27.03.2021

Зоны оптимального нефтегазонакопления в бассейнах платформ


Актуальнейшей проблемой для многих нефтегазодобывающих районов стали поиски залежей нефти и газа в нетектонических ловушках. Там, где исчерпан фонд неразведанных структур, единственным резервом являются литологические, стратиграфические и другого типа залежи, находящиеся вне локальных поднятий. Однако поиски и разведка таких залежей сопряжены со значительными трудностями прогнозирования и заложения поисковых и разведочных скважин. В этом плане существенную помощь может оказать выделение зон оптимального нефтегазонакопления на палеогеографической основе.

Детальные палеогеографические исследования, являющиеся составной частью историко-геолого-геохимического метода оценки нефтегазоносных территорий, могут служить одним из основных резервов для подъема эффективности поисково-разведочных работ. Особое значение имеет выявление захороненных отложений дельт и авандельт древних рек, как весьма благоприятных природных резервуаров для скопления нефтяных и газовых залежей. На последнем, девятом, Мировом конгрессе нефтяников, проходившем в 1975 г. в Токио, проблеме нефтеносности дельтовых отложений был посвящен специальный симпозиум, на котором были представлены материалы по нефтеносности дельты р.Нигер, флювиально-дельтовым отложениям месторождения Прудхо-Бей, недавно открытого на севере Аляски, и методам поисково-разведочных работ на нефть и газ по палеодельтовым отложениям на территории России, отложениям дельты р. Магакам на о-ве Калимантан, формированию залежей углеводородов (УВ) в дельте р. Маккензи. Надо отметить, что в научной печати часто встречаются несколько ошибочные положения; к их числу следует отнести утверждение, что отложения дельт и авандельт являются нефтепроизводящими лишь по периферии горноскладчатых областей, на платформах же они, как правило, утрачивают эту способность. Практика, как известно, опровергает такое утверждение.

Нельзя также согласиться с тем, что диагностические признаки дельтовых отложений - это вытянутая веерообразная форма преимущественно песчаных тел. Во-первых, веерообразный тип дельт встречается довольно редко и, во-вторых, образования дельтовых выносов состоят главным образом (в среднем 75%) из глинистых отложений. Отсутствие четких представлений как о процессах формирования устьев рек, так и о причинах высокой продуктивности их отложений помешали увидеть и оценить истинные свойства древних дельт и авандельт как зон интенсивного нефтегазонакопления.

Формирование минеральных осадков вместе с органическим веществом (OB) наиболее активно происходит в прибрежной зоне морей, где на шельфах, в лагунах, заливах и особенно в устьях рек создаются наилучшие условия для накопления генерирующих и аккумулирующих углеводороды отложений. Именно в этой зоне располагается абсолютное большинство жидких и газообразных горючих ископаемых. Вот почему размещение их скоплений подчинено палеогеографической зональности. Стоит нанести на детальные палеогеографические карты, составленные для времени накопления основных продуктивных горизонтов, уже выявленные месторождения, как сразу будет видна их приуроченность к прибрежным зонам или к зонам перехода от морских бассейнов к аллювиальным равнинам. Такая почти повсеместная приуроченность нефтяных и газовых месторождений к широким зонам, вытянутым вдоль древних пологих морских берегов, выражает одну из основных закономерностей размещения этих ископаемых в земной коре.

Ho это не все. Отечественный и зарубежный опыты убедительно свидетельствуют о том, что подавляющее большинство значительных скоплений УВ связано либо с устьями крупных палеорек, либо с погребенными рифогенными массивами, при условии их относительно длительного и устойчивого погружения. Такую закономерность можно наблюдать среди девонских, каменноугольных и пермских нефтегазоносных горизонтов Русской платформы, в мезозойском нефтегазоносном бассейне Западной Сибири, в богатейших бассейнах Ближнего Востока и Северной Америки, а также в других нефтегазоносных бассейнах мира. В наших работах раскрывалась причинность этого явления. Оно вызвано благоприятным сочетанием всех факторов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, которое начинало складываться прежде всего при определенных физико-географических условиях.

К одному из наиболее продуктивных горизонтов известного нефтяного месторождения - Ромашкино - относятся авандельтовые отложения палеореки девонского времени. Они выражены хорошо отсортированными песчаниками пашийского горизонта нижнефранского подъяруса. Площадное распространение самих песчаников имеет русловый характер. Это подводные продолжения наземных рукавов большой дельты. Ширина отдельных рукавообразных песчаных полос изменяется от 0,5-1,5 до 6-8 км, а мощность их достигает 15-20 и даже 30 м. Как песчаные коллектора, гак и разделяющие их глинистые породы и реже - известняки весьма невыдержаны, неоднородны по составу и неоднократно сменяют друг друга в разрезе и на площади.

Весьма примечательно, что многие месторождения нефти Волго-Уральской области так или иначе приурочены к современным речным долинам. Это можно объяснить тем, что русла многих рек унаследованы от своих весьма далеких предшественниц. В европейской части России древний план гидрогеографической сети повторяют такие реки, как Волга, Кама, Печора, Днепр, Припять, Дон и многие другие. За рубежом - это долины и устья Миссисипи, Рио-Гранде, Маккензи, Атабаска, Ирравади, Нигер, Нил, Конго, Брахмапутра, Ганг и др.

Обширная площадь Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна является крупнейшей в мире внутриконтинентальной областью осадконакопления. Нефтегазоносность бассейна связана исключительно с песчаными и песчано-алевритистыми породами, среди которых распространены континентальные, аллювиально-дельтовые, прибрежно-морские и морские фации. Морские акватории мезозойско-кайнозойского времени занимали преимущественно центральные и северные районы, неоднократно испытывая перемещения береговой линии и площадные изменения.

Основная региональная продуктивность Западной Сибири приурочена к юрскому, неокомскому и сеноманскому комплексам отложений. Открытые нефтяные и газовые месторождения залегают на глубинах от 400 до 3700 м, а отложения, их вмещающие, принадлежат к морским, прибрежно-морским, устьевым, лагунным фациям и образованиям морских заливов. Песчаные пласты и линзы, мощностью от 3 до 40 м, перемежаются с глинистыми отложениями. Среди песчаных разностей преобладают мелкозернистые алевритовые и алевритистые, реже - среднезернистые, а местами гравийные фракции. Взаимоотношение в разрезе и пространстве генерирующих углеводороды пород и пород-коллекторов обусловлено физико-географической обстановкой осадконакопления.

Приуроченность месторождений нефти и газа к широким зонам, вытянутым вдоль древних пологих берегов морских бассейнов, хорошо прослеживается и в пределах Западно-Сибирской плиты. В ранне- и среднеюрское время большая южная часть плиты представляла собой гумидную заболоченную равнину. Море размещалось на севере и временами ненадолго проникало в южные районы отдельными заливами. С конца среднеюрского времени началась трансгрессия, достигшая максимального развития в позднеюрское и ранневаланжинское время.

В готерив-барремский века происходит регрессия, приведшая к некоторому сокращению морской акватории. К концу барремского века море несколько расширяет свои границы, а затем снова сокращается. Сеноманское время характеризуется новой довольно крупной регрессией. Затем наступила региональная и продолжительная трансгрессия позднемелового времени, с которой связано накопление мощных глинистых пород-покрышек.

При нанесении на палеогеографическую схему относительно устойчивых береговых зон выявленных месторождений нефти и газа оказывается, что основном располагаются вдоль древних побережий. Ho. что наиболее примечательно, самые крупные месторождения связаны с дельтовыми и авандельтовыми образованиями.

Самотлорское нефтяное месторождение многопластовое, размешается в продуктивной толще мощностью более 600 м, принадлежащей к валанжинскому, готерив-барремскому и нижней части аптского ярусов. Нефтенасыщенные песчаники весьма невыдержаны как в разрезе, так и на площади и представлены то пластообразными, то линзовидными телами, перемежающимися с глинистыми породами. Распространение песчаников часто имеет характер блуждающих рукавов. Общим для всей продуктивной толщи Самотлора является уменьшение песчанистости с востока и юго-востока на запад и северо-запад. В этом же направлении наблюдается замещение их глинами. Площадь этого месторождения относится преимущественно к авандельтовой области, созданной не одной, а несколькими реками. Это Пра-Ангара, Пра-Обь, Пра-Подкаменная Тунгуска и Вах, т.е. древние крупные реки, устья которых находились довольно близко друг к другу.

На Уренгойском газовом месторождении продуктивной является верхняя песчаная часть сеноманской толщи, отличающейся полифациальным характером отложений, среди которых наряду с континентальными озерно-болотными и русловыми значительное место занимают прибрежно-морские авандельтовые. Общая доля песчано-алевритовых пород в разрезе составляет 50-80%. Мощность отдельных песчаных пластов или линз от 0,4 до 10 м, чаще всего - 2-3 м. Пористость их 35-40%, проницаемость до 3 Д. Песчаники часто косослойчатые, с прослоями обугленного растительного детрита, местами отмечаются прослои мелкогалечного конгломерата.

Неокомская продуктивная часть разреза Уренгоя также откладывалась в прибрежно-морских мелководных условиях, причем увеличение песчанистости происходит главным образом с юга на север. В этом же направлении местами наблюдаются узкие (мощностью до 30 м) полосы, сложенные средне- и крупнозернистыми песчаниками.

В связи с недостаточной разбуренностью обширной территории Западной Сибири пока трудно в деталях восстановить палеогеографическую обстановку формирования отдельных продуктивных толщ и горизонтов. Однако литолого-фациальная принадлежность вскрываемых скважинами пород и их сопоставление позволяют утверждать о несомненной приуроченности месторождений нефти и газа в этом бассейне к устьевым зонам больших древних рек. В данном регионе современные речные долины также в значительной степени носят унаследованный характер и в общем отражают гидрографию юрского и мелового времени. На это, в частности, указывают фактические данные по Сургутскому и Нижневартовскому сводам, Надым-Тазовскому и Надым-Пуровскому междуречьям и другим районам. Несомненно большую роль в создании коллекторов играли такие древние реки, как Иртыш, Таз, Пур, Нижняя Тунгуска, Курейка и др.

К числу новых нефтедобывающих центров нашей страны принадлежит п-ов Мангышлак. В его южной части среди песчаных отложений средней юры открыт ряд скоплений нефти и газа. В наиболее известном Жетыбай-Узеньском районе установлено, что продуктивные песчаники байосского яруса накапливались в условиях дельты большой равнинной реки, протекавшей с востока на запад. Нефтеносная толща на месторождении Жетыбай составляет почти 900 м. По описанию древнегреческого географа Страбона примерно 2000 лет назад Амударья впадала в Каспий, а не в Арал. В дельте Пра-Амударьи и расположено нефтяное месторождение Узень. В рукавах этой дельты дебит скважины составляет 150-200 т/сут, а проницаемость более 2000 мД, в то время как на остальной площади дебит всего 2-3 т/сут и проницаемость не превышает нескольких десятков миллидарси.

Интересное скопление нефти - Атабаское - находится в Западной Канаде. По некоторым подсчетам в нем сосредоточено до Э5 млрд. г. общих и около 50—60 млрд. т извлекаемых запасов. Сгустившаяся нефть здесь содержится в песчаной толще раннемелового времени, залегающей на размытой поверхности девонских известняков. Мощность продуктивных отложений колеблется от О до 100 м. Это уникальное месторождение хорошо известно, и нет необходимости подробно на нем останавливаться. Большой интерес представляет его происхождение. По этому поводу высказывалось немало различных мнений. И лишь недавно было показано, что оно принадлежит к нескольким устьям палеорек, впадавшим в мелкое море.

Можно было бы сослаться и на другие многочисленные зарубежные примеры приуроченности крупнейших скоплений углеводородов (УВ) к устьям древних рек. Они имеют место в США, Канаде, Венесуэле, Нигерии, APE, Бирме, Индонезии и в других странах. По-видимому, во многих случаях, когда залежи УВ залегают в толще терригенных отложений, можно предполагать их принадлежность к устьевой фации. Роль и значение дельт в формировании крупнейших месторождений нефти и газа несомненно значительно существеннее, чем это считалось до их пор. Так, из-за конкурентной борьбы монополий, ведущих разработку месторождений, неясна генетическая природа многих богатейших скоплений нефти в бассейне Персидского залива. В его северо-западной части расположено одно из крупнейших в мире месторождений нефти - Большой Бурган. Разрез его выражен третичными, меловыми и юрскими отложениями мощностью более 4 км. Наиболее продуктивными являются альбские пески и песчаники, составляющие почти 450-метровую толщу, перекрытую глинистыми сланцами. Пески обладают пористостью от 20 до 35% и проницаемостью от 2 до 5 Д, местами до 30 Д. Суммарная эффективная мощность нефтенасыщенных песков оценивается в 300-м. Продуктивная толща подразделяется на горизонты, сложенные преимущественно чистыми разностями песков от грубозернистых до среднезернистых с прослоями песчаников и глин.

Генетический характер и мощность песков Большого Бургана позволяет отнести их к образованиям древних устьев Тигра и Ефрата. Некоторым доказательством могут служить условия современного осадконакопления в Оманском заливе, во внутренней части которого расположен широкий шельф, продолжающийся в мелководной зоне Персидского залива. Дно его покрыто илом, приносимым реками Тигром и Ефратом. Эти реки образуют общую дельту Шат-Эль-Араб, которая мигрировала вместе с передвижением древней береговой линии.

Только за последние 4000 лет эта дельта выдвинулась в залив на расстояние до 165 км. Число аналогичных примеров можно было бы увеличить, но и приведенные свидетельствуют о том, что размещение нефтяных и газовых месторождений контролируется не только геотектоническим, но и не в меньшей мере диалогическим фактором. Последний же обусловлен главным образом физико-географической средой осадконакопления, иными словами - палеогеографической обстановкой.

Почти во всех открытых к настоящему времени нефтегазоносных бассейнах мира литологический, вернее литолого-фациальный, характер пород имеет решающее значение в распределении залежей нефти и газа.

Литогенез, который мы привыкли связывать с тектогенезом, нельзя отделять и от физико-географической обстановки осадконакопления. Лишь придав теории литогенеза ту географическую конкретность, которой ей недоставало, как указывает Н.М. Страхов, можно установить связь разных типов литогенеза с общей жизнью внешних геосфер Земли. А общие представления о древнем литогенезе на каждой ступени развития литологии, подчеркивает Н.М. Страхов, определялись, в конце концов, суммой знаний современного осадконакопления. Палеогеографию он рассматривает как средство к дальнейшему углублению в познании физико-географических условий и механизма формирования осадочных пород. Научная организация поисковых работ должна начинаться с региональных исследований и, в частности, с выявления зон нефтегазонакопления, в формировании которые участвуют как геотектонический фактор, так и физико-географическая обстановка накопления генерирующих и аккумулирующие нефть и газ отложений.

Отношения между OB и минеральными осадками, между продуцирующими породами и коллекторами находятся в прямой зависимости от физико-географических обстановок осадконакопления, восстановление которых чрезвычайно важно для понимания закономерностей зонального размещения УВ. Нельзя правильно подойти не только к прогнозированию, но и к решению конкретных поисково-разведочных задач без предварительного выяснения, где располагались древние моря и континенты, каков был их характер, где проходила прибрежная зона, как текли реки и где находились их устья; без четкого представления о палеоклимате, о направлении сноса осадков, о взаимоотношении различных фациальных обстановок, об очагах наиболее вероятного формирования месторождений; без сведений о том, как все эти условия менялись в пространстве и во времени.

Так как большинство выявленных структур в давно разрабатываемых нефтегазоносных бассейнах уже разбурено, то вероятность открытия в них месторождений в структурных ловушках невелика. Ho зато здесь много данных о строении и истории развития региона, а это позволяет переключаться на разведку литологических и стратиграфических залежей. Хотя поиски их связаны с гораздо большими трудностями, чем структурных, однако, располагая достаточной информацией о палеогеографическом плане, о сети крупных палеорек и, в особенности, их устьев, можно увереннее намечать площади, где могут встретиться залежи неструктурного типа, связанные с русловыми, баровыми, дельтовыми и авандельтовыми аккумулятивными формами песчаных отложений. Совершенно очевидно, что среди разнообразных прибрежных нефтегазоносных пород важнейшее место принадлежит тем из них, которые формировались в результате деятельности больших рек и рифообразующих организмов.

Итак, детальные палеогеографические исследования могут обеспечить выявление местоположения зон оптимального нефтегазонакопления. Чем же они характеризуются? Это зоны взаимоперехода морских глубоководных отложений в прибрежно-морские мелководные, глинистых - в песчаные, карбонатных - в трещиноватые и кавернозно-карбонатные. Это зоны полифациального и интенсивного седиментогенеза, а также развития биоценоза и захоронения его остатков. Это зоны развития устьев палеорек и рифогенных построек. Это зоны выклинивания и фациального замещения различных литологических пород. Они простираются на сотни и тысячи километров и носят региональный характер. Наконец, это зоны, в пределах которых чаше всего распространены значительные скопления нефти и газа, и где прежде всего следует вести поиски их залежей в ловушках, не только структурного, но и неструктурного типа.





Яндекс.Метрика