационных комплексов в составе этих толщ, изменение положения в разрезе ГЗН. Условия генерации углеводородов в возможных нефтегазоносных бассейнах северо-западной части Тихоокеанского пояса определяются составом и мощностью слагающих их образований, количеством и качеством захороненного в них OB, особенностями геотермического режима региона и не зависят от современной структуры бассейна.





Яндекс.Метрика