Геодинамический режим как фактор формирования углеводородного сырья (к проблеме нефтегазоносности Забайкалья)

В.С. Салихов

Читинский государственный технический университет, г. Чита

ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ РЕЖИМ КАК ФАКТОР ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

С позиций активной геодинамики и шарьяжно-надвигового механизма (протекание химических реакций по схеме: всестороннее давление плюс сдвиг) рассматриваются перспективы впадин байкальского типа (прежде всего, Чарской), расположенных по периферии Сибирского кратона и находящихся в условиях длительного динамического (периодически пульсирующего) воздействия. Геодинамический механизм способствует генерации углеводородного сырья, созданию зон разуплотнения, емкостно-фильтрационных свойств пород в полном объеме и структурно-тектонических малоразмерных ловушек, имеющих дискретно-мозаичное площадное распространение.

На территории Забайкалья известно несколько десятков рифтогенных впадин мезозойского заложения, изучение которых с позиции их возможной нефтегазоносности началось еще в тридцатые годы, теперь уже прошлого столетия. Интерес к потенциальной продуктивности этих впадин не ослабевает и по сей день, тем более, что имеется определенный успех нефтегазопоисковых работ в межгорных и наложенных впадинах Центрально-Азиатской провинции и, в частности, в КНР; к тому же существуют топливно-энергетические проблемы во многих регионах, и даже вполне благополучных с позиции наличия собственного сырья и достаточности его перспектив.

Наиболее полной сводкой последнего времени по неф-тегазоносности впадин Читинской области, обобщившей многочисленные материалы ранее проведенных исследований, является работа ученых Вост-СибНИИГГиМС (Иркутск) В.Н. Воробьева и Э.А. Кравчука (1998) «Оценка ресурсов нефти и газа в рифтовых впадинах и надви-говых структурах Читинской области и геолого-экономический анализ их освоения».

По этим материалам одной из наиболее перспективной (и более крупной) впадиной является Читино-Инго-динская, где проведена промыслово-экономическая оценка поиска, подготовки и освоения первого нефтяного месторождения (оценка затрат риска). Подчеркнута значимость проблемы поисков малых углеводородных скоплений во внутренних горстовых поднятиях рифтовых впадин Восточного и Центрального Забайкалья.

Не оспаривая необходимость

проведения поисковых работ во впадинах Забайкальского типа и имеющихся в них определенных перспектив, нам представляется, что проблему нефтегазоносности, прежде всего, следует решать во впадинах Байкальского типа, исходя из геодинамических и структурно-тектонических особенностей генерации нефтеносных залежей, тем самым переосмыслив существующие представления об образовании углеводородного сырья.

Платформенная область

Краевая депрессия

Зона "малых надвигов"

Покровно - скл адчатая область Зона "крупных надвигов"

Пограничная зона

Рис. 1. Принципиальная схема структуры пограничных районов Сибирской платформы и складчатых обрамлений (по Микуленко, Тимиршину, 1997).

Известны два основных представления (гипотез) на происхождение нефти: биогенное (органическое), у истоков которого стоял М.В. Ломоносов и абиогенное (маг-матогенно-неорганическое; карбидная), сторонником и основоположником которого был

Рис. 2. Схематический разрез Чарской впадины. 1 - нерасчлененные отложения кайнозоя; 2 - угленосные формации мезозоя; 3 - отложения удоканской серии; 4 - породы основного состава;

5 - гранитоиды кодарского комплекса;

6 - гранито-гнейсы куандинского комплекса; 7 - главная разломная зона; 8 - листрические разломы.

Д.И. Менделеев. Существуют и промежуточные варианты: углерод органический, водород - ювенильный (Че-баненко и др., 2000), а также астрофизическая гипотеза, согласно которой источником нефти является космос (Каграманов, Егикян, 2000), хотя, еще в 1889 г. русский геолог В.Д. Соколов изложил космическую гипотезу происхождения нефти, исходным веществом для образования которой служили углеводороды первичной газовой оболочки Земли.

Некоторыми исследователями большая роль в образовании углеводородов отводится термоядерным реакциям, за счет «органического распада» уран ^ молибден + олово ^ тяжелый бензол + тяжелый фенол, а затем уже в процессе дальнейшей полимеризации образование битуминозных пород и нефти (Солопова, 2000).

Подтверждающим биогенную гипотезу являются наличие рассеянного и концентрированного органического вещества в горных породах осадочных бассейнов, более того имеется прямая зависимость между числом семейств органического мира и долей запасов углеводородного сырья в отложениях фанерозоя, что подтверждает участие органического вещества в нефтеобразовании и роли биосферы в образовании углеводородной сферы. Однако, на месторождениях Западной Сибири отсутствует корреляционная связь содержаний органического вещества с плотностью ресурсов и концентрацией углеводородов в поровом пространстве коллекторов (Нестеров, Шпильман, 1975), а впервые установленная этими исследователями закономерность - отсутствие прямой связи между запасами углеводородного сырья в залежах и их площадью, подчеркивает более локальный (очаговый) характер генерации нефтегазопроявлений.

С другой стороны, реально существуют и глубинные скопления углеродистых веществ ответственные, например, за формирования черносланцевых формаций с поликомпонентным оруденением, периодически поступавшем с глубинными углеводородными (взрывного типа) флюидами при дегазации ядра и мантии (Маракушев, 1997). Об этом же свидетельствуют и скопления в океанических рифтовых зонах погонофор, использующих для своей жизнедеятельности глубинный метан.

Между тем, во всех нефтегазоносных провинциях и нефтевмещающих толщах мира устанавливается родственность процессов формирования нефтяных и газовых месторождений, а факт соответствия (и закономерность) распространения по фракциям дистиллятных продуктов нефтепереработки и продуктов термического крекинга тяжелых углеводородных продуктов по нормальному (гауссову) закону однозначно свидетельствует об их происхождении за счет конденсации мелких углеводородных фрагментов (микронефти), а не за счет дробления более крупных молекул (Камалетдинов и др., 1995), т.е. весь спектр углеводородов нефти создан в результате объединения преобладающих низкомолекулярных углеводородных фрагментов (молекул или радикалов), среди которых универсально распространен самый низкотемпературный и самый термодинамически устойчивый углеводород - метан.

Разработаны и обоснованы теории образования, прежде всего, газоконденсатных месторождений за счет метана мантийного происхождения (метаносфера - основ-

ной источник углеводородного потенциала земной коры) (Юсупов, 1982); количество же выделяемого метана из мантии велико (Галимов, 1993), хотя метаморфогенный метан может быть образован и при глубинном пиролизе углеродистых веществ, конечным продуктом которых является графит. Флюиды, формирующиеся при пиролизе углеродистых толщ более предпочтительнее для нефте-образования, поскольку они содержат кроме метана и более высокомолекулярные углеводороды, а графити-зированные толщи Удоканской серии, например, можно рассматривать как реститы (остаточное вещество) после выделения нефтяных углеводородов.

Преобразования рассеянного органического вещества (деструкция и расщепление до углеродных кластеров) также может быть источником углеводородных соединений, необходимых для нефтеобразования, а механизмом, приводящим к отщеплению низкомолекулярных компонентов от первичного органического вещества, является тектонический, шарьяжно надвиговый (Камалетдинов, и др., 1987), по которому протекание химических реакций происходит по схеме: всестороннее давление плюс сдвиг. Сдвиг рассматривается как разрядка механических напряжений, усиливающий механохимические преобразования органоминеральных веществ и приводящий к увеличению свободной энергии (что важно для образования углеводородов при низких температурах). Ранее о химических преобразованиях (механохимической активации) под воздействием высоких давлений в сочетании с деформациями сдвига сообщалось А.А. Жаровым (1973), а геодинамические представления в широком плане как механизм, приводящий к формированию нефтегазоносных залежей, сформулирован в геосолитонной концепции образования углеводородов (Бембель и др., 2001).

Экспериментально установлено, что механические нагрузки, постоянные и переменные, значительно ускоряют процессы преобразования органического вещества, что в природных условиях имеет место в сейсмоактивных зонах (Черский и др., 1982); в этих же «ударных» зонах (и в том числе шарьяжно-надвиговым) по глубинным разломам поступают водородные и углеводородные флюиды, способствующие нефтегазообразованию.

Динамическая обстановка, которая имеет место в ша-рьяжно-надвиговых зонах (совместное действие высоких давлений и сдвиговых деформаций, усиливающих термодинамические градиенты) позволяет при реакциях между твердыми веществами (механическая и физико-химическая активация при большом всестороннем давлении в сопровождении сдвига) «перескакивать» через термодинические барьеры и получать устойчивые соединения, что исключается в равновесных условиях (Камалетдинов и др., 1995). В этой неравновесной зоне, кроме интенсивного дробления (появление трещиноватых коллекторов) устанавливаются высокие тепловые потоки, возрастают физические (прежде всего, электрические) поля, что значительно усиливает преобразование исходного углеродистого вещества различной природы и приводит к образованию нефтегазоносных залежей, в том числе и за счет графита.

Таким образом, геодинамический механизм образования нефти обеспечивает, прежде всего, ее генерацию при широком участии гидратированных и неспаренных

электронов, далее - миграцию (по формирующимся зонам трещиноватости и горизонтальной расслоенности) и последующую аккумуляцию в ловушках и коллекторах различной природы, т.е. создает емкостно-фильтра-ционные свойства пород в полном объеме.

Наличие органического вещества во вмещающих породах способствует нефтегазообразованию (как источник углерода, прежде всего), но в связи с тем, что природа его может быть различной, представляется, что спор о происхождении нефти (органической или неорганической) теряет смысл. Так, установлено наличие, по крайней мере, двух типов биосфер, использующих различные виды энергии для производства органики - фото и хемосинтез. Причем хемолитоавтотрофия и сообщество микроорганизмов, питательной средой для которой являются глубинные газы (сероводород, метан, углекислота), плотно населены (в частности, в гидротермальных водах рифтогенных впадин Красного моря) и составляют здесь основу живых существ (Авилов, Авилова, 2001).

Шарьяжно-надвиговые (геодинамические) структуры, благоприятные для нефтеобразования широким развитием пользуются по активным окраинам континентов и, в частности, по периферии Сибирской платформы и ее складчатого обрамления, на что впервые обратил внимание в 1916 г. М.М. Тетяев и обосновал для Прибайкалья и Забайкалья в 1928 г. Структуры надвигового типа (надвиги, взбросо-надвиги и связанные с ними пликативные деформации) отмечаются не только в складчатом обрамлении (зона «крупных надвигов»), но прослеживаются и в платформенной части (зона «малых надвигов»), рис. 1, т.е. здесь устанавливается согласованное развитие, единая динамическая система областей сочленения платформ и обрамляющих складчатых сооружений, идея которой принадлежит А.П. Карпинскому (геологический отклик платформы на активность орогенов).

Корни надвигов обычно наблюдаются на стратиграфических уровнях, где устанавливаются относительно пластичные глинистые алевролитовые или сульфатно-галогенные породы, что в целом обуславливает двухэтаж-

Рис. 3. Схема кайнозойской геодинамики южных районов Восточной Сибири (по Лысак и Дорофеевой, 1997).

ное строение потенциально нефтегазоносных пограничных зон (Микуленко, Тимиршин, 1997). Деформации нижнего этажа сравнительно простого строения (платформенные), погребенные под зоной «малых» и «крупных» надвигов, а строение верхнего этажа более сложное, где нередки послойные сколы-срывы. Подобные сложные структуры в виде антиклинальных форм с ядерной, разуплотненной частью и приуроченной к «лобовой» части надвига, где породы перемещаются с пологой поверхности сместителя резко (через взброс) переходят на крутой участок взброса-надвига отмечаются в Березовском прогибе (заложенном в рифее), где известна в Якутии газоконденсатная залежь на Бысахтахской площади (Ми-куленко, Тимиршин, 1997). Аналогичные структуры вероятны на Читинской части Березовского прогиба, пограничная зона (особенно западная, наиболее активная) которого оценивается весьма положительно, но из-за удаленности и неразвитой инфраструктуры эта территория вряд ли представит интерес в ближайшем будущем.

Исходя из изложенных выше представлений об активной геодинамической природе областей нефтегазонакоп-ления в Забайкалье наиболее перспективными следует рассматривать впадины байкальского типа и, прежде всего, Чарскую, нефтегазоносность которой подтверждается следующими факторами:

1. Впадина расположена в зоне сочленения Сибирской и Забайкальской микроплит, рис. 3, в пределах Бай-кало-Чарского разлома, активность которого более чем 2,0 млрд лет, проявляется она и в настоящее время. Тесная связь крупнейших бассейнов нефтегазонакопления Мира и глобальной сейсмичности и активности подтверждена и обоснована (Губерман & Пиковский, 1984).

2. Эта территория находится на стыке рифтогенной Кодаро-Удоканской зоны, протягивающейся в северо-западном направлении на расстоянии более 300 км (огибающей жесткие массивы докембрия) и активных структур Байкало-Чарского разлома северо-восточного простирания. Области сочленения разноориентированных структур наиболее вероятные узлы генерации углеводородного сырья. Формирование же рифтогенной Чарс-кой суходольной впадины имеет наряду с раздвиговым и широтную сдвиговую компоненту, что

весьма благоприятно для формирования углеводородных залежей. 3. Прямые признаки присутствия углеводородного сырья и зон возможного нефтегазонакопления (сорбированная, свободная и растворенная фазы) в виде высоких и очень высоких содержаний метана в Апсатс-ких (100 - 180 млрд м3) и Читкандинс-ких углях, который уже в настоящее время может быть объектом самостоятельной добычи (Уцын и др., 1998) , а также выхо-

ды из-под мерзлоты газа с предельными углеводородами в ряде мест Чарской впадины.

4. Наличие углеродных и графитизированных морских отложений в низах разреза удоканской серии, которые могут быть источником углеводородов в зонах дислокаций или свидетелем пиролитических преобразований эндогенного метана.

5. Высокая метаноносность впадин Байкало-Чарско-го разлома. В частности, в Селенгинской впадине приступают к освоению глубоких газовых залежей (метан -93 %, пропан, бутан - 7 %), прогнозная оценка которых от 250 до 520 млрд м3; а также факты нахождения нефти по трещинам в гнейсах береговых обнажений на Байкале (Самсонов, 1963).

6. Широкое развитие в фундаменте впадины грани-тоидных пород, которые из кристаллических разностей являются наиболее благоприятными (по физико-механическим свойствам) породами для концентрации углеводородов, а большинство месторождений нефти мира в кристаллическом фундаменте связаны с гранитоидами (Гаврилов, 2000). По геофизическим данным Кодаро-Удо-канский прогиб находится в поле гравитационного минимума, (разуплотнение пород), что связывается с внедрением мантийного диапира, источника мантийных флюидов с разнообразной минерагенией и несущих также нефтяные углеводороды.

7. Обнаружение в осадках оз. Байкал (как составной части единой рифтовой системы) газогидратов метана.

8. Присутствие в породах кеменской серии (в частности песчаников сакуканской свиты) углеводородов метана и его гомологов.

9. Широкое распространение надвигов, фронты которых имеют сложное чешуйчатое строение, блоковое строение фундамента и ряда массивов, а также наличие здесь зональных кольцевых структур (Гонгальский и др., 1995).

10. Действие в районе предполагаемого мантийного плюма, разуплотняющего всю колонну пород и создающего антиклинорную систему структур купольного типа. Большинство же крупных углеводородных скоплений связаны с чередованием блоков разного напряженного состояния (с дополнительным горизонтальным сжатием) глубинных зон литосферы (Булин & Наливкин, 1999).

В связи с изложенным, наиболее перспективными для постановки поисковых работ и первоочередными объектами на углеводородное сырье с попутным гелием представляются погребенные мезозойские угленосные комплексы Чарской котловины и породы гранитотдного фундамента зоны сочленения Апсатской грабен-синклинали, Сулуматской троговой структуры и Чарского рифта, рис. 2, а также северная часть Каларского грабена (под-надвиговые зоны Читкандинского грабена).

Перспективной для генерации углеводородного сырья является глубинная западная разломная зона Чарс-кой котловины и, прежде всего, ее наиболее напряженные локальные субвертикальные узлы (исходя из волнового, импульсного характера распространения напряжений, возможном ювенильном поступлении водорода при обилии здесь органики) в районе погребенных фрагментов Апсатского угольного месторождения, а также коры выветривания гранитоидов дна Чарской депрессии с трещинно-каверновыми коллекторами.

Перспективность района подтверждается установленной в ряде нефтегазоносных бассейнах парагене-тической и генетической связью нефтеносных и угленосных формаций (Тимано-Печорский бассейн, Дагестан, Предаппалачский нефтегазоносный бассейн, Донецкая впадина с известным Щебелинским месторождением, Ки-зеловский угольный бассейн Западного Урала с нефтепро-явлениями во многих шахтах на глубине более 1км и др.).

Нефтепроизводящей формацией (и источником углеводородов) на рассматриваемой территории могут не морские (озерные) юрско-меловые угленосные отложения и морские образования венда и раннего палеозоя (южный край чехла Сибирской платформы), а также глинисто-алевритовые с прослоями бурых углей отложения миоцена Чарской котловины. Приятные неожиданности возможны уже при бурении поисковых скважин глубиной до трех километров, а близким в структурно-тектоническом плане мировым аналогом рассматриваемой территории следует назвать нефтегазоносный бассейн Сунляо (КНР) и небольшую межгорную впадину Маракаибо (Венесуэла), широко известную своей нефтегазоносностью (в том числе и кристаллического фундамента).

Другим перспективным районом на территории области является равнинная котловина Торейских озер, также имеющей ряд примечательных особенностей в своей эволюции (наименьшая мощность земной коры, бессточный, периодически меняющийся уровень зеркала озера -«дыхание» недр, наличие сальз и др.).

Литература

Авилов В.А., Авилова С.Д. Жизнь на океанском дне. Наука в России. № 3, 2001. 56-61.

Бембель Р.М., Бембель С.Р., Мегеря В.М. Геосолитонная природа субвертикальных зон деструкции. Геофизика. Спец.выпуск. 2001. 36-50.

Булин Н.К., Наливкин В.Д. Связь размещения крупных углеводородных скоплений с напряженным состоянием земной коры. Доклады АН, № 4, т. 369, 1999. 494-497.

Гаврилов В.П. Нефтегазоносность гранитов. Геология нефти и газа, № 6, 2000. 44-49.

Гонгальский Б.И., Головатый А.С., Абушкевич С.А. Зональные кольцевые структуры хребта Удокан. Док. АН, № 1, т. 343, 1995. 80-82.

Губерман Ш.А., Пиковский Ю.И. Сейсмогенные дизъюнктивные узлы и закономерность размещения месторождений нефти и газа. Изв. АН СССР. Физика Земли, № 11, 1984. 10-17.

Камалетдинов М.А., Казанцев Ю.В. и др. Шарьяжные и надви-говые структуры фундамента платформ. М. Наука. 1987.

Камалетдинов М.А., Казанцева Т. Т., Постников Д.В. Роль фрагментации органического вещества в генезисе нефти. Доклады АН, №1, т. 345, 1995. 87-90.

Маракушев А.А. Черносланцевые формации как показатель периодов катастрофического развития Земли. Платина России. 1997. 183-194.

Микуленко К.И., Тимиршин К.В. Тектоника и проблемы нефте-газонакопления пограничных зон Сибирской платформы и складчатых областей. Отечественная геология, № 8, 1997. 24-28.

Самсонов В.В. Происхождение байкальской нефти и проблемы нефтегазоносности Бурятии. Проблемы Сибирской нефти. Новосибирск. АН СССР. 1963.

Солопова А.Е. Термоядерные реакции в геологическом прошлом Земли. Отечественная геология, № 4, 2000. 62-66.

Чебаненко И.И. и др. Осадочно-неорганическая теория формирования нефтяных и газовых месторождений. Геология нефти и газа, № 5, 2000. 50-52.

Черский Н.В., Царев В.П., Сороко Т.И. Влияние сейсмогео-логических процессов на преобразование ископаемого органического вещества. Якутск. 1982.

Юсупов Б.М. Новая концепция происхождения нефти и природного горючего газа. Уфа. 1982.