27.03.2021

Историко-генетический метод изучения нефтегазоносных бассейнов


Большинство исследователей считают, что в основу изучения закономерностей распространения скоплений нефти и газа должен быть положен генетический принцип, предусматривающий в первую очередь выяснение условий генерации углеводородов (УВ). Утвердилось мнение и о том, что изменение во времени этих условий, подчиняясь определенной стадийности, существенно влияет не только на современное размещение залежей, но и на фазовое состояние УВ в залежах и в итоге - на распределение нефтеносности и газоносности как по разрезу, так и по площади. В нефтегазоносных бассейнах - крупных областях компенсированного прогибания, где генерация УВ и формирование их залежей протекают в достаточной степени автономно, - ход и стадийность эволюции нефтегазообразования лучше всего выявляются путем анализа вертикальной генерационной зональности.

Предлагаемый историко-генетический метод нацелен на изучение факторов, обусловливающих генерационную зональность в историко-геологическом аспекте. Здесь имеется определенная преемственность от историко-геологогеохимического метода, развиваемого Н.Б. Вассоевичем.

Существует несколько модификаций общей схемы генетической (генерационной) зональности. По мере накопления новых данных, схема постоянно дополняется и уточняется. Ho обычно в осадочном разрезе выделяется пять генерационных зон - зон нефтегазообразования. Основным критерием для их выделения служат стадии катагенетичесхого преобразования (углефикации) исходного органического вещества (OB), которые соответствуют стадиям либо подстадиям литогенеза.

Верхняя (I) зона биохимического и раннекатагенетического газообразования (ДГ-ПК2) содержит залежи сухого газа; II - продолжения раннекатагенетического газообразования в начале процессов нефгеобразования (ПК3) - залежи газа, нефти и конденсата; III - названа Н.Б. Вассоевичем главной зоной нефтеобразования (ГЗН) (МК-МК3), заключает залежи нефти и жирного газа; IV - характеризуется затуханием процессов нефгеобразования и усилением среднекатагенетического газообразования (МК4-МК5) - залежи нефти и конденсата; V - зона позднекатагенетического газообразования (АК1-АК4) -залежи сухого газа.

Возникновение такой зональности определяется ростом температуры и степени литификации пород с увеличением глубины погружения последних. За счет роста температуры и давления происходит перестройка структуры OB, выражающаяся в переходе одной стадии углефикации OB в другую, более высокую стадию, что сопровождается выделением преимущественно газообразных либо жидких УВ. Таким образом, каждая зона отражает определенную стадию единого процесса нефтегазообразования, а наблюдаемая сегодня вертикальная зональность в целом является результатом суммарного воздействия термобарических факторов за всю геологическую историю развития осадочного бассейна.

Характер распределения температуры по разрезу осадочного чехла обычно выражается величиной среднего геотермического градиента, который определяется по формуле
Историко-генетический метод изучения нефтегазоносных бассейнов

где G - величина геотермического градиента в °С/м, Тф и Нф - температура и глубина залегания фундамента (складчатого основания), Тн.с. и Нн.с. - то же, нейтрального слоя. Чтобы определить геотермический градиент, необходимо располагать сведениями о температуре на поверхности складчатого основания. Для областей с интенсивным прогибанием в кайнозойское время эти сведения часто отсутствуют, что связано с большой мощностью осадочного чехла. Поэтому были сопоставлены данные об изменении температуры поверхности фундамента (складчатого основания) на различных глубинах его залегания для ряда нефтегазоносных бассейнов (НГБ): погруженные части Каракумского, Среднекаспийского, Азово-Кубанского, Нижнеиндского, Месопотамского, Предкарпатско-Балканского и некоторых других бассейнов. Оказалось, что интересующие параметры связаны определенной зависимостью, отражаемой результирующей кривой (рис. 1). Криволинейный характер рассматриваемой зависимости определяет величины средних геотермических градиентов при разной глубине поверхности основания. Это обусловливает различную величину температуры на одних и тех же глубинах в осадочном чехле, что отчетливо видно на этим же рисунке, где прямые 1-3 отражают характер распределения температуры в осадочном чехле в соответствии со средними геотермическими градиентами при различных глубинах залегания поверхности складчатого основания.

Используя кривую, можно реконструировать палеотемпературы поверхности основания на различных этапах развития бассейна. Для этого нужно восстановить глубины залегания фундамента в те или иные отрезки геологического времени. Таким путем удается выявить распределение температуры в породах осадочного чехла на соответствующих этапах развития, что обусловлено изменением величин средних геотермических градиентов при меняющейся во времени глубине залегания поверхности основания.

Выполненные реконструкции показывают, что в областях с завершением прогибания в кайнозойское время происходит постоянное повышение температуры в одних и тех же горизонтах пород. Современная температура в любом интервале осадочного чехла является максимально достигнутой за все геологическое время. Стадии катагенеза OB, установленные по отражательной способности витринита, и граничные значения температуры, характеризующие эти стадии, совпадают с современной температурой.

С учетом изложенных закономерностей для областей мощного кайнозойского осадконакопления составлены схемы изменения во времени положения зон нефтегазообразования. Для ограничения (ГЗН) использован температурно-временной показатель (суммарный импульс тепла СИТ), предложенный Н.В. Лопатиным. В качестве примера приведена схема по Прикумской области Среднекаспийского бассейна (рис. 2). На схеме видно, что главная фаза нефтеобразования (ГФН) в мезозойских и кайнозойских отложениях наступает при температуре 75-85°С и продолжается поныне. С течением времени все более молодые отложения попадают в ГЗН, а главная фаза наступает при более высоких температурах. В зависимости от интенсивности прогибания температура, необходимая для начального проявления ГФН, на современном этапе геологической истории различна. Чем сильнее прогибание и больше скорость осадконакопления, тем выше критическая температура. Имеются примеры, когда верхней границе ГЗН отвечали температуры 110-115°С, что соответствует глубине около 7 км (Предкарпатье). Закономерное повышение необходимой температуры связано с тем, что фактор времени оказывает все меньшее влияние на величину суммарного импульса тепла.

Pаспределение нефти и газа в областях рассматриваемого типа выглядит следующим образом. В Прикумской платформенной области, где осадконакопление происходило унаследованно, начиная с перми и вплоть до четвертичного периода, основные запасы нефти и наибольшее количество нефтяных залежей содержится в тех горизонтах мезозоя, которые находятся в условиях III зоны (ГЗН) и нижележащей IV зоны, т.е. в зонах, где процессы нефтегазообразования идут в настоящее время либо закончились в недавнем геологическом прошлом. В обеих зонах отсутствуют залежи сухого газа, но зато имеются газоконденсатные залежи. То и другое вполне закономерно, учитывая, что вмещающие породы испытали все возраставшее воздействие температуры (до 170-180°С) и пластовых давлений. Пребывание нефти в жестких термобарических условиях, по-видимому, вызвало частичную деструкцию тяжелых УВ и переход залежей в конденсатное состояние, а генерируемый в IV зоне газ остался в растворенном виде. Характерно, что, несмотря на значительную газонасыщенность вод, упругость газов не достигает предельных величин.

В складчатых областях того же типа (передовые складки Кавказа, Предкарпатский прогиб) значительное количество залежей нефти приурочено к кайнозойским отложениям, находящимся выше ГЗН (до 1,0-1,5 км). Подобное явление связано главным образом с вертикальным перемещением нефти в условиях сильной нарушенности осадочного чехла. Кроме того, в тех случаях, когда в силу исключительно мощного кайнозойского осадконакопления зона II -начало процессов нефтеобразования - занимает огромный интервал разреза (несколько километров), находящиеся в ней нефтематеринские породы, по-видимому, играют роль генераторов нефти.

По-иному представляется эволюция вертикальной генерационной зональности в областях с завершением основного прогибания в мезозойское время. Изменение современной температуры поверхности фундамента таких областей подчинено закономерности, описываемой уже другой кривой (рис. 3), Распределение температуры осадочного чехла в соответствии со средними геотермическими градиентами, зависящими от глубины залегания поверхности складчатого основания, может быть отражено прямыми 1-3. Для областей мезозойского прогибания температура, замеренная как на поверхности складчатого основания, так и в разрезе осадочной толщи, всегда меньше для соответствующих глубин, чем в областях с продолжением прогибания и осадконакопления на кайнозойском этапе. Это снижение температуры, по-видимому, связано главным образом с изменением во времени величин теплового потока (в зависимости от геотектонической активности) и изменением во времени теплопроводных свойств пород. Современная температура пород, определенная с помощью среднего геотермического градиента и фактически замеренная в скважинах, в таких областях всегда меньше максимально достигнутой температуры те же пород, зафиксированной в степени литогенеза пород и отражательной способности витринита. Отсюда можно допустить, что распределение температуры поверхности основания в зависимости от палеоглубины его залегания в период накопления осадочной толщи подчинялось той же закономерности, которая ныне свойственна областям кайнозойского прогибания. Естественно, что приращение температуры, восстанавливаемое с помощью кривой (см. рис. 1), окончилось не позднее завершения основного этапа осадконакопления. С этого момента происходило постепенное снижение температуры разреза осадочного чехла и поверхности складчатого основания вплоть до современных.

В областях с завершением прогибания в мезозое начало ГФН также приурочено ко времени, когда температура достигла 75-85°С. Прохождение породами ГЗН и здесь происходит при наращивании температуры, но только на этапах погружения. Это хорошо видно на схеме, составленной для Южно-Мангышлакской области Среднекаспийского бассейна (рис. 4). Снижение температуры на кайнозойском этапе развития приводит к затуханию процессов нефтегазообразования во всей осадочной толще. При том условии, что породы теряют тепло, метод расчета суммарного теплового импульса для определения положения ГЗН не применим, так как метод предусматривает наращивание температуры. В современном разрезе ГЗН включает пласты, некогда достигшие условий этой зоны. Все современные зоны являются реликтовыми, так как отражают процессы, протекавшие в прежние геологические эпохи.

В областях мезозойского прогибания достаточно специфично распределение УВ по фазовому состоянию. Основное количество нефти приурочено к реликтовой ГЗН, а в IV зоне сосредоточены запасы газа. Скопления сухого газа присутствуют практически во всех зонах. Возможность выделения газа в свободное состояние, очевидно, создается за счет снижения его растворимости при падении температуры и пластовых давлений. Это подтверждается высокой газонасыщенностью вод и близким к предельному давлением насыщения.

Аналогичная направленность эволюции генетической зональности наблюдается в областях с завершением прогибания в палеозойское время, Изменение величины современной температуры поверхности фундамента при различной глубине его залегания характеризуется кривой на рис. 5. Разница между значениями температуры поверхности фундамента этих областей и областей с продолжением осадконакопления в кайнозое для сопоставимых глубин достигает больших значений (60-80°C). Это определяет и значительную разницу температуры в пределах осадочного чехла. Применение кривой (см. рис. 1) для определения изменения палеотемпературы разреза на этапах прогибания позволяет установить (с использованием метода суммарного импульса тепла) положение генетических зон к завершающему этапу палеозойского осадконакопления. Для рассматриваемого типа областей ГЗН реализовалась при тех же граничных температурах, что и в областях с завершением осадконакопления в мезозое и кайнозое. Ho после завершения основного прогибания общее снижение температуры обусловило приуроченность части разреза, достигшей ранее условий ГЗН, к значительно меньшим температурам. Разница между современной температурой и температурой реализации ГЗН на этапах погружения составляет 50-70°C. Это согласуется с данными по отражательной способности витринита.

В качестве примера приведен район Татарского свода Волго-Уральской области (рис. 6). На схеме видно, что условий ГЗН в этом районе достигли лишь отложения девонского и раннекаменноугольного возраста (турне, визе). Уже в поздней перми в этих отложениях началось затухание процессов нефтгазообразования. Фиксируемые в современном разрезе стадии катагенеза OB в еще большей степени, чем в областях мезозойского прогибания, являются реликтами ранее протекавших процессов.

Фазовое состояние УВ в залежах в областях палеозойского прогибания зависит, при прочих равных условиях, от соотношения палео- и современной гермобарических обстановок. Для таких областей характерна концентрация скоплений нефти в реликтовой ГЗН при отсутствии залежей сухого газа в этой зоне и в вышележащей, что обусловлено длительной дегазацией недр. Об этом свидетельствует большой дефицит насыщения вод палеозойских отложений газом. В составе растворенных газов нередко почти отсутствуют УВ. Сохранение залежей сухого газа более возможно в породах, достигших условий нижней газогенерирующей зоны.

Особую группу составляют области с неустойчивым режимом развития, где этапы опускания сменяются этапами высокоамплитудных инверсионных движений. Эволюция вертикальной генерационной зональности в таких областях имеет прерывистый характер, а изменение во времени геотермических условий подчиняется особому закону. Последнее вызвано тем, что тектонически активные области отличаются повышенной температурой поверхности фундамента и соответственно повышенными величинами геотермического градиента (рис. 1).

Примером может служить область Гданьской впадины (наиболее погруженная часть Балтийской синеклизы), входящая в состав обширного Центрально-европейского НГБ. Формирование впадины проходило в два этапа.

Первый этап опускания охватывает кембрийско-раннедевонское время с наиболее мощным осадконакоплением в силуре - раннем девоне (рис. 8). Уже к концу силурийского периода нефтематеринская глинисто-сланцевая толща нижней части силура получила суммарный импульс тепла, достаточный для начала мезокатагенеза (при температуре 90-100°С), и достигла условий ГЗН. К концу раннего девона силурийские отложения целиком прошли ГФН и оказались в условиях конечных стадий мезокатагенеза и начальных стадий апокатагенеза (IV генетическая зона).

В результате последующих восходящих движений к началу позднепермской эпохи было уничтожено более 2 км ранее накопившихся осадков палеозоя. На этапе подъема происходило выстуживание недр и процессы нефтеобразования прекратились. Они возобновились на новом этапе спускания, в позднепермское -юрское время. На этом этапе породы силура вначале сохранили ту же стадию литогенеза, которой они достигли при первом погружении и только в юрское время приобрели нужный импульс тепла для перехода к более высоким стадиям апокатагенеза. В это же время пермские отложения впервые вошли в ГЗН. На протяжении мелового периода и кайнозойской эры в силу отсутствия прироста величины прогибания и связанного с этим снижением температуры все генетические зоны существовали как реликтовые.

В областях с неустойчивым режимом развития вертикальное распределение нефти и газа во многом определяется условиями сохранности залежей. В нашем примере (Гданьская впадина) в силурийских отложениях, переживших два этапа погружения и оказавшихся в IV генетической зоне, следует ожидать нахождения залежей газа, а в пермских отложениях, которые однажды прошли ГФН, - залежей нефти и газа.

Анализ эволюции вертикальной генетической зональности в разнообразных по геологическому строению и истории развития регионах позволяет сделать некоторые выводы относительно суммарного воздействия температуры и абсолютного времени на увеличение степени катагенетической превращенности OB.

Выше было показано, что при прекращении прогибания и осадконакопления происходит снижение температуры. Время в этом случае играет отрицательную роль. Чем продолжительнее идет выстуживание, тем в более отдаленные эпохи завершается ГФН. Формирование крупных депрессий обычно происходит на фоне прерывисто-непрерывного прогибания. Ho можно пренебречь кратковременными малоамплитудными подъемами, которые не сопровождаются размывом мощных толщ осадков.

Повышение температуры одних и тех же пород в соответствии с кривой (см. рис. 1) возможно при темпе погружения пород не менее чем 10 м за 1 млн.лет. Такова должна быть скорость осадконакопления. С этим связано второе условие - время нахождения пород в каждом 10-градусном температурном интервале не должно превышать 10 млн. лет. При соблюдении этих условий можно пользоваться без каких-либо поправок методом СИТ для определения расчетным путем стадий катагенеза. Если же скорость осадконакопления измеряется меньшей величиной, то породы соответственно более длительное время пребывают в 10-градусном температурном интервале. Прироста температуры почти или совсем не происходит, либо даже температура медленно снижается. В этом случае метод СИТ можно применять только тогда, когда в пределах 10-градусного интервала все же происходит повышение температуры. Ho здесь требуется поправка. Вне зависимости от длительности при расчете СИТ в качестве множителя следует брать 10 млн. лет.

Таким образом, не только при полном прекращении осадконакопления, но и при малой скорости, обусловливающей длительное сохранение температуры на одном уровне или ее даже незначительное снижение, процессы генерации УВ затухают и вертикальная зональность постепенно становится реликтовой.

Итак, историко-генетический метод изучения нефтегазоносных бассейнов предусматривает анализ эволюции положения в осадочном разрезе зон нефтегазообразования применительно к областям, которые различаются по времени завершения основного прогибания и скорости осадконакопления в отдельные геологические эпохи. Разрыв во времени между завершением того или иного этапа (фазы) преимущественной генерации жидких либо газообразных УВ и современной эпохи существенно влияет на фазовое состояние УВ в залежах.

Характерные черты областей разного типа, если даже все типы присутствуют в одном нефтегазоносном бассейне, ни в коей мере не нарушают основных свойств бассейна как целостной природной системы. Факторы генерации распространяются на всю систему бассейна, но только время их воздействия различно. В этом проявляется стадийность развития осадочных бассейнов - генераторов и аккумуляторов углеводородов. Различия в направленности эволюции вертикальной зональности могут служить основой для внутреннего районирования бассейнов и для их классификации.





Яндекс.Метрика