Палеотектонические исследования научная основа прогноза нефтегазоносности недр

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

УДК 551.24 : 553.982

Н. И. Воронин Астраханский государственный технический университет

ПАЛЕОТЕКТОНИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ -НАУЧНАЯ ОСНОВА ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

Г еолого-экономическая эффективность поисково-разведочных работ на нефть и газ в нефтегазоносных провинциях в значительной мере зависит от научно обоснованного прогноза нефтегазоносности недр, в основу которого положены представления о закономерностях размещения залежей нефти и газа. В регионально нефтегазоносных комплексах формирование залежей нефти и газа происходит неповсеместно. Этот процесс контролируется совокупностью палеогеографических, палеогидрогеологиче-ских и геотермических факторов. В современных условиях наблюдается интегрированное выражение геологических процессов, происходивших на протяжении длительной истории геологического развития. Если палеогеографические и литолого-фациальные факторы нефтегазоносности, четко запечатленные в породах, после седиментации остаются практически без изменений, то палеотектонические факторы подвержены значительным, порой взаимоисключающим изменениям. Более того, режим и направленность палеотектонических движений предопределяют термодинамические и палеогидрогеологические условия нефтегазоносных комплексов и в конечном итоге контролируют формирование и консервацию залежей нефти и газа. В связи с этим для объективного научно обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и открытия новых месторождений углеводородов необходимо тщательное изучение палеотектонических условий с учетом палеогеографических, литолого-фациальных и гидрогеологических критериев.

Единый процесс образования залежей нефти и газа многими исследователями разделяется на три этапа. Первый этап охватывает период седиментации осадков, накопление органического вещества (ОВ), его преобразование в углеводороды (УВ) и эмиграцию их в пласт-коллектор. Второй этап включает в себя массовую миграцию УВ в пласте-коллекторе и их аккумуляцию в ловушках. Третий этап - консервация сформировавшихся залежей нефти и газа. Все три этапа взаимосвязаны и взаимообусловлены и представляют собой единый процесс.

Палеотектонические факторы, предопределившие региональные процессы нефтегазообразования. При одинаковых благоприятных лито-лого-фациальных и палеогеографических условиях концентрация залежей УВ в регионально нефтегазоносных комплексах приурочена к участкам, которые характеризуются повышенными конседиментационными скоростями. Как установлено нами, минимальные значения составляют 15 м/млн лет на Скифско-Туранской и 20 м/млн лет на Восточно-Европейской платформах. При значениях скорости ниже критической, залежи УВ, как правило, отсутствуют. Оптимальные мощности нефтегазоматеринских комплексов для процессов нефтегазообразования составляют 800-1 000 м и более, минимальные - около 500 м [1].

Скорость конседиментационного прогибания оказывает влияние:

- на формирование нефтегазоносных комплексов: чем выше скорость прогибания, тем больше мощность синхронных толщ коллекторов и покрышек, улучшаются коллекторские свойства терригенных пород [2];

- особенности и масштабы продуцирующих способностей осадков: повышенные концентрации ОВ приурочены к участкам, где скорость прогибания составляет свыше 20 м/млн лет;

- особенности преобразования ОВ и динамику генерации УВ;

- термодинамические условия нефтегазоматеринских толщ;

- скорость вхождения потенциально нефтегазоматеринских отложений в зону нефтеобразования или газообразования, продолжительность пребывания их в той или другой зоне.

Уменьшение темпа конседиментационного прогибания нефтегазоматеринских толщ сопровождается тенденцией к ухудшению региональных процессов нефтегазообразования. На примере Прикаспийской впадины, Скифской и Туранской плит установлено, что залежи УВ обнаружены в тех зонах, где скорость конседиментационного прогибания превышала 15-20 м/млн лет. Последующие после седиментации тектонические движения могли усилить или ослабить процесс генерации УВ в зависимости от их направленности и темпа прогибания. Суммарный эффект седиментационного и постседи-ментационного прогибания должен обеспечить вхождение нефтегазоматеринских пород в главную зону нефтеобразования (ГЗН).

Таким образом, скорость конседиментационного прогибания, компенсированного осадконакоплением, при благоприятном сочетании с постседиментационным погружением представляет собой комплексный показатель благоприятных литологических, геохимических, палеогидро-геологических и термодинамических условий региональной генерации и миграции УВ. Минимальные критические значения скорости конседиментационного прогибания составляют около 15-20 м/млн лет. Эти значения необходимо рассматривать в качестве объективного палеотектониче-ского критерия промышленной нефтегазоносности территории. Малоперспективными и бесперспективными являются осадочные толщи, которые формировались в условиях низких конседиментационных скоростей.

Палеотектонические факторы, контролирующие процессы формирования залежей УВ. Основные палеотектонические факторы на этапе формирования месторождений нефти и газа - время заложения региональных ловушек, способных удерживать жидкие и газообразные УВ, и особенности последующего их развития.

В пределах Прикаспийской впадины и прилегающих районов Скиф-ско-Туранской платформы, как и во многих нефтегазоносных провинциях, прослеживается прямая связь между возрастом ловушек и их продуктивностью [3-5]. Установлено, что формирование большинства поднятий происходило одновременно с седиментацией осадков, либо они были сформированы несколько позже, но до начала массовой миграции УВ. Ловушки нефти и газа, сформированные после региональной миграции, не содержат залежи УВ.

Распределение залежей нефти и газа по разрезу в пределах зон неф-тегазонакопления зависит от динамики роста и палеогипсометрического положения ловушек относительно друг друга. В качестве дополнительных палеотектонических факторов необходимо учитывать контрастность ловушек и величину региональных палеонаклонов.

Палеотектонические факторы в известной степени определяют также фазовое состояние УВ. В зависимости от времени вхождения нефтегазоматеринских пород в ГЗН или главную зону газообразования (ГЗГ) и развития региональных ловушек, на этих этапах погружения можно прогнозировать преимущественное развитие жидкостей или газообразных УВ. Установлено, что зоны преимущественного нефтенакопления приурочены к поднятиям конседиментационного развития, а газонакопления - к поднятиям постседи-ментационного развития, характеризующимся активным воздыманием в отдельные этапы развития. Именно в этапы воздымания и происходит заполнение ловушек газом за счет выделения газообразных УВ из подземных вод при снижении пластовых давлений. При раздельном прогнозировании необходимо учитывать генетический тип ОВ и катагенетическую его превращенность.

Палеотектонические факторы, контролирующие сохранность залежей нефти и газа. Сформировавшиеся залежи УВ в течение длительного геологического времени подвергались различным геологическим процессам, которые на определенных этапах развития могли привести к новому циклу нефтеобразования либо к их разрушению. В этой связи важно знать режим и направленность палеотектонических движений, последовавших после формирования месторождений нефти и газа. К числу важнейших палеотектонических факторов относятся: унаследованность развития, палеотектонические перестройки, размывы, развитие дизъюнктивных нарушений, формирование палеонаклонов.

Важнейшим фактором, определяющим сохранность сформировавшихся зон нефтегазонакопления, являются палеотектонические перестройки, которые обычно сопровождаются изменением направления региональных наклонов, а также палеогидрогеологических и палеогидродинамиче-ских условий. Именно в результате палеотектонических перестроек, вы-

званных интенсивными тектоническими движениями, происходит активное разрушение сформировавшихся залежей нефти и газа или их переформирование. Нефтегазоносные комплексы могут попасть в зону активного водообмена, что приводит к активному окислению и разрушению залежей.

Другим разрушающим фактором являются древние эрозионные размывы, которые приводят в отдельных случаях не только к расформированию месторождений, но и к полному уничтожению нефтегазоносных комплексов. Влияние размывов на сохранность залежей нефти и газа необходимо рассматривать с историко-геологических позиций: времени проявления размывов, их глубины, времени основной миграции УВ, нефтегазогенерационного потенциала пород и особенностей после размыва геотектонического развития.

Изменение величины регионального наклона и его направленности может привести к изменению объема ловушки и разрушению залежей нефти и газа. С увеличением регионального наклона (3-5° и более) сокращается количество локальных поднятий, уменьшается их размер. С возрастанием величины регионального наклона увеличивается вероятность разрушения нефтяных залежей, так как для их удержания требуются более жесткие условия, и возрастает роль газовых месторождений. Изменение величин соотношения углов наклона пластов в пределах локального поднятия и регионального наклона является важным фактором, влияющим на сохранность залежей нефти и газа.

Таким образом, в результате выполненных исследований установлено:

1. На разных этапах развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления палеотектонические факторы играли ведущую роль.

2. Скорость конседиментационного прогибания, компенсированного осадконакоплением, при благоприятном сочетании с постседиментацион-ным погружением представляет собой комплексный показатель благоприятных литологических, геохимических, палеогидрогеологических и термодинамических условий региональной генерации и миграции УВ. Минимальные критические значения конседиментационного прогибания составляют около 15-20 м/млн лет.

3. На этапе формирования месторождений нефти и газа основными палеотектоническими факторами являются время заложения и особенности развития ловушек, их контрактность, режим и направленность палео-тектонических движений.

4. Сформировавшиеся залежи УВ в течение длительного геологического времени подвержены различным геологическим процессам, которые на определенных этапах развития могли привести к их расформированию. К числу важнейших палеотектонических факторов относятся: палеотекто-нические перестройки, развитие размывов, унаследованность развития региональных палеонаклонов.

5. Установленные палеотектонические критерии прогноза нефтега-зоносности могут быть использованы как поисковые критерии на различ-

ных этапах поисково-разведочных работ и как научная основа для прогноза перспектив нефтегазоносности.

СПИСОК ЛИТЕРА ТУРЫ

1. Воронин Н. И. Палеотектонические критерии прогноза и поиска залежей нефти и газа (на примере Прикаспийской впадины и прилегающих районов Скифско-Туранской платформы). - М.: ЗАО «Г еоинформмарк», 1999. - 288 с.

2. Назаркин Л. А. Влияние темпа седиментации и эрозионных срезов на нефте-газоносность осадочных бассейнов. - Саратов: СГУ, 1979. - 336 с.

3. Воронин Н. И. О характере связи между возрастом поднятий и их продуктивностью // Молодые платформы и их нефтегазоносность. - М.: Наука, 1975. -С. 184-187.

4. Зависимость между характером развития локальных поднятий и их нефтега-зоносностью (на примере Западно-Сибирской низменности) / Е. И. Бенько, Е. В. Еханин, В. П. Жаднова, И. А. Миталев // Нефтегазовая геология и геофизика: Текущ. информ. - 1964. - Вып. 18.

5. Кабышев Б. П., Шевченко А. Ф. О влиянии возраста ловушек на их нефтегазоносность в Днепрово-Донецкой впадине // Закономерности образования и размещения промышленных месторождений нефти и газа. - Л., 1972. - С. 89-91.

Получено 29.07.04

PALEOTECTONIC RESEARCHES - SCIENTIFIC BASIS OF THE FORECAST OF OIL-GAS BEARING RESOURCES

N. I. Voronin

Under the modem conditions the integrated manifestation of geological processes taking place throughout the whole history of geological development is observed. The regime & direction of paleotectonic movements predetermine control the formation & conservation of oil & gas deposits. The velocity of consedimenta-tional sagging compensated by sedimentation under the favourable combination with the postsedimentational immersion presents aggregated factor of favourable lithological, geochemical, paleohy-drogeologic & thermodynamic conditions of regional generation & migration of hydrocarbons. Minimal critical figure of consedi-mentational sagging is 15-20 m/mln years. It was established that at the stage of oil-&-gas field formation the main paleotectonic factors are time deposit &the peculiarities of trap development, their contrast, regime & direction of paleotectonic movements; for already formed deposits - paleotectonic reconstructions, washouts development, heredity of regional slopes formation which may lead to their separation. The determined paleotectonic standards of oil & gas bearing forecast may be used like search standards at different stages of prospecting work & also as research basis to predict oil-&-gas - bearing of resources.