Общее и особенное в формировании газовых и нефтяных месторождений-гигантов

ОБЩЕЕ И ОСОБЕННОЕ В ФОРМИРОВАНИИ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ-ГИГАНТОВ

В.А. Скоробогатов

В структуре приповерхностной части земной коры в пределах всех континентов и окружающих их эпиконтинентальных морей выделяется более шестисот осадочных бассейнов и суббассейнов с мощностью неметаморфизованного осадочного чехла фанерозойского возраста от 1^3 до 15^18 км. Около 240 осадочных бассейнов характеризуются промышленной нефтегазоносностью. В их недрах открыты газовые (Г), газоконденсатные (ГК), нефтяные (Н) и смешанные (ГКН, НГК и т.д.) месторождения, различающиеся по крупности (геологическим запасам) и фазовому состоянию углеводородов (УВ) (рис. 1). Большинство осадочных бассейнов включают значительные объемы сероцветных и красноцветных терригенных, карбонатных и соленосных пород морского, континентального и дельтового генезиса, которые, в свою очередь, вмещают неподвижные (уголь, углистые и битуминозные сланцы) и подвижные миграционноспособные (газ, нефть) локализованные формы горючих полезных ископаемых в виде залежей и месторождений (совокупности залежей).

К началу 2011 г. текущие запасы газа и нефти в мире составляли соответственно 187 трлн м3 и 184 млрд т. За все годы эксплуатации из недр осадочных бассейнов было извлечено 92 трлн м3 газа и более 100 млрд т нефти. Таким образом, начальные запасы УВ превысили 500 млрд тут (при условном числовом эквиваленте 1000 м3 газа = 1 т жидких УВ).

Общеизвестна значительная роль крупнейших по величине запасов месторождений УВ [1—5]. В ряде стран и регионов такие месторождения вмещают до 60^70 % и более начальных запасов и обеспечивают, по крайней мере в начальный и «зрелый» периоды освоения углеводородного потенциала недр отдельных осадочных бассейнов, 50 % и более добычи (суммарной и текущей). Вместе с тем критерии крупности запасов УВ, применяемые для характеристики величины месторождений,

Рис. 1. Схематическая карта осадочных бассейнов Земли1

1 На основе: Высоцкий В.И. Карты газоносности мира / В.И. Высоцкий, Е.Н. Исаев, К.А. Клещев и др. - ВНИИзарубежгеология, ВНИГНИ, 1994.

в разных странах существенно различаются [2, 3]. В частности, в американской трактовке к гигантским относятся месторождения с извлекаемыми запасами более 85 млрд м3 (около 100 млрд м3 геологических запасов). Китайские геологи считают гигантскими месторождения с запасами более 25 млрд м3 и т.д.

По классификации, принятой в ОАО «Газпром», к уникальным относятся газосодержащие месторождения с начальными геологическими запасами свободного (фазообособленного) газа более

3,0 трлн м3, к сверхгигантским - от 1,0 до 3,0 трлн м3, к гигантским - 300^1000 млрд м3. В мире насчитываются единицы уникальных месторождений, первые десятки сверхгигантских, многие десятки гигантских месторождений. Всего в осадочных бассейнах мира насчитывается, по оценке автора статьи, 105 месторождений с геологическими запасами более 300 млрд м3 каждое (с извлекаемыми запасами более 240^270 млрд м3 в зависимости от промыслово-геологических условий локализации и эксплуатации). Именно такие месторождения становятся центрами газодобычи (с потенциальным уровнем производства 10 млрд м3/год и более) и определяют масштабы и динамику развития газодобывающей отрасли промышленности отдельных областей, стран и регионов мира.

К гигантским нефтяным месторождениям следует отнести месторождения с геологическими запасами нефти более 300 млн т, к сверхгигантским - более 1,0 млрд т, к уникальным - более 3,0 млрд т. Необходимо отметить безусловную неэквивалентность геологических запасов газа и нефти в недрах по отношению к их промышленной значимости при фоновых величинах коэффициента извлечения газа - 70^90 % (обычно более 80 %) и нефти - 30^45 %. Однако при постоянном совершенствовании техники и технологий добычи коэффициент нефтеизвлечения постепенно увеличивается и для некоторых месторождений, законченных разработкой, перешагнул рубеж 50 % (в Норвегии — 55^60 %). Эта неэквивалентность неизбежно будет устранена, точнее, минимизирована (с минимальной разницей 12^15 %).

В осадочных бассейнах мира известно значительно большее число гигантских и уникальных нефтесодержащих месторождений (по оценке автора, не менее 220^230), при этом мировой нефтяной лидер — месторождение Гавар — с начальными извлекаемыми запасами более 10 млрд т (геологическими, по-видимому, более 30 млрд т) несколько превосходит по величине газовое месторождение-лидер — Южный Парс (Северный купол) (около 28,3 трлн м3 начальных запасов газа).

В большинстве осадочных нефтегазоносных бассейнов открыто и разведано, как правило, ограниченное число газовых и нефтяных, реже смешанных нефтегазовых месторождений-гигантов. Начнем с России.

К 2011 г. в осадочных бассейнах России (суша и шельф) открыто 34 месторождения с начальными разведанными запасами (НД+В+С1) более 300 млрд м3 каждое, из них 6 уникальных (Большой Уренгой - 11,5; Ямбургское - 6,9; Бованенковское - 4,4; Штокмановское - 3,9; Заполярное - 3,8; Астраханское - более 3,0 трлн м3), 8 сверхгигантских (Медвежье - 2,4; Оренбургское - 1,9; Ковыктинское - 1,4; Харасавэйское - 1,3 трлн м3 и др.), 20 гигантских месторождений (Вуктыльское, Северо-Тамбейское, Харампурское, Южно-Русское, Чаяндинское, Лунское и др.). Из уже открытых месторождений многие существенно недоразведаны (числятся значительные объемы предварительно оцененных запасов категории С2 по разведуемым залежам), неопоискованы глубокие горизонты месторождений, поэтому при дальнейшем изучении их крупность по запасам, безусловно, будет возрастать. В частности, реальными «кандидатами» на звание сверхгигантских в будущем являются Русановское и Ленинградское ГКМ (Карское море), Крузенштернское месторождение (п-ов Ямал) и др. С высокой вероятностью запасы этих месторождений в конце доразведки превысят 1 трлн м3.

Уникальных нефтесодержащих месторождений в осадочных бассейнах России открыто всего три: два в Западной Сибири — Самотлорское (7,3 млрд т разведанных геологических запасов), Красноленинское (3,5 млрд т, после масштабной доразведки, возможно, до 4,5^4,8 млрд т) и Ромашкинское в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (НГП) (более 4,0 млрд т). Вместе с тем общее число нефтяных гигантов в России несколько превышает число газосодержащих гигантских и уникальных месторождений.

По отдельным нефтегазоносным бассейнам ситуация такова. В Тимано-Печорской провинции известен только один газовый гигант

и один газовый сверхгигант - Оренбургское (1,9 трлн м3). В Северо-Кавказской провинции не открыто ни одного гигантского месторождения УВ. В Западно-Сибирской мегапровинции известно 41 нефтяное месторождение с запасами более 300 млн т каждое. Большинство из них расположено в Среднем Приобье и только пять на севере (Русское - сверхгигант), а также 26 газосодержащих месторождений (все в ЯНАО). Вместе с тем первые десять наиболее крупных месторождений газа вмещают 37,2 трлн м3 начальных открытых запасов, десять нефтяных - 27,7 млрд т, то же наблюдается и в Восточно-Сибирской мегапровинции (табл. 1), т.е. степень концентрации запасов газа выше, чем нефти [1].

Таблица 1

Крупнейшие месторождения газа и нефти Западной и Восточной Сибири с начальными геологическими запасами УВ

(Q+A+B+C1+C21

№ Газосодержащие месторождения Западной Сибири

1 13,4* 1 7,6** 1 2,0*** 1 1 9****

2 7,3 2 5,5 2 1,8 2 1,0

3 4,9 3 4,0 3 1,2 3 0,7

4 3,7 4 2,4 4 0,6 4 0,5

5 2,3 5 1,7 5 0,2 5 0,4

6 1,6 6 1,6 6 0,2 6 0,2

7 1,7 7 1,5 7 0,2 7 0,1

8 1,2 8 1,2 8 0,2 8 0,1

9 0,9 9 1,2 9 0,1 9 0,1

10 0,9 10 1,1 10 0,1 10 0,07

Всего: 37,2 27,7 7,7 5,1

* Ареал Большого Уренгоя, в т.ч. запасы нефти Уренгоя - 3,5 млрд т.

** Запасы свободного газа Самотлорского месторождения - 0,2 трлн м3.

*** Ковыктинское ГКМ.

**** Юрубчено-Тохомское НГКМ.

В недрах древней Сибирской платформы не открыто ни одного уникального месторождения УВ, известны только 4 газовых и 4 нефтяных гиганта (см. табл. 1). На Присахалинском шельфе Охотского моря открыто одно газосодержащее месторождение - Лунское - с запасами около

0,5 трлн м3. На территории России известны и целые области, в которых не открыто ни одного гигантского месторождения (Енисей-Хатангский прогиб, Вилюйская впадина и др.).

В Днепрово-Донецкой впадине открыты два газоконденсатных месторождения - Шебелинское и Западно-Крестищенское (в сумме почти 1 трлн м3). В Североморском нефтегазоносном бассейне нет ни одного уникального месторождения УВ, к сверхгигантским относятся месторождения Гронинген (2,7 трлн м3 начальных промышленных запасов газа) и Тролл (около 1,3 трлн м3). Всего открыто 4 газовых и 5 нефтяных гигантских месторождений (Экофиск, Брент, Леман и др.).

В Норвежском нефтегазоносном бассейне открыто гигантское газоконденсатное месторождение - Ормен-Ланге с запасами 315 млрд м3 (терригенный разновозрастный коллектор под глинистой покрышкой, верхи мела - палеоцен).

В нефтегазоносных бассейнах Западной Европы (суша) только одно газоконденсатное месторождение может претендовать на звание гигантского - Лак (Аквитанский нефтегазоносный бассейн на юге Франции).

В Центрально-Азиатском регионе ряд нефтяных и нефтегазовых гигантов открыт в Казахстанской части Прикаспийской впадины: Тенгиз, Кашаган, Жанажол - все более 1,0 млрд тут (нефть с газо-содержанием 400^500 м3/т), Карачаганакское газоконденсатно-нефтяное месторождение (газа больше, чем нефти); в Южно-Мангышлакском прогибе известно месторождение Узень (0,5 млрд т извлекаемой нефти). В Амударьинской впадине (и одноименной газонефтеносной провинции) помимо открытых ранее газовых месторождений - Газли (458 млрд м3), Шатлык (650 млрд м3),

Даулетабад-Донмез (1,2 трлн м3) - в последние годы в карбонатной формации оксфорд-кимериджа было открыто уникальное месторождение Иолотань-Осман с вероятными запасами газа от 1,7 до 5,3 трлн м3 (по данным Е.В. Юдиной, 2009). В Южно-Каспийской впадине открыт ряд нефтяных месторождений-гигантов и только один газовый сверхгигант - Шах Дениз (1,2 трлн м3).

В многочисленных внутриконтинентальных бассейнах Китая насчитывается до десяти значительных по запасам нефтяных месторождений (уникальное месторождение Дачин - 2,0 млрд т извлекаемой нефти, а также Даган, Шенли, Карамай и др.) и только один газовый гигант в бассейне Ордос - Сулигэ (333 млрд м3).

На шельфе и островах Юго-Восточной Азии известно немного месторождений УВ с запасами более 300 млн тут: Минас (около 1 млрд т), Арун (454 млрд м3), Натуна (более 2,0 трлн м3, газ с аномально высоким содержанием СО2 (СН4 менее 20 %)) и др.

Наибольшее число гигантских месторождений (более 50) обнаружено в Арабо-Персидской мегапровинции, в том числе газовых: Южный Парс (Северный купол) - 28,3 трлн м3 (пермь - низы триаса, карбонатная формация хуфф), Гавар - 2,3 трлн м3 (ордовик - верхняя пермь), Пазанун и Умм-Ника - до 1,0 трлн м3 каждое; нефтяных: Гавар, Сафания, Закум (юра, мел) и многие другие. Гигантские газовые месторождения концентрируются преимущественно в пределах ближнего ареала собственно Арабо-Персидского залива (карбонаты палеозоя, терригенные газонасыщенные пласты палеогена) и в северной (иранской) части ареала. Нефтяные гигантские месторождения развиты повсеместно: в Саудовской Аравии (преимущественно средняя и верхняя юра), в Кувейте и Ираке (терригенный и карбонатный нижний и верхний мел), в частности, месторождение Большой Бурган (9,2 млрд т начальных извлекаемых запасов, геологических - более 25 млрд т), а также пять супергигантов на юго-западе Ирана (кайнозой, свита асмари, карбонаты и песчаники) - Ага-Джари и др.

В северо-африканских бассейнах известны сверхгигантские и уникальные месторождения нефти (Хасси-Мессауд - 1,2 млрд т извлекаемой нефти, песчаники ордовика; Сарир - до 1,8 млрд т геологических запасов, нижний мел и др.) и газа (Хасси-Р’Мель - более 2,5 трлн м3 начальных запасов, песчаники триаса; Рурд-Нус - 0,9 трлн м3 и ряд других).

В северо-американских нефтегазоносных бассейнах открыты следующие гигантские месторождения: Прадхо-Бей (газовая шапка - 750 млрд м3, нефти до 1,7 млрд т, извлекаемые), Панхэндл-Хьюготон (2,0 трлн м3, небольшая нефтяная оторочка), Ист-Тексас (750 млн т), Уилмингтон (более

1.0 млрд т нефти). В Канаде и Мексике открыто ограниченное число нефтяных гигантов (Пембина -

1.1 млрд т, Ла Реформа - более 0,5 млрд т и др.) и ни одного месторождения свободного газа с запасами более 300 млрд м3. То же относится и к Южно-Американскому континенту - уникальная группа Боливар в Венесуэле (4,7 млрд т - извлекаемые, около 12,0 млрд т - геологические) и др. В XXI в. на континентальном склоне Бразилии открыта серия гигантских месторождений нефти (Тупи, Яра, Гуара, в сумме 1,2^1,9 млрд т) и газа (Юпитер и др., в сумме 1,1 трлн м3 в нефтегазоносном бассейне Сантус и др.).

К гигантским месторождениям газа на Северо-Западном шельфе Австралии относятся месторождения Джанс (560 млрд м3), Горгон (510 млрд м3), Тороса (311 млрд м3). Примечательно, что в нефтегазоносных бассейнах Америки и Австралии не обнаружено ни одного уникального месторождения с геологическими запасами более 3,0 трлн м3, а в Африке (Алжир) - только одно (Хасси-Р’Мейл). Таким образом, развитие уникальных месторождений свободного газа - «геологическая прерогатива» Евро-Азиатского мегаконтинента, хотя в его западной части только одно месторождение - Гронинген - имеет начальные геологические запасы газа около 3 трлн м3.

Бассейны восточного полушария Земли (мегаконтиненты Евразия и Австралия) богаты углем, газом и нефтью (в разных пропорциях в разновозрастных бассейнах), а западное полушарие (Северная Америка) - углем и нефтью (повсеместно) как в виде обычных скоплений, так и в виде обширных скоплений тяжелой и сверхтяжелой нефти (пояс Ориноко, Атабаска, Канада) с ограниченным газовым потенциалом традиционных ресурсов по генетическим причинам [4, 6].

Автор не ставил перед собой задачу дать сколько-нибудь подробный анализ распространения в мире гигантских и уникальных месторождений УВ. Главная цель статьи - показать генетические различия в формировании значительных по запасам газовых и нефтяных месторождений.

Общеизвестна генетическая и часто пространственная связь в земных недрах, с одной стороны, угля и газа (в неморских толщах), с другой - битуминозных сланцев и глин морского и озерного про-

исхождения, обогащенных сапропелевым органическим веществом (ОВ), и нефти (на умеренных глубинах и средних стадиях катагенеза) [6—11].

Большинство осадочных бассейнов, по крайней мере, достаточно большого размера и объема осадочных пород являются сопряженно углегазоносными и нефтегазоносными (Западно-Сибирский, Западно-Канадский, Североморский и многие другие).

Вероятно, единственным осадочным мегабассейном, где аномально много нефти и газа, но практически нет угля является Арабо-Персидский мегабассейн.

Как правило, нефть и газ сегрегированы в недрах (пространственно разделены). Классические примеры: юра и мел Арабо-Персидского осадочного мегабассейна (нефть), пермь и триас (газ); неоком Среднего Приобья (нефть) и сеноман севера Западной Сибири (газ); нижняя пермь юга (газ) и мезозой центра (нефть) Североморского бассейна и т.д. Образовались целые бассейны и провинции преимущественного нефте- или газонакопления [2, 4, 6, 10].

При этом среди гигантских и уникальных месторождений мира смешанного типа крайне мало скоплений с сопоставимыми геологическими запасами газообразных и жидких УВ (40:60^60:40). Обычно в месторождениях и залежах типа ГН, ГКН геологические запасы нефти в подгазовых залежах не превышают 15^20 % от суммарных запасов, то же и в месторождениях типа НГ, НГК.

Закономерности размещения, условия формирования и эволюции углеводородных скоплений (УВС) с частичным или полным разрушением отдельных месторождений или нефтегазоносных зон/ районов изучались длительное время большими научными коллективами в ряде стран, особенно глубоко и детально во второй половине XX в. [3, 5, 6, 7, 9, 10, 11, 13 и др.].

К настоящему времени подробно изучены многие аспекты отдельных звеньев онтогенетической цепи (ГЭМАК): генерация — эмиграция — коллекторская миграция — аккумуляция и консервация — эволюция — ремиграция и разрушение (частичное/полное) образовавшихся месторождений (залежей) УВ.

В предыдущих работах автора [9—12, 14] проанализированы различия в условиях, благоприятствующих газо- и нефтенакоплению в земных недрах, вне зависимости от величины образовавшихся скоплений. Настоящая статья посвящена различиям в формировании гигантских и уникальных месторождений разного фазового состояния.

Онтогенетически газ и нефть в недрах выступают (несмотря на их генетически соподчиненное родство) как своеобразные антиподы: что благоприятно для нефти, часто неблагоприятно для газа, и наоборот. В условиях мощной газо- и битумогенерации газообразные и жидкие УВ «конкурируют» за коллекторское пространство в ловушках различных типов и в зонах (осадочных толщах) мощной генерации органических подвижных соединений (ОПС). Значительные объемы и массы УВ остаются в неассоциированном состоянии вне ловушек и в конечном итоге рассеиваются в геологическом пространстве-времени (в объеме осадочных бассейнов) [6, 7, 8, 10, 11]. В табл. 2 отражено мнение автора по этой проблеме. Для формирования газовых залежей в карбонатных толщах необходимо несколько иное сочетание благоприятных факторов, а именно: повышение роли генерационных и эмиграционных условий и снижение роли эволюционных.

Таблица 2

Общее и различное в формировании и сохранности промышленных скоплений свободного газа и нефти в терригенных толщах

Условия генерации Условия эмиграции Условия вторичной миграции Условия аккумуляции Условия эволюции УВС в ловушках

Наличие ловушек ФЕС коллектора в ловушке Наличие и надежность покрышки Время, прошедшее после окончательного формирования Уровень катагенеза вмещающих толщ Наличие и морфологическая характеристика разломов

Свободный газ ++ + +++ +++ + +++ ++ ++ +++

Нефть +++ +++ ++ ++ +++ + + +++ +

+ Второстепенное значение.

++ Важное значение.

+++ Ведущее, решающее значение.

Газ и нефть современных залежей, образовавшихся в разнообразных геологических условиях разновозрастных осадочных бассейнов приповерхностной части Земной коры (0^8 км) и сохранившихся до настоящего времени в ходе длительной эволюции органо-флюидо-минеральных мегакомплексов, представляют собой конечные результаты развития углеводородных систем. В онтогенетической цепи событий и явлений: генерация - миграция - аккумуляция - консервация = эволюция ^ ^ разрушение (межкомплексная ремиграция) фундаментальное значение принадлежит генерационному звену. В самом деле: в ловушках скапливается и доживает до наших дней только то, что было генерировано в осадочных материнских толщах и, пройдя «очистительный» путь миграции, скопилось в виде залежей той или иной величины и фазового состояния. При этом углеводородные системы постоянно обновляются за счет поступления в ловушки новых порций генерированных ОПС и потерь легких УВ, прежде всего газа, в условиях расконсервации. То же происходит и в случае превышения объемов и масс ОПС в коллекторских толщах над аккумуляционными возможностями ловушек в их объеме.

Проблемам образования и размещения гигантских и уникальных месторождений посвящено не много работ [1, 3, 5, 12]. При формировании гигантских, и особенно уникальных по запасам месторождений и залежей УВ, в объеме осадочного чехла все должно быть масштабно: и объемы генерации, и масштабы первичной и коллекторской (собирательной) миграции, и возможности для аккумуляции, а для газа особенно важны, помимо всего прочего, еще и оптимальные эволюционные условия сохранности скоплений (мощные покрышки и др.). Достаточно очевидны две линии газо-накопления в земных недрах: терригенно-гумусовое и карбонатно-сапропелевое [6, 9, 11]. В работах [7, 10—12, 14] подчеркивалось, что первичные скопления типа Г, ГК, иногда с оторочками парафиновых бессернистых нефтей образуются преимущественно в неморских терригенных песчаноглинистых, часто угленосных и субугленосных толщах, содержащих существенно гумусовое рассеянное, полуконцентрированное (сланцы) и концентрированное ОВ (угли) на ранних и средних стадиях его геохронотермического (катагенетического) преобразования в диапазоне катагенеза по величине показателя отражения витринита (Я°) от 0,38^0,40 до 0,80^0,85 %. Именно в этом диапазоне катагенеза существует благоприятное сочетание генерационных (мощное газообразование на буроугольной и длиннопламенной стадиях углефикации - Б/ПК и Д/МК1) и миграционноаккумуляционных условий (сохранность коллекторского и экранирующего потенциалов песчано-алевролитовых природных резервуаров и глинистых покрышек). «Подтягивание» нефти континентального гумусово-лейптинитового типа в подгазовые оторочки начинается с уровня катагенеза материнского ОВ - 0,55^0,65 % (Я°), когда начинается бурное битумообразование в различных лейпти-нитовых микрокомпонентах (спорините, кутините, воске и др.) Вместе с тем образование тяжелых и утяжеленных, но малосернистых нефтей в оторочках при Я° 0,45^0,55 % возможно за счет резинита и постоянно присутствующей примеси сапропелевой компоненты в суммарном рассеянном органическом веществе (РОВ) (5^10 % и более).

Медленное эволюционное развитие углеводородных систем типа Г, ГК, ГКН при их погружении вместе со вмещающими породами не изменяет самого характера первичных газосодержащих скоплений: изменяется состав газа, в нем появляется конденсат, содержание которого достигает пика (150^200 г/м3, иногда и более) на стадии катагенеза МК2 - МК3. В дальнейшем (в диапазоне Я° 1,15^1,30 %) содержание жидких УВ постепенно уменьшается, нефтяные оторочки вследствие термодеградации нефти постепенно разрушаются. Это относится прежде всего к сингенетичному газо- и нефтенакоплению внутри автономных генерационно-аккумуляционных толщ (комплексов пород) без масштабных субвертикальных перетоков газа. Раннее формирование первичных ГК систем обусловлено главным образом генерационными причинами. Уже к уровню катагенеза МК| / МК3 (Я° = 0,85 %) гумусовое ОВ генерирует до 200 м3 углеводородного газа на 1 т органической массы, т.е. более 60 % своих потенциальных газопроизводящих возможностей (табл. 3).

При этом не следует забывать, что именно угли являются наиболее мощным генератором углеводородных газов в природе: пласт угля мощностью всего 1 м генерационно эквивалентен песчаноглинистой толще мощностью 60^80 м (при содержании РОВ 0,5^1,5 %).

Нормальные скопления газа (традиционные газовые ресурсы) постепенно переходят в «консер-вационные» (газ в плотных газонасыщенных коллекторах - «плотный газ» - нетрадиционные ресурсы) за счет уплотнения, «раздавливания» и эпигенетического изменения пород-коллекторов в жест-

ких термоглубинных и катагенетических условиях (при Я° более 1,10^1,15 %), при разных геотемпературах (обычно более 100^105 °С) и на разных глубинах (от 2 до 4 км), ведущий фактор в данном случае термокатагенетический.

Таблица 3

Генерация углеводородных газов и битумоидов в диапазоне «зрелого» и позднего катагенеза ОВ [9, 10]

я°, % Органическое вещество

Лейптинито-гумусовое РОВ, м3/% массы на 1 т Сапропелевое РОВ терригенных толщ, м3/% массы на 1 т

0,85 200/4,7 45/19,2 Интервал интенсивного разрушения / битумоидов пород и нефти в залежах Образование сланцевого газа внутри сланцевых толщ

0,90 204/5,0 60/22,0

1,00 210/6,0 70/24,0

1,05 214/6,5 80/26,0

1,10 217/7,0* (начало разрушения битумоидов и нефти в залежах) 90/28,0

1,15 220/5,0 100/30,0

1,20 228/3,0 250/20,0

1,25 237/2,5 320/15,0

1,30 245/2,0 370/10,0

1,35 258/1,0 400/7,0

1,50 300/1,0 450/3,0

2,00 320/0,5 500/2,0

2,50 330/- 550/0,5

3,00 335/- 570/-

3,40 340/- 620/-

* Принято исходя из природных реалий, расчетов и данных экспериментов.

Другая картина газообразования и накопления наблюдается в морских и озерных (континентальных) терригенных и карбонатных толщах с существенно сапропелевым (иногда лейптинито-сапропелевым) рассеянным и полуконцентрированным ОВ (РОВ и битуминозные сланцы с содержанием Сорг от 2^4 до 15^20 %, иногда более). В силу генетических причин (повышенная и высокая битумогенерация и малые масштабы газообразования, см. табл. 3) генерированного газа едва хватает на обеспечение расходных статей газового баланса. В этом случае первичные скопления типа Г и ГК даже в виде небольших шапок над нефтью в коллекторских толщах не образуются, а если и образуются, то за счет примеси гумусовой компоненты в суммарном ОВ или «пришлого» газа. Таким образом, в подобных генерационно-аккумуляционных комплексах начинают формироваться первичные нефтяные скопления (в диапазоне Я° 0,45^0,52 % — тяжелая незрелая нефть), которые медленно «созревают» в ловушках с постепенным изменением состава и свойств (от тяжелых к средним по плотности, легким и конденсатоподобным, с уменьшением сернистости и содержания смол + асфальтенов, с одновременным увеличением содержания попутного газа от 20^40 до 300^400 м3/т). На градациях катагенеза (МК, — МК{, Я° 1,15^1,30 %, жирные и жирнококсовые угли по углемарочной шкале) наряду с переключением сапропелевого ОВ на газогене-рацию происходит бурное разрушение битумоидов в материнских породах и нефти в коллекторских толщах. С этого момента начинают формироваться вторичные газоконденсатные скопления, сначала с нефтяными оторочками, а в дальнейшем без них, с постепенно уменьшающимся содержанием конденсата в газе.

Вместе с тем песчано-алевролитовые горизонты, сопряженные в пространстве со вторично газоматеринскими глинисто-кремнистыми горизонтами, характеризуются уже как неколлекторы/полу-коллекторы или вторичные коллекторы с трещинной проницаемостью, которые не могут служить в качестве хороших природных резервуаров для УВС. Известно, что карбонатные толщи сохраняют

удовлетворительные фильтрационные свойства значительно дольше (глубже - при погружении), чем терригенные породы-коллекторы. Поэтому вторичные газоконденсатные системы образуют скопления, в т.ч. крупные и крупнейшие, в карбонатных коллекторах на средних и больших глуби -нах и при высоких градациях катагенеза, по-видимому, вплоть до начала апокатагенеза (АК1, Я° более 2,0 %, тощие угли по углемарочной шкале) вмещающих карбонатных и терригенно-карбонатных толщ. В этих условиях осуществляется вторичное - эпигенетическое - газонакопление.

Таким образом, при формировании вторичных газовых и газоконденсатных систем абсолютно необходима широкомасштабная, преимущественно вертикальная, вторичная миграция позднемезо-катагенетического и апокатагенетического газов. Карбонатные породы редко бывают обогащены даже РОВ (исключение - породы доманик-франского возраста Волго-Уральской НГП, верхней юры Арабо-Персидской мегапровинции), фоновые величины их содержания в большинстве осадочных бассейнов мира обычно составляют 0,4^ 1,0 % (иногда более), в то время как в глинисто-кремнистых толщах с сапропелевым ОВ содержание Сорг часто достигает 3-^4 % и более, вплоть до их превращения в глинисто-битуминозные сланцы (баженовская свита верхней юры и озерные глины средней юры Западно-Сибирской мегапровинции, сланцы Грин-Ривер США, глины свиты Чиншанкоу в бассейне Сунляо, Китай, и др.). Таким образом, для вторично эпигенетического газонакопления необходима пространственно-временная сопряженность газоматеринских толщ, обогащенных вы-сокопреобразованной сапропелевой органикой, и вышележащих карбонатных коллекторских толщ, перекрытых (лучше всего) мощными соленосными экранирующими толщами. Еще одним необходимым эмиграционно-миграционным условием является интенсивная тектоническая раздробленность нижних горизонтов осадочного чехла разноамплитудными долгоживущими, а также новейшими разломами. Примеры эпигенетического масштабного вторичного газонакопления в континентальных терригенных и морских терригенно-карбонатных толщах приведены на рис. 2. Именно глобальное накопление мощных соленосных толщ в ряде осадочных бассейнов на рубеже палеозоя и мезозоя, в позднеюрское время (титон-волжский ярус), способствовало мощному газонакоплению в коллекторах нижней и средней перми, триаса и келловей-оксфорда, поскольку соли практически непроницаемы для геофлюидов, мигрирующих по разломам при соотношении амплитуд смещения пластов и мощности соли не более 0,2^0,3 (вероятно, до 0,4^0,5). Глинистые покрышки, напротив, не столь надежны и способны пропускать газ при микроподвижках даже по мало- и среднеамплитудным разломам.

В континентальных сероцветных преимущественно глинистых озерных толщах с повышенным содержанием (2^5 % и более) рассеянного ОВ смешанного гумусово-сапропелевого (при гумид-ном климате) и лейптинито-сапропелевого типа (при семиаридном и аридном климате) наблюдается мощная битумогенерация и сопряженное с этим процессом нефтенакопление в очень значительных масштабах (Красноленинская зона Западной Сибири, месторождение Дачин в бассейне Сунляо, Южно-Мангышлакская область и др.) [6, 11, 14].

Рис. 2. Классические примеры эпигенетического газонакопления в подсолевых коллекторских толщах различных

нефтегазоносных бассейнов мира:

П - покрышки (соль); КТ, ТТ, ГМТ - коллекторские, транзитные, газоматеринские толщи; УФ - угленосные формации

Точно так же в прибрежно-морских песчано-глинистых толщах, породы которых содержат преимущественно гумусовое РОВ, даже при отсутствии углей и углистых глин конечным онтогенетическим результатом становится образование газосодержащих залежей и месторождений без нефти, в том числе гигантских по запасам (нижне-среднеюрская толща Ямала, Гыдана и, вероятно, ЮжноКарской области Западно-Сибирской мегапровинции, юра Баренцева моря и др.).

При этом необходимо отметить, что повышенное и высокое содержание ОВ в рассеянной и кон -центрированной (КОВ) формах в осадочных толщах — необходимый (при Сорг не менее 0,4+0,5 %) и благоприятствующий (чем больше, тем лучше), но не единственный фактор для формирования гигантских месторождений УВ. В терригенных дельтовых толщах содержание РОВ даже в глинах редко превышает 0,9+1,0 % (при отсутствии КОВ), но огромные суммарные массы ОВ обуславливают генерацию очень значительных объемов УВ и формирование крупных и крупнейших месторождений с залежами и газа, и нефти, и смешанного типа, однако супергигантские месторождения (геологические запасы более 1,0 млрд тут) формируются крайне редко, но уже по другим (аккумуляционно-консервационным) причинам (дельты рек Нигер, Махакам, Пра-Амур и др.).

В 1983 г. в работе [15] автор настоящей статьи предложил важнейшие критерии формирования газовых и нефтяных месторождений-гигантов (табл. 4). В дальнейшем на примере ЗападноСибирского мегабассейна были проанализированы причины и условия гигантского и уникального газонакопления в терригенных сероцветных толщах (в рамках всей онтогенетической цепи событий и явлений ГЭМАК = Эв — Рм — Рч.,к).

Онтогенез газа и масштабное газонакопление в недрах определяются: наличием мощного источника генерации, коллектора (в природных резервуарах), ловушки, надежной покрышки.

В работах последнего десятилетия автор статьи уделял большое внимание проблеме возникновения уникальной газоносности Западной Сибири [1, 9, 12 и др.].

Таблица 4

Важнейшие критерии формирования крупнейших и гигантских месторождений газа и нефти в терригенных толщах

Критерии крупномасштабного газонакопления Критерии крупномасштабного нефтенакопления

Повышенное содержание РОВ и особенно КОВ

Весьма значительный генерационно-аккумуляционный (газосборный) объем пород, обладающих высокими миграционно-аккумуляционными свойствами (максимальной песчанистостью и литологической однородностью разреза, проницаемостью и пористостью коллекторов) и питающих газообразными УВ формирующиеся скопления Оптимальное для нефти эмиграционно-миграционное соотношение мощностей выдержанных в пространстве (коэффициент коррелируемости 0,8+0,9) пар пластов коллектор — покрышка единичной мощностью от 10 до 20+30 м (соответственно миграционные и эмиграционные условия) в морских толщах, повышенная глинистость (до 70+80 %) - в континентальных озерных формациях

Наличие больших по площади и амплитуде локальных структур, объединенных в положительные структуры I и II порядков (валы, куполовидные поднятия, мегавалы и своды) или крупных ловушек иного генезиса (вне локальных структур), удаленных от окраин седиментационного мегабассейна на значительные расстояния Значительная величина АГАО* пород в пределах структурнолитологического влияния крупных по полезной емкости ловушек, приуроченных к осевым зонам сводов и мегавалов

Развитие в разрезе мощных сравнительно слабоуплотненных глинистых или эвапоритовых флюидоупоров, не нарушенных в пределах локальных структур высоко-и среднеамплитудными дизъюнктивами Наличие мало- и среднеамплитудных по отношению к региональным покрышкам полупроводящих разломов в континентальных толщах, высокая площадная и объемная нарушенность морских толщ

Относительно молодой возраст образовавшихся газовых скоплений Любой возраст, но наиболее благоприятный -относительно древний

* Автономный генерационно-аккумуляционный объем.

Онтогенетические причины формирования газовых гигантов на севере Западно-Сибирской мегапровинции

Анализ общемировых закономерностей формирования гигантских месторождений газа применительно к Западно-Сибирской мегапровинции приводит к выводу, что уникальная (в планетарном масштабе) газоносность альб-сеноманского и верхней части неоком-аптского комплексов северных районов Западной Сибири обусловлена следующими генетическими причинами:

• развитием в разрезе значительной по мощности угленосной/субугленосной толщи верхнего валанжина — сеномана с высоким содержанием рассеянного (С ), полуконцентрированного (сланцы) и концентрированного (угли) ОВ преимущественно гумусового типа, находящегося в оптимальном для мощного газообразования диапазоне катагенеза (Я° 0,40+0,75 %);

• высокой песчанистостью (55+75 % от мощности толщи) и отсутствием в нижнемеловом разрезе большинства районов Севера провинции мощных, достаточно протяженных глинистых экранов (кстати, это обстоятельство помешало масштабной аккумуляции УВ в средних горизонтах по-курской свиты в интервале баррема — альба Надым-Пур-Тазовского района, так как практически весь газ ушел в сеноманскую толщу, где в зависимости от локально-тектонических причин скопился или рассеялся);

• формированием в позднемеловое — кайнозойское время крупных по размерам и эффективной емкости структурных ловушек в виде валообразных и куполовидных поднятий с очень высоким аккумуляционным потенциалом в сеномане (повсеместно на севере Западной Сибири) и в апте (на Ямале);

• наличием мощной (500+900 м) турон-олигоценовой региональной глинисто-кремнистой покрышки, в целом слабо нарушенной разломами в пределах большинства газосборных поднятий;

• благоприятной гидродинамической обстановкой во внутренних областях провинции;

• новейшим временем (неоген) окончательного формирования газовых скоплений (вместе с тем процессы ремиграции и частичного разрушения залежей продолжаются и до настоящего времени).

Геологические (первичные) и генетические (вторичные) причины формирования и эволюционной сохранности гигантских газосодержащих месторождений

1. Значительный генерационно-аккумуляционный (газосборный) объем пород автономных структурно-литологических комплексов.

2. Повышенное содержание РОВ и КОВ (угли, углистые сланцы) гумусового и лейптинито-гумусового типа в терригенных континентальных угленосных и дельтовых толщах, находящихся в умеренных термоглубинных и катагенетических условиях (соответственно до 3,5+4,0 км, до 100+110 °С, Я° 0,35+1,00 %), и наоборот, повышенное содержание гумусово-лейптинитового, сапропелевого и гумусово-сапропелевого ОВ терригенных озерных и особенно морских карбонатных толщ, но находящегося в жестких термобарокатагенетических условиях (Я° 1,10+1,80+2,00 %), приводят в конечном итоге к значительным масштабам первичного (в континентальных и дельтовых толщах) и вторичного (в морских и озерных толщах), термодеструкционного газообразования.

3. Наличие крупных, как правило, антиклинальных ловушек (валов, мегавалов, куполовидных поднятий) простого строения, в объеме которых газонасыщенные терригенные и карбонатные природные резервуары значительной мощности перекрыты достаточно мощными (более 100 м) глинистыми или соленосными покрышками, не нарушенными или слабо нарушенными разломами (в кон -туре ловушек при соотношении амплитуды разлома и мощности покрышки менее 0,3+0,2).

4. Спокойное тектоно-динамическое развитие газоносных зон и областей в течение длительных периодов времени без существенных инверсий тектонического режима (отсутствие или недеструктивное влияние новейших «революционных ситуаций в недрах»).

Для газонакопления необходимы в первую очередь ловушка и покрышка, для нефти - эффективная материнская порода и резервуар, которые онтогенетически связаны эмиграцией жидких ОПС (битумоидов).

Для газовых гигантов, залегающих в терригенных коллекторах, наиболее характерны глинистые покрышки, в карбонатных - соленосные. Исключения весьма редки: «мертвый» красный лежень (песчаники) под солью цехштейна, нижняя пермь, на месторождениях юга Североморской провинции.

Можно сформулировать принцип уникального газонакопления в геоморфологическом отношении к современным областям суши и моря. В нефтегазоносных бассейнах платформенного типа самые крупные месторождения газа располагаются на суше, а в складчато-геосинклинальных (современно-подвижных) - на прилегающем шельфе (Уренгой, Гронинген, Панхендл и Лунское, Натуна и др.). В тектонодинамическом плане в современных межгорных нефтегазоносных бассейнах, небольших по площади, но разных по объему осадочного выполнения, формируются и сохраняются, как правило, нефтяные гиганты (Лос-Анджелес, Маракаибо и др.).

Для формирования нефтяных гигантов широкомасштабная субвертикальная внутрикомплексная и тем более межкомплексная миграция УВ не характерна, а для формирования газовых гигантов она часто является необходимым условием.

Для нефтяных гигантов наиболее типичны глинистые и алевро-глинистые покрышки, для газовых - соленосные и терригенные.

В заключение приведем выводы по проблеме формирования гигантских месторождений различного фазового состояния, в том числе в масштабах осадочных нефтегазоносных бассейнов.

I. Мировой опыт показывает, что в определенных условиях достаточно развитие в разрезе одного, максимум двух доминант-комплексов даже сравнительно небольшой мощности, обогащенных ОВ сапропелевого, лейптинито-сапропелевого или гумусово-сапропелевого типа с содержанием Сорг от 6+7 до 10+12 % для того, чтобы образовались крупнейшие и гигантские по запасам и ресурсам нефтесодержащие месторождения, области и провинции. Для газовых гигантов недостаточно развитие только 1+2 (3+5 и более) газоматеринских горизонтов (в том числе углей) сколь угодно большой мощности. Для крупномасштабного газонакопления очень важен значительный генерационноаккумуляционный объем транзитных, пропускающих пород, а также надежная изолированность геофлюидальной системы.

II. Наиболее богатые углеводородами осадочные бассейны (мегабассейны) характеризуются проявлением хотя бы 2+3 свойств (признаков) из нижеперечисленных:

• значительные размеры и объемы осадочных неметаморфизованных толщ любого возраста (от рифея до неогена);

• устойчивое развитие и погружение в течение длительных периодов геологического времени;

• преобладание в разрезе сероцветных терригенных и карбонатных пород над пестроцветными, красноцветными и соленосными породами;

• высокая угленасыщенность разреза (для газа);

• повышенные и высокие геотермоградиенты;

• отсутствие крупных инверсионных перестроек структурных планов, кардинально влияющих на динамику геофлюидов.

Большинство нефтегазоносных бассейнов мира имеют сравнительно узкий стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности, ограниченный обычно 1+2 системами, отделами, часто даже несколькими ярусами пород. Например, в Волго-Уральской НГП это преимущественно девон-карбон, в Западно-Сибирской мегапровинции это юра + мел и т.д. Только Арабо-Персидский мегабассейн имеет максимально полный стратиграфический разрез и, как следствие, широкий диапазон продуктивности - от кембрия до миоцена. Главным образом по этой причине здесь и сформировалось большое число гигантских и уникальных месторождений нефти (юра - мел), газа (пермь -триас) и смешанного типа (кайнозой иранской части мегапровинции).

Список литературы

1. Скоробогатов В.А. Место и роль крупнейших месторождений углеводородов в Западно-Сибирской нефтегазоносной мегапровинции / В.А. Скоробогатов, А.М. Радчикова, Н.Ю. Юферова // Перспективы поисков месторождений нефти и газа в малоизученных районах и комплексах: сб. науч. тр. - М.: ВНИИГАЗ, 2007. - С. 3-10.

2. Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения: справочник / В.Г. Васильев, В.И. Ермаков, И.П. Жабрев и др.; под ред. И.П. Жабрева. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1983. - 375 с.

3. Геология гигантских месторождений нефти и газа: пер. с англ. / под ред. М. Хэлбути. - М.: Мир, 1973. - 431 с.

4. Успенская Н.Ю. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран / Н.Ю.Успенская, Н.Н. Таусон. - М.: Недра, 1972. - 294 с.

5. Белонин М.Д. Концепция и предварительные результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на арктическом шельфе России / М.Д. Белонин, Ю.Н. Новиков, В.С. Соболев // Геология нефти и газа. - 2001. - № 1. - С. 3-9.

6. Данилов В.Н. Сравнительный анализ онтогенеза углеводородов в Печорском и других осадочных бассейнах мира / В.Н. Данилов и др. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 400 с.

7. Ермаков В.И. Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных отложениях / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра, 1984. - 205 с.

8. Ермаков В. И. Геолого-геохимические и тектонические факторы прогноза газоносности севера Западной Сибири / В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов, Н.Н. Соловьев // Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: обзор. - М.: Геоинформмарк, 1997. - 134 с.

9. Скоробогатов В.А. Генерационные аспекты онтогенеза газа и нефти в континентальных и дельтовых толщах / В.А. Скоробогатов // Современные проблемы геологии нефти и газа. - М.: Научный мир, 2001. - С. 309-31б.

10. Скоробогатов В.А. Эволюция скоплений углеводородов в осадочных бассейнах и породах различного типа и возраста / В.А. Скоробогатов // Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. - М.: Наука, 1997. - С. 87-97.

11. Строганов Л.В. Газы и нефти ранней генерации Западной Сибири / Л.В. Строганов, В.А. Скоробогатов. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. - 414 с.

12. Скоробогатов В.А. Генетические причины уникальной газо- и нефтеносности меловых и юрских отложений Западно-Сибирской провинции / В.А. Скоробогатов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003. - № 8. - С. 8-14.

13. Карцев А.А. Торжество органической (осадочно-миграционной) теории нефтеобразования к концу ХХ в. / А.А. Карцев и др. // Геология нефти и газа. - 2001. - № 3. - С. 2-5.

14. Скоробогатов В.А. Условия нефтенакопления в Красноленинской зоне (Западная Сибирь) /

B.А. Скоробогатов // Советская геология. - 1984. - № 9. - С. 3-13.

15. Скоробогатов В.А. Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири / В.А. Скоробогатов, В.Н. Ростовцев // Геология нефти и газа. - 1983. - № 11. -

C.15-19.