27.03.2021

Вертикальная зональность генерации и аккумуляции нефти и газа и классификация нефтегазоносных территорий


В большом количестве работ была описана вертикальная зональность образования нефти и газа, которая в настоящее время является почти общепризнанной. В соответствии с различными зонами генерации углеводородов (УВ) принят следующий вертикальный ряд их сингенетичных скоплений: вверху - газ, ниже - нефть, далее - газоконденсат и, наконец, - газ. Некоторые исследователи ниже верхнего газа выделяют зону залежей газоконденсата. Кроме того, существует представление о том, что при преимущественно гумусовом органическом веществе (OB) материнских толщ во всех интервалах разреза формируются газовые залежи. Однако, когда анализируется зональность распределения УВ, обычно рассматривается лишь вышеприведенный вертикальный ряд УВ. Как этот ряд трансформируется в природных условиях? Одни ученые считают, что он выдерживается в большинстве нефтегазоносных бассейнов. Другие полагают, что нередко имеет место отклонение от этого первичного ряда. В частности, И.В. Высоцкий выделяет орто- и парабассейны. Первым свойствен полный ряд, а вторым -неполный.

Итак, существуют разные представления о том, какие вертикальные ряды УВ чаще встречаются в природных условиях. Этих разногласий можно было бы избежать если бы анализировались данные по многим бассейнам мира. Однако в работах, посвященных этой проблеме, фактического материала недостаточно.

В связи с этим нами обработаны данные о распределении преобладающего типа залежей УВ в километровых интервалах глубин по 80 регионам мира. По общности вертикальных рядов УВ, генезиса и аккумуляции последних регионы сгруппированы в отдельные типы (рис. 1). В качестве самостоятельной единицы чаще рассматривается осадочный бассейн или отдельная его часть. Это относится прежде всего к пограничным бассейнам, где отдельно анализируется платформенная часть и внешний борт передового прогиба, с одной стороны, и складчатый борт прогиба, с другой. Рассмотрим материалы по регионам в последовательности, приведенной на рис. 1. Вначале следуют регионы с вертикально-глубинной зональностью распределения УВ при преимущественно сапропелевом типе OB материнских толщ.

В I тип включены регионы, приуроченные к молодым платформам, где продуктивны в основном мезозойские и в меньшей степени кайнозойские отложения. Для них характерен полный вертикальный ряд скоплений УВ. Такое распределение УВ хорошо увязывается с установленным преобразованием пород и OB: в зоне катагенеза Б распространены залежи газа [их сингенетичность подтверждается легким изотопным составом углерода метана (-5 ~ -7% и более)]; Д-Г-Ж - нефти; К - газоконденсата. Термобарический рубеж перехода одной зоны в другую (сверху вниз): 100°С, 200ат и 170°С, 400 ат (рис. 2,А—б). Сохранность полного ряда УВ обусловлена рядом причин: 1) в продуктивных породах генерация и аккумуляция УВ происходили в течение части мезозойского и в кайнозойское время, т.е, продолжительность процессов была достаточной для отчетливого проявления каждой генерационной зоны (чему способствовала значительная мощность отложений), но не столь длительной для того, чтобы газ верхней зоны рассеялся вследствии диффузии; 2) сохранности каждой зоны способствовало распространение достаточно герметичных глинистых покрышек (в относительно молодых мезозозойских и кайнозойских глинах содержится много набухающих минералов); 3) постоянство структурных планов, характерное для молодых платформ, привело к сохранности большинства первичных скоплений УВ; 4) слабая нарушенность осадочного чехла определила небольшие масштабы вертикальной миграции УВ из зоны в зону.

В следующих трех типах регионов (II-IV) отсутствует верхняя газовая зона.

Ко II типу относим регионы, характеризующиеся палеозойской седиментацией и палеозойским временем формирования. В течение палеозоя в их пределах активно протекали процессы генерации и аккумуляции УВ, о чем свидетельствует наличие тяжелых нефтей и асфальтов в зонах крупных перерывов внутри палеозойских отложений во многих месторождениях (Оклахома-Сити, Дженесио и др.). Кроме того, есть данные, что указанные процессы в основном давно завершились (о чем говорят резкая недонасыщенность газами пластовых вод, преимущественно азотный состав последних, отсутствие органических соединений в водах и др.). По Пермскому , Волго-Уральскому, Тимано-Печорскому регионам установлено, что большинство первичных залежей сформировалось к концу палеозоя, т.е. 250 млн. лет назад. За столь длительный срок осадочный чехол до глубины около 4 км оказался сильно дегазированным (главным образом вследствие длительности диффузии) и поэтому в основном нефтеносным [чему также способствовал преимущественно сапропелевый тип OB материнских толщ и положении ГЗН не глубже 4 км]. Такое длительное пребывание OB и УВ на глубинах более 4 км при высоких пластовых температурах [современные температуры обычно выше 100°C (рис.2, Б-д, е), а палеотемпературы — более 150°С] привело к образованию и накоплению в основном газа. Его высокопревращенный характер подтверждается специфическим углекисло-метановым составом, наличием в породах в ассоциации с газом твердого углерода, полной деструкцией спор и пыльцы, тяжелым изотопным составом углерода метана (-3,5/-3,8%). Для рассматриваемых регионов следует отметить широкое развитие нижней газовой зоны (разведанный интервал 4-8 км).

Если регион развивался и в послепалеозойское время, что привело к накоплению мощной толщи мезо-кайнозойских отложений, то нижняя граница перехода нефтеносной зоны в газоносную должна проходить глубже 4 км. В этом случае УВ и OB в палеозойских породах, погрузившихся на большую глубину в мезо-кайнозойское время, будут находиться в жестких термобарических условиях значительно меньшее время, нежели в ранее рассмотренных Пермском и других регионах. Примером является Прикаспийская синеклиза, где на основании резкого увеличения метана в газах указанная граница должна проходить, очевидно, на глубинах 5-5,5 км при температуре 120-130°С (см.рис. 2, Б-ж).


III тип регионов характеризуется преимущественно мезозойской седиментацией, но со значительной толщей кайнозойских пород. Здесь нефть преобладает до глубины около 6 км (пластовая температура близка 200°C) (см. рис. 2, А—а), а ниже почти до 7 км обнаружены в основном газоконденсатные скопления, относящиеся к нижней высокотермальной зоне. Образование и аккумуляция УВ в мезозойских отложениях происходили значительно позднее, чем в палеозойских породах таких регионов, как Пермский и др. Это обстоятельство способствовало сохранности нефти до больших температур и глубин, чем в указанных регионах. Дополнительным фактором было значительное погружение мезозойских пород в кайнозойское время (особенно, в южной части Внешнего Галф Коста) и поэтому было относительно кратковременным пребывание УВ в условиях высоких температур. Меньшее количество залежей газа, чем нефти, в верхнем интервале разреза обусловлено плохими условиями сохранности газа (перерывы, нарушенность внешней бортовой зоны региона).

В IV тип входит большинство межгорных впадин молодых складчатых зон и внутренних бортов молодых передовых прогибов, характеризующихся преимущественно кайнозойской седиментацией. Нефтяные залежи преобладают здесь во всех разведанных интервалах глубин, иногда почти до 7 км. Подобная закономерность, отмеченная И.В. Высоцким и др., определяется: 1) сапропелевым OВ продуцировавших УБ толщ; 2) интенсивной нарушенностью осадочного чехла и поэтому широкой вертикальной миграцией УВ, рассеиванием главным образом газа; 3) молодостью генерации и аккумуляции УВ, вследствие чего нефть сохраняется при высоких пластовых температурах (рис.3, А—а, г), что в этих регионах чаще с умеренным геотермическим градиентом имеет место на больших глубинах; 4) тем, что главная фаза нефтеобразования в указанных регионах с невысокой прогрет остью недр обычно проявляется на глубинах от 3 до 7 км.

Следует отметить широкий интервал глубин, который занимает нефтеносная зона в двух последних типах регионов.

В V тип объединены регионы с небольшой мощностью осадочного чехла, в котором распространены в основном залежи нефти. Верхняя газовая зона в них отсутствует вследствие плохих условий для сохранности газа (длительность диффузии в регионах с палеозойской седиментацией, сильная нарушенность пород в грабенах). Нижней газовой зоны нет потому, что отложения не погружались в необходимые температурные условия, так как фундамент находится на глубинах 4-5 км.

Следующие пять типов регионов характеризуются повышенной газоносностью или являются преимущественно газоносными.

VI тип представляет собой наложенные на молодые складчатые зоны впадины, выполненные плиоцен-четвертичными отложениями небольшой мощности.

Залежи газа в них специфического водорастворенного типа. Газ по генезису биохимический, что подтверждается, в частности; очень легким изотопным составом метана (-6,55/-7,48%). К этому же типу относиться залежь в озере Киву в Уганде (рифтовая зона) со сходным изотопным составом.

В VII тип объединены также молодые наложенные на складчатую зону впадины, выполненные мощной толщей (до 3-4 км и более) плиоцен-четвертичных пород. Под ними распространены более древние, обычно существенно дислоцированные отложения. В плиоценовом комплексе преобладают скопления газа, который генетически относится к зоне протокатагенеза и частично диагенеза. Об этом свидетельствует легкий изотопный состав углерода метана (-5,5/-6,4%) и то, что нефтяные залежи распространены в более древних (начиная с миоцена) породах, а в плиоценовых встречаются только там, где они подстилаются миоценовыми. В этих регионах в плиоценовых отложениях ниже верхней газовой зоны при пластовых температурах более 100°C (рис. 3, А—д) должна быть распространена нефтеносная зона. Верхняя газовая зона здесь приобретает аномально широкое развитие (в Адриатическом регионе - до 4 км).

В VIII тип регионов включены складчатые борта герцинских передовых прогибов, в пределах которых распространены главным образом палеозойские отложения. Для этих регионов характерна преимущественная газоносность всего разреза, что является следствием высоких стадий катагенеза OB и УВ даже на относительно небольших глубинах, а также подтока газа из глубокопогруженных горизонтов по широко развитым здесь нарушениям. Таким образом, регионы характеризуются развитием только нижней газовой зоны.

Очень специфичен Ангаро-Ленский регион (IX тип). В интервалах 1-3 км обнаружены главным образом газоконденсатные залежи, а 3-4 км - газовые. Преимущественная газоносность пород венда и нижнего кембрия обусловлена тем, что сапропелевое OB материнских толщ на стадии диагенеза было сильно окислено и приобрело черты гумусового OB, а поэтому, как мы считаем, могло генерировать в основном газ. Сохранность его обеспечилась наличием мощной соленосной покрышки.

Также своеобразен X тип регионов, характеризующийся повышенной газоносностью как мезозойских, так и палеозойских отложений. В разведанном здесь интервале глубин до 4 км преобладают залежи газа, тогда как в других регионах палеозойский комплекс обычно нефтеносен (см. рис. 1, тип II ). Специфика данных регионов в истории их развития заключается в том, что в конце палеозоя они претерпели значительный подъем, приведший к длительному перерыву в осадконакоплении и размыву отложений до 2-3 км. После перерыва накопилась мощная толща мезо-кайнозойских пород (до 3-4 км). Вследствие указанного материнские силур-девонские отложения пережили два этапа погружения, дважды оказывались в ГЗН и частично проходили ее. По данным многих исследователей, если сапропелевое OB однажды прошло ГЗН, то оно при повторном погружении генерирует в основном газ. В рассматриваемых регионах большинство залежей УВ молодые - мезо-кайнозойского периода формирования. Следствием указанной истории развития является повышенная прогретость отдельных участков регионов. Воздействие высоких температур привело к очень сильному преобразованию OB и УВ и генерации преимущественно газа, особенно в западных частях региона. Сохранности газа способствовали молодость его образования, а в ряде районов - хорошие покрышки. Следует отметить, что в Сахарском регионе указанные особенности развития привели к тому, что в сводном разрезе основная масса газа, расположенная выше нефти, относится к зоне апокатагенеза.

Далее рассматриваются регионы, характеризующими вертикально-глубинной зональностью распределения УВ. в пределах которых основные материнские толщи содержат главным образом гумусовое OB.

Преимущественная газоносность регионов XI типа определяется тем, что. основные продуцировавшие УВ толщи содержат главным образом гумусовое OB. Преобладающим типом залежей являются газоконденсатные, приуроченные к средним глубинам и температурам более 50°С (см. рис. 2, в, е). Необходимо отметить закономерность, установленную И.П. Соколовым и др.: максимальное количество конденсата находится в газах залежей, приуроченных к бортовой зоне Амуцарьинской синеклизы (катагенез OB от Д до Ж). Выше и ниже количество конденсата уменьшается. Из приведенных данных следует важный вывод: в природных условиях в разрезе регионов может отсутствовать или быть слабо выраженной нефтеносная зона. На рис. 4 приведены материалы С.Г. Неручева и А.З. Конторовича с дополнениями автора, из которых вытекает, что в ГЗН интенсивность генерации нефти и газа преимущественно сапропелевым или гумусовым OB резко различная. При сапропелевом типе OB образуется в основном нефть, при гумусовом - газ, причем в последнем случае соотношение газа к нефти ГЗН не менее, чем 3:1. Подобное соотношение в условиях высоких пластовых давлений приводит к массовому растворению нефти и газа и к формированию главным образам газоконденсатных залежей в ГЗН.

Помимо VIII типа, в природе еще существуют регионы, в пределах которых залежи газа преобладают во всем разрезе (XII тип). В этом случае основная причина очевидно в том, что континентальные материнские отложения содержат гумусовое OB с очень небольшим количеством сапропелевой органики и поэтому генерируют на всех этапах почти исключительно газ.

Известны регионы, в разрезе которых материнские толщи содержат и сапропелевое и гумусовое OB (XIII тип). Эти регионы являются областями накопления уникальных по мощности кайнозойских дельтовых осадков. В дельты рек с суши сносится большое количество растительных остатков, гумусовое OB которых генерирует преимущественно газ. По простиранию дельтовые отложения сменяются морскими, OB которых в ГЗН генерирует по большей части нефть. Однако в целом газа образовалось больше, чем нефти. В этих регионах в интервале до 3 км преобладают залежи нефти, ниже, до разведанных глубин 7 км, - газоконденсата. До 3 км осадочный чехол сильно нарушен, что привело к существенной дегазации этого интервала разреза и поэтому - к преимущественной его нефтеносности. Ниже (при пластовых давлениях более 300 ат) прослеживается хорошо закрытая зона, фиксируемая развитием аномально высоких пластовых давлений (АВПД) (см. рис. 3, Б-в,ж). Генерационное преобладание газа над нефтью в условиях АВПД привело к массовому растворению нефти в газе и к формированию газо- и нефтегазоконденсатных залежей. С рубежа развития АВПД и происходит смена нефтеносной зоны на газоконденсатную. В этих, регионах газоконденсатная зона имеет аномально широкое развитие (разведанный интервал 3-7 км).

Рассмотрим материалы по регионам, характеризующимся вертикально-стратиграфической зональностью распределения УВ.

Для XIV—XVI типов регионов отмечается приуроченность залежей нефти, с одной стороны, и газа, с другой - к разным стратиграфическим комплексам отложений. Различия между типами заключаются в том, что в одних регионах газовые скопления сосредоточены в верхних интервалах разреза, а нефтяные -в нижних, в других - наоборот. Кроме того, они отличаются стратиграфическим диапазоном продуктивных пород. Общим для всех является то, что газосодержащие породы представлены угольными континентальными разностями, а нефтесодержащие - морскими. Разный тип исходного OB определил указанное распределение УВ. Следует отметить, что стратиграфическая зональность прослеживается до глубин, ниже которых высокая степень катагенеза OB и УВ приводит к тому, что тип исходного OB уже не играет роли, и в которых распространены в основном газовые залежи.

В XVH типе кайнозойские отложения преимущественно нефтеносны, а мезозойские характеризуются повышенной газоносностью. Морские кайнозойские породы, слагающие осадочный чехол, очевидно, содержат в основном сапропелевую органику, которая в ГЗН генерирует в большей степени нефть, чем газ. Породы сильно нарушены, что привело к значительной дегазации недр. Эти факторы, по-видимому, и определили преимущественную нефтеносность комплекса. Мезозойские отложения входят в состав складчатого основания, битуминозные разности пород подверглись сильному катагенезу. Последнее и привело к образованию и накоплению внутри комплекса газа. Нефтяные залежи в мезозойских отложениях встречаются только на контакте с кайнозойскими, откуда УВ и пришли.

Приведенные материалы охватывают не все, но, очевидно, большинство имеющих место в природе типов регионов, характеризующихся различной вертикальной зональностью распределения залежей УВ разного фазового состояния.

Исследователи, занимавшиеся рассматриваемой проблемой, обычно ограничивались анализом распространения залежей УВ. Между тем не меньшее значение имеет вертикальное размещение запасов, нефти и газа. Распределение залежей УВ - это качественная сторона проблемы, размещение их запасов -количественная.

Количественная сторона генезиса нефти и газа в последнее время активно разрабатывается. Вначале было установлено наличие главной фазы нефтеобразования. Появились работы, в которых утверждается существование и главной зоны газообразования (ГЗГ). Относительно положения ГЗН мнения исследователей сходятся: она связана с этапом мезокатагенеза. Сейчас уточняются температурные и глубинные интервалы ГЗН, установлено ее Погружение от более древних к более молодым комплексам. Представления же ученых о положении ГЗГ значительно расходятся. А.Э. Конторович считает, что нет ГЗГ, а есть два максимума газообразования, приходящихся на ранние и завершающие этапы катагенеза OB, а И.П. Жабрев с соавторами их относит к стадиям Г-Ж и Т. В.П. Строганов полагает, что основная масса газа образуется на ранних этапах преобразования OB, а большинство исследователей связывают это с конечными стадиями катагенеза: K-T, K-T-A, A. Следует отметить также, что многие ученые приводят данные о том, что большое количество газа образуется в диагенезе.

Анализу размещения и концентрации запасов нефти и газа по вертикали в различных регионах (т.е. основных зон аккумуляции УВ) посвящено много работ. Вывод о том, что запасы УВ концентрируются на глубинах до 3 км в большинстве случаев справедлив, но для настоящего этапа исследований является слишком общим. Следует отметить, что особенности размещения основных зон аккумуляции УВ в различных геологических условиях могут уточнить положение ГЗН и ГЗГ (или максимумов газообразования), которые до сих пор устанавливались главным образом на основании преобразования возможно материнских толщ в процессе их погружения, в частности, по характеру изменения керогена и условий первичной миграции УВ. Для краткости основные вертикальные зоны аккумуляции нефти и газа назовем соответственно основными этажами нефтеносности (ОЭН) и газоносности (ОЭГ),

На рис. 5 представлено положение ОЗН в регионах с преимущественно палеозойской, мезозойской и кайнозойской седиментациями. Из приведенных материалов следует, что в пределах платформенных регионов происходит закономерное понижение ОЭН от более древних пород к более молодым. В палеозойских отложениях ОЭН приурочен к глубинам до 2 км с максимумом чаще в интервале 1-2 км (см. рис. 5, А). В мезозойских породах ОЭН находится на глубинах 1-3 км (см. рис. 5, Б), а в кайнозойских (и в мезозойских в областях интенсивного кайнозойского прогибания) в интервале 1-4 км, обычно 2-4 км (см. рис. 5, В). Сопоставление глубин образования нефти в платформенных регионах в разновозрастных породах с приведенным положением основных зон аккумуляции показывает довольно закономерное их совпадение (см. рис. 5 в статье Раабена, Черникова). Точнее, ОЭН охватывает верхнюю часть ГЗН и еще километровый интервал выше.

В пределах внутрискладчатых зон в кайнозойских отложениях ОЭН приурочено к глубинам до 2 км с максимумом до 1 км. В этом случае соответствия в положении ОЭН и ГЗН не отмечается. Однако известно, что в складчатых областях ввиду сильной нарушенности осадочного чехла широко развита вертикальная миграция УВ, которая в привела и концентрации нефти на глубинах до 2 км.

В целом можно сделать вывод о том, что в платформенных регионах одним из основных факторов, влияющих на положение ОЭН, является нахождение ГЗН. Закономерное погружение ОЭН от более древних пород к молодым при прочих равных условиях является еще одним доказательством подобного погружения и ГЗН, которое было определено автором совместно с К.А. Черниковым, а также Б. Тиссо на основании анализа других данных. Из указанного правила, однако, встречаются исключения, во многом объяснимые.

Рассмотрим положение ОЭГ в регионах различного типа (рис. 6). Регионы с запасами газа менее 100 млрд.м3 в анализ не включались как непредставительные. По характеру глубинной концентрации запасов газа при генетической общности последнего нами выделены три группы регионов.

В первой группе регионов ОЭГ находится на небольших глубинах - до 2 км. Эта группа подразделена на две подгруппы.

К первой подгруппе отнесены регионы со специфическим водорастворенным типом залежей газа (Конто, оз. Киву и др.). Эти регионы представляют собой наложенные на складчатую область впадины или рифтовую зону, выполненные плиоцен-четвертичными отложениями. Запасы газа в них сосредоточены на глубине до 1 км. Газ биохимического происхождения, что, в частности, установлено по очень легкому изотопному составу углерода метана (-6,55/-7,48%), чаще более -6,5%.

Во вторую подгруппу включены регионы, в которых запасы газа концентрируются на глубине до 2 км (см. рис. 6, А). Подобные регионы приурочены к впадинам, наложенным на складчатую зону или расположенным на молодых платформах. Газоносны кайнозойские и меловые отложения. Газ представляет собой продукт диагенетического и раннекатагенетического преобразований преимущественно сапропелевого OB (Среднекаспийский, Адриатический, Паннонский и др. регионы), реже - гумусового OB (Западно-Сибирский). Указанный генезис УВ подтверждается следующими данными: 1) почти исключительно метановым составом газа; 2) легким изотопным составом углерода метана (-5/-7% и более); 3) приуроченностью скоплений газа к породам, находящимся на буроугольной стадии катагенеза; 4) донефтяной природой газа в Адриатическом и Паннонском регионах, поскольку его залежи приурочены к плиоценовым отложениям, а сингенетичная нефть распространена в более древних породах, начиная с миоценовых.

Во второй группе регионов запасы газа концентрируются в интервале 1-4 км (см. рис. 6, В). Продуктивны мезозойские и верхнепалеозойские (редко-кайнозойские) отложения в регионах, по большей части находящихся на молодых платформах (Амударьинский, Азово-Кубанский, Северо-Европейский, Восточный Внутренний в Австралии и др.). Все регионы объединяют следующие черты: 1) основные материнские толщи являются угленосными континентальными; 2) газ характеризуется тяжелым изотопным составом углерода метана (-2,3/-4%), редко более легким, что говорит о его образовании в жестких термобарических условиях; 3) высокая степень преобразованности материнских толщ. Например, по данным П. Робера, залежи газа в южной части Северного моря в ротлигенде распространены только на тех участках, в пределах которых нижележащие материнские угленосные континентальные отложения верхнего карбона преобразованы до стадий катагенеза от жирно-коксовой до тощей.

Как указывалось выше, по данным большинства исследователей, максимальное количество метана генерируется угольными толщами на стадиях катагенеза, чаще от коксовой и выше, что обычно имеет место на больших глубинах (более 4 км). Зона концентрации запасов газа в рассматриваемых регионах находится обычно непосредственно выше зоны генерации (2-4 км). Колебания в глубинах обусловлены разным положением первой снизу региональной герметичной покрышки. Большие глубины в этих регионах изучены слабо, в их пределах могут быть сосредоточены значительные запасы газа.

В третьей группе регионов (см. рис. 6, В), расположенных на древних и молодых платформах, где продуктивны палеозойские и мезозойские отложения, основная масса газа сосредоточена на больших глубинах - более 3-4 км (Пермский, Аквитанский) - или согласно прогнозным оценкам должна быть на этих же глубинах (Западный Внутренний, Северо-Каспийский регионы). Имеются данные о том, что газовые залежи приурочены к породам, характеризующимся стадиями катагенеза выше жирной, а сами газы отличаются тяжелым изотопным составом углерода метана. Высокотермальная природа газов подтверждается их метаново-углекислым составом.

В некоторых регионах (Северо-Каспийском, Западном Внутреннем) на небольших глубинах - до 2 км - сосредоточены значительные запасы газа. Однако, как указывалось выше, на глубинах более 4 км прогнозируются большие запасы. Кроме того, основная часть газа на небольших глубинах эпигенетична, газ прошел из глубоких впадин. Этот вывод обосновывается следующими данными: 1) крупнейшие газовые месторождения (в которых концентрируется основная масса газа на небольших глубинах), такие, как Оренбургское, Хьюготон-Панхендл, находятся в бортовой зоне глубоких впадин - Прикаспийской, Анодарко; вдали от этих впадин, значительных по запасам месторождений, газа нет; 2) основная часть газа Оренбургского месторождения характеризуется тяжелым изотопным составом углерода метана (-3,32/-4,58%), и очень небольшая изолированная залежь газа в наиболее молодых отложениях имеет состав -5,4%. Различия прослеживаются и по гелию, аргону, азоту, сероводороду. Газ верхней залежи очевидно является сингенетичным, а основная масса газа эпигенетична.

Из указанных закономерностей в размещении зон концентрации запасов газа имеются исключения, находящие свое объяснение.

Интересно отметить следующую особенность: от более молодых отложений к более древним происходит понижение ОЭГ. Однако это обусловлено тем, что в молодых отложениях выявлена а основном верхняя зона сингенетичного газонакопления, а в древних - нижняя. Сохранность верхней газовой зоны в молодых породах обусловлена наличием хороших глинистых покрышек (глины содержат большое количество набухающих минералов), а также молодостью генерации и аккумуляции УВ. Отсутствие или слабая выраженность этой зоны в древних отложениях вызваны давно закончившимися генерацией и аккумуляцией УВ, большим рассеиванием газа чаще вследствие очень длительной диффузии и распространением плохих для газа покрышек (глины по большей части превратились в аргиллиты).

Нижняя газовая зона в молодых (прежде всего кайнозойских) породах еще, как правило, не вскрыта. Судя по положению ГЗН в кайнозойских отложениях, ОЭГ в них должен быть расположен на глубинах более 5-6 км, Важно также отметить, что газ нижней газовой зоны в кайнозойских и мезозойских комплексах в основном образовался вследствие катагенеза OB, тогда как в палеозойских отложениях еще дополнительно в значительной степени в результате деструкции нефти, так как за счет длительности процессов ГЗН во времени мигрирует в область меньших температур и глубин.

В эпиплатформенном орогене Скалистых гор в США (впадины Биг-Хорн, Уинд-Ривер, Грин-Ривер и др.) запасы газа концентрируются в верхних мел-кайнозойских отложениях, а запасы нефти - в нижележащих мезозойских и палеозойских породах (рис. 7). В Ферганской и Афгано-Таджикской впадинах (эпиплатформенный ороген Тянь-Шаня) в мезозойских отложениях сосредоточена основная часть запасов газа, а в кайнозойских - нефти. Главной причиной такой закономерности является то, что газосодержащие комплексы представлены континентальными отложениями, гумусовое OB которых генерировало в основном газ, а нефтесоцержащие - морскими, сапропелевое OB которых производило преимущественно нефть. Стратиграфическая зональность в размещении запасов УВ распространена в этих регионах до таких глубин, ниже которых вследствие высоких стаций катагенеза OB тип исходной органики уже не играет роли, и где распространены залежи газа.





Яндекс.Метрика