Формирование и размещение глубокозалегающих залежей углеводородов осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей

Самвелов, Рудольф Григорьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Формирование и размещение глубокозалегающих залежей углеводородов осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Формирование и размещение глубокозалегающих залежей углеводородов осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей"

;чУ „сТ-

ч • На правах рукописи

г О Л<ч-'О

^ л

СЛМВЕЛОВ РУДОЛЬФ ГРИГОРЬЕВИЧ

ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ ЮГА И ЮГО-ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ОБЛАСТЕЙ

Специальность 04.00.17 - "Геология, поиски и разведка

нефтяных п газовых месторождении

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-мннералогпчеекпх паук

Москва, 1998 г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Официальные оппоненты:

Доктор геол.-минер.наук, профессор, академик МАМР

Н.А.Еременко (ВНИГНИ)

Доктор геол.-минер.наук, профессор, академик РАЕН

М.Д.Белошш (ВНИГРИ)

Доктор геол.-минер.наук, академик РАЕН

В. И. Старосельский (ВНИИгаз)

Ведущая организация: ГАНГ им. И.М.Губкина (Москва)

Защита состоится часов - -?- -

па заседании диссертационного совета Д 053.05.64 при Геологическом факультете Московского Государственного университета им. М.В.Ломоносова

119899, ГСП, г.Москва, В-231, Воробьевы горы, МГУ, геологический факультет, ауд.Ы...^^^

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Геологического факультета МГУ, зона "А", б этаж

Диссертация разослана 2(5 сентября 1998 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-минер.наук

Н.В.Пронина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

.Актуальность проблемы. Результатами геологоразведочниых работ доказана принципиальная возможность обнаружения залежей углеводо родон (УВ) на больших глубинах (БГ)*. Специалистами БГ оцениваются как перспективная часть разреза чехла для прироста и освоения запасов нефти, газа и конденсата. Особенно важен этот вопрос для "старых" районов, где развита инфраструктура, а месторождения УВ в верхней части разреза п значительной степени открыты, разведаны и разработаны. Актуальным является решение вопросов о фазовом состоянии УВ и типе коллекторов, для которых установлены некоторые общие закономерности распределения на БГ. Сложилось представление, что чем древнее бассейн, |ем больше н нем будут преобладать газовые и газоконленсатные залежи с развитием в основном коллекторов трещинного тина. Основой таких точек зрения служат соответственно: для фазового состояния - процессы "метани-зации" УВ при повышении температуры, а для типа коллектора - процессы уплотнения, растворения, кристаллизации, а также трещиноватости от тектонических напряжений.

Анализ и обобщение фактических данных по строению и неф-тегазоиосности реальных глубокозалегающих объектов (залежей) дает основание утверждать, что фазовое состояние скоплений УВ и тип вторичных коллекторов существенно зависят не столько от возраста продуктивных и перспективных горизонтов, сколько от интервала времени (длительности) пребывания залежей в определенных термодинамических и тектонических условиях. Воздействие указанных факторов может принести к формированию в разновозрастных бассейнах, однотипных по фазовому состоянию залежей УВ и схожих коллекторов. Это особенно актуально для глубоких горизонтов осадочных бассейнов России, представленных главным образом, палеозойскими и более древними породами, история геологического развития которых отличается друг от друга интервалом времени (длительностью) пребывания в жестких условиях.

В настоящее время геолого-геофизическая и геохимическая изученность больших глубин в целом низкая, в связи с чем о потенциальных ресурсах УВ в глубокопогруженных слоях осадочной толщи судят на основе экстраполяции и выявления общих закономерностей распределения нефти и газа в недрах. Выявление этих закономерностей имеет принципиальное значение для решения проблем генезиса, миграции и аккумуляции УВ, изучения вертикальной зональности в распределении

* К большим глубинам автор условно относит глубины, где наиболее отчетливо наблюдается взаиморастворимость нефтей и вод (чаще всего >4 км), характеризующиеся температурой >120° С и величиной горного давления >50 МПа.

залежей нефти и газа и получения исходных данных для прогнозирования пефтегазоносиости на больших глубинах. Однако на современном уровне развития представлении об этих закономерностях за рамками рассмотрения остались такие вопросы как: длительность (интервал времени) нахождения глубокопогруженных комплексов в жестких условиях БГ и установление по этому фактору типа бассейна, специфика формирования различных типов коллекторов в зависимости от изменения теплового режима регионов, формирование фазового состояния скоплении У13 в зависимости от длительности воздействия высоких температур и глубина распространения нефтегазоносностн в зависимости от длительности воздействия агрессивных глубинных флюидов. Эги позиции могут оказаться решающими при оценке перспектив нефтегазоносностн больших глубин. Поэтому автор концентрирует основное внимание на их рассмотрении.

Актуальность предлагаемой диссертационной работы определяется ее научной направленностью на выяснение на реальных объектах оптимальных условий формирования и размещения глубокозалегающих залежи"! залежей УВ, в результате установления которых могут быть выявлены новые, дополнительные критерии и предложен прогноз максимальных глубин перспектив нефтегазоносностн осадочного чехла по литолого термодинамическим данным. Рассмотрение этих проблем по сопредельным территориям зарубежных стран входит в сферу экономических интересов России

Цель исследований. Обоснование перспектив нефтегазоносностн глубокозалегающих комплексов осадочных бассейнов различного типа путем создания принципиальных моделей формирования (включая и разрушение) залежей нефти и газа на этих глубинах.

Основные задачи исследований:

1. Установить на основе обобщения и анализа результатов изучения структуры, литогеодинамического* развития и особенностей нефтегазоносностн осадочных бассейнов различного типа:

- длительность (интервал времени) палеотектонического развития в "жестких"** условиях больших глубин;

- закономерности изменения коллекторских свойств пород с глубиной;

- закономерности изменения фазового состояния УВ с глубиной.

2. Выявить механизм формирования залежей У В на больших глубинах осадочных бассейнов различных геодинамических типов.

3. Дать оценку перспектив максимальных глубин формирования и сохранения нефтегазоносностн в бассейнах различных типов.

* Литогеодинамика - раздел геодинамики, изучающий процессы перемещения твердого вещества литосферы (осадочных частиц и масс осадочного материала) в верхней оболочке Земли в процессе ее эволюции.

** Под жесткими условиями в данном случае понимают температуры >120° С и давления >50 МПа

Научная новизна. Показано, что существенное влияние на развитие различных типов коллекторов, пространственное распределение и изменение фазового состояния УВ на БГ и предел возможной нефтегазоносное m оказала длительность воздействия термобарнческих условий. Доказывается, что:

- изменение фазового состояния глубокозалегающих скоплений УВ зависит главным образом от длительности воздействия высоких температур на углеводородные смеси;

- формирование вторичных коллекторов на БГ наиболее заметно происходит за счет коптракционной усадки* объема пород и тектоно-кине-тических эффектов в несколько литогеодинамических этапов перемещения литосфернмх плит и континентальных блоков. Преобразование первичных коллекюрон реализуется в три птапа с образованием трещиноватости различного типа. Одновременное заполнение их несжимаемыми флюидами обеспечивает "консервацию" и сохранение сформированной вторичной емкости.

С позиций литогеодинамики впервые проведен сравнительный анализ строения, истории развития и нефтегазоносности осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей мезозойской и альпийской складчатости, на основе которого сформулированы основные принципы формирования залежей УВ и разработаны новые способы определения перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих комплексов по лнтолого-термодпнамическим данным. Показано, что длительно протекающие процессы стилолитизации способствуют не столько улучшению свойств коллекторов, по и, главным образом, сохранности сформированной вторичной емкости от "вредного" воздействия агрессивных мантийных (глубинных) флюидов.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы. Разработанные при научно-методическом руководстве и непосредственном участии автора методические рекомендации** комплекс-

* Под контракционпон усадкой понимается сокращение объема тела пород при остывании. Величина усадки может достигать существенных значений, особенно при понижении температуры в широких пределах. В частности, при снижении температуры от 300-200° С до 100-50° С уменьшение объема породы может достигать 2-3% (М.А.Осипов. 1982).

** Организации, которые использовали методические рекомендации is качестве руководящего рабочего документа при исследованиях тематики СЭВ: ОКТГ, KB, КФВ, СКФИ (Венгрия); ЧПТГ (Румыния), ВНИПШ, ВПИГРП (Россия), УУГ, ГУД, МИД (Чехословакия), ГША-НАФТАЛАН (Югославия) (Протоколы совещания специалистов стран-членов СЭВ и СФРЮ: г.Чопак, Венгрия, 1986; г.Липтовски ЯН, Чехословакия, 1987; г.Белград, Югославия, 1988; г.Тимиш, Румыния, 1989).

лого анализа и обобщения геолош-гсофнзической и геохимической информации использсшаны при изучении особенностей изменения фильтрациопно-смкостных свойств пород различных типов н зависимости от катагснстичсских процессов, геотектонических и геохимических условий формирования и размещения залежей УВ, механизма формирования углеводородных систем на БГ Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин, бассейнов Венгрии (Паннопский), Румынии (Предкарпатско-Балканский и Трансильвански«1!) и бывшей Чехословакии (Северо-Предкарпатский, Карпатский, Венско-Моравский и Паннопский), а также Азербайджана (Южно-Каспийский) и Северного Предкавказья (Ппдоло-Кубанскнй, Восточно-Кубанский, Восточно-Предкавказский и Терско-Каспийский).

Результаты исследований служили основой при определении стратегии геологоразведочных работ в интервале глубин 4-7 км. что нашло отражение в решениях научно-технических советов бывших "Пнтергео-исфтегаз" и Мингео СССР, а также производственных организациях Румынии, Венгрии и бывшей Чехословакии. Реализация этих проектов привела к открытию на БГ ряда залежей (Мако, Честрег, Долинная и др.). Содержанием этих работ является комплексный анализ и обобщение геолого-геофизических и геохимических данных результатов глубокого бурения (около 1000 ски.), включающих материалы П1С, лабораторных исследований керна, различных геохимических анализов газов и конденсатов (более 1000 определений) нефтей, данных по коллекторским свойствам (более 2000 определений), а также изучение фондовых и опубликованных материалов.

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международных и всесоюзных (всероссийских) совещаниях: научной конференции геологов-нефтяников по поискам и разведке газа и нефти (Восточная Германия, г.Лейпциг, 1974), международных совещаниях координационного центра "Интергеонефтегаз" в Венгрии, г.Чопак, 1986 г., бывшей Чехословакии, г.Липтовски Ян, 1987 г., Югославии, г.Белград, 1988 г., Румынии, г.Тимиш, 1989 г., XXVIII сессии Международного геологического конгресса (США, г.Вашингтон, 1989) и Международных геолого-геохимических конференциях МГУ (1997, 1998). Публикации по теме диссертации включают 32 печатные работы, в т.ч. одну монографию, четыре научно-технических обзора. Шесть работ опубликованы в Германии. Кроме печатных работ, часть материалов диссертации включалась в научные отчеты Международного координационного центра "Интергеонефтегаз", выполненные под руководством автора.

Объекты исследования. В качестве основных объектов выбраны двенадцать нефтегазоносных бассейнов различных типов по основному этапу формирования палеогеодинамической обстановки - Прикаспийский, Диепровско-Донецкий, Индолого-Кубанский, Восточно-Кубанский, Восточ по-Предкавказский, Терско-Каспийский, Южно-Каспийский, а также части Венско-Моравского, Паннонского, Северо-Предкарпатского, Тран-

сильвапского и Предкарпатско-Балканского бассейнов, которые в совокупности составляют относительно полную композицию по своим нсторико-гснетичсскпм факторам формирования. Комплексная система анализа и обобщения геолого-геофизической и геохимической информации по дитолого-фациальным, тектоническим, палеоструктурным и геохимическим критериям нефтегазоноспости дала возможность стандартизировать и обобщить исходные материалы, сформулировать основные выводы по условиям формирования и размещения залежей УВ, дать оценку перспектив нефтегазоноспости глубоких горизонтов осадочных бассейнов различного типа.

Объем работы. Диссертация состоит из Ведения, пяти глав и Заключения, объемом 210 стр., списка литературы (113 наименования работ отечественных и зарубежных авторов), 74 графических приложений (в отдельном томе) и 8 таблиц.

В работе защищаются следующие научные положения:

1. Формирование вторичных коллекторов на больших глубинах существенно зависит от изменений теплового режима.

На начальных этапах развития бассейна над рифтами в толще осадков формируются первичные коллектора (иногда вторично измененные вследствие процессов диагенеза). Дальнейшеее преобразование коллекторов реализуется в три этапа.

Для первого этапа (остывание (ЛЬ) до 50°С, контракционная усадка объема пород до 1,0%, табл.1) характерно формирование вторичной пустотности за счет микротрещин отрыва (трещинная пористость до 1%, проницаемость до 3,5х101Л мкм2, Дариус и др.).

Для второго этапа (ЛЬ до 100°С, контракционная усадка 1-2% -формирование аллохтонных брекчий (брекчированных пород), обусловленных преимущественно процессами дилатансионной трещиноватости трещинная пористость 1-2%, проницаемость 6,2х1015 мкм2 (верхний мел Чечено-Ингушетии н др.).

Для третьего этапа (ДЬ>100°С, контракционная усадка >2%) характерно развитие топких чешуйчатых отдельностей и формирование наиболее высокопроницаемых коллекторов в результате образования крупных зон недоуплотнения (трещинная пористость 2-3%, проницаемость 124,4х1015 мкм2. Астраханское, Прикаспийской впадины и др.).

Переход от одного этапа к другому характеризуется повышением фнльтрационпо-емкосшых свойств (ФЕС). Сохранение вторичной емкости обусловлено наличием "несжимаемых" флюидов.

2. Формирование (включая разрушение) залежей УВ зависит от длительности воздействия высоких температур.

БГ в изученных разновозрастных нефтегазоносных бассейнах характеризуются различным соотношением жидких и газообразных УВ:

- в бассейнах древних платформ при длительности воздействия высоких температур > 100-150 млн.лет распространены преимущественно

газовые и газокондснсатные залежи и единичные залежи "легкой пефги" (ОДВ до 6 км, табл.2);

- в бассейнах древних платформ, характеризующихся длительностью воздействия высоких температур о г 50 до 100 млн. лет, развиты преимущественно нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи и газокопдспсатные (часто с нефтяной оторочкой) при преобладании первых (Прикаспийская впадина, табл.2);

- и бассейнах молодых платформ при длительности воздействия высоких температур 10-50 млн. лет преобладающим типом скоплений УВ являются нефтяные и нефтегазоконденсатные с высоким содержанием конденсата, эпизодически газовые скопления (до глубин G км); преобладание гумусового ОВ в бассейнах подобного типа способствует формированию па больших глубинах исключительно или преимущественно газовых залежей (табл.2);

- в бассейнах молодых складчатых областей, характеризующихся длительностью воздействия высоких температур <10 млн.лет, распространены нефтяные скопления (до 7 км) газокондснсатные (часто с нефтяной оторочкой) при преобладании первых.

В основе данной закономерности лежат процессы "метанизации" первичных жидких УВ при повышении температуры, описанные А.В.Доб-рянскнм, Б.А.Соколовым, А.П.Богомоловым н др.: под влиянием высоких температур (>100-120°С) и длительности ее воздействия крупные молекулы УВ расщепляются на более простые.

3. Формирование, размещение и, особенно, сохранение залежей нефти и газа на больших глубинах может зависеть от масштаба и длительности процессов стнлолптнзации п нижней части разреза осадочного чехла.

Развитие стилолитовых текстур в глубокозалегающих карбонатных и терригенных породах на различных этапах образования трещн-новатости при длительности теплового воздействия от 50 до 100 млн.лет способствует улучшению ФЕС коллекторов и образованию наиболее благоприятных природных резервуаров. Дальнейшее воздействие (>100-150 млн.лет) высоких температур приводит к процессам кольматации сти-лолнтов гидротермальными минералами (в соответствии с законом Рауля), в первую очередь развитых в основании осадочной толщи. В результате они превращаются в своего рода флюидоупор и препятствуют агрессивному воздействию глубинных флюидов в большую часть сформированной вторичной емкости, что, в совокупности, способствует сохранности наиболее благоприятных условий образования крупных по запасам залежей нефти и газа. При этом ловушки нефти и газа могут находиться в контурах зоны кольматации. Границы зоны кольматации определяют область нефтегазоперспективных земель при условии, что длительное воздействие высоких температур не приводит к термическому преобразованию ОВ пород до графитоподобной массы.

* * ♦

Автор склоняется перед светлой памятью Г.Х.Дикенштейна и С.П.Максимова, чьи научные консультации и советы на первых этапах исследований проблемы "больших глубин" определили направление работы.

Автор выражает благодарность К.А.Клещеву, Б.В. Семеновичу,

A.П.Золотову, Б.Л.Соколову, В.П.Петерсилье, К.П.Багринцепой, Т.А.Бот-пеной, А.М.Бринлзинскому. В.В.Глушко, А.А.Гусейнову, Т.Д.Ивановой, ЕС,Лпрсгсой. М.ТТ.Лоджевской, Н.Г.Подкорытову, М.И.Тарханову,В.С. Шемпу, М.М. Шмаину, В.Л.Шустеру, за содействие в выполнении работы; дискуссии с перечисленными учеными способствовали решению отдельных теоретических и практических вопросов, затронутых в диссертации.

Автор особенно благодарен заведующему отделом ВНИГНИ В.С. Славкину, не только предоставившему возможность выполнить работу, но )[ за научные консультации и ценные советы, которые были весьма полезны для завершения исследований.

Автор признателен А.Г.Арье и Ю.К.Бурлину за консультации по вопросам флюидодинамики и катагенеза коллекторов на больших глубинах.

Автор искренне благодарит Ю.В.Ворошилову, А.В.Первушину,

B.А.Цабель за участие в оформлении работы.

* * *

Геотектонические особенности условии формирования и размещения залежей УВ на больших глубинах

Исследованиями в России и за рубежом установлено, что для обоснованного прогноза нефтегазоносности разреза осадочного чехла особое значение имеет выяснение тектонической природы глубоких впадин, 11 которых формируются ПГБ с мощной (до 15-25 км) толщей пород. Большинство исследователей рассматривают тектонику как ведущий фактор исфтегазоносности (А. А. Аксенов, А.А.Бакиров, II.О.Брод, В. В.Белоусов, М.В.Белонин, Ю.К. Бурлил, П.Б.Вассоевич, И.В.Высоцкий, В.В.Глушко, В.П.Гаврилов, Г.Х.Дикенштсйн, Н.А.Еременко, А.В.Золотев, А.Э.Конторович, В.П.Кабышев, К.А.Клещев, Ю.А.Косыгин, М.И. Лоджевская, В.Е.Лукин, С.П.Максимов, Е.В.Милановский, А.В.Пейве, Ф.К.Салманов, В.В.Семенович, Б.Л.Соколов, О.Г.Сорохтип, В.Е.Хаин, IГСЛПатскнй, В.С.Шепн, Ф.Перрадон, М.Холбуги, М.Прайт, Д.Уилсон и др. С тектоническими движениями связаны различие формаций чехла, па-леогеоморфологические, палеогеографические и литолого-фациальные обстановки, типы структур, т.е. те условия, которые играют важную роль в процессах генерации, миграции, аккумуляции и формирования залежей нефти и газа. Особое значение приобретает проблема выявления тектонической обстановки глубокозалетающих горизонтов, по которым

пместся, главным образом, геофизическая информация и ограниченные данные бурения.

Автор оставляет за рамками данного раздела детальное рассмотрение тектоники БГ как основы нефтегазогеологичсского районирования но приуроченности бассейнов к определенным тектоническим элементам земной коры считая обобщенные представления большинства исследователей достаточно обоснованными, хотя и не бесспорными. Эти представления о геотектонических условиях формирования залежей УВ были разработаны ранее, в том числе с участием автора по осадочным бассейнам юга и юго-востока Русской платформы и прилегающих областей и изложены и соответствующих отчетах и публикациях. Здесь же приведены лишь основные выводы.

В литосфере одновременно существуют зоны растяжения, в которых развиты процессы рифтообразования и пассивного прогибания и зоны сжатия, приводящие к образованию складчатых систем. При этом в формировании глубоких прогибов, связанных с зонами растяжения внутри континентов, выделяются три стадии: рифтовая, синеклнзная (или син-рпфговая) и инверсионная; в краевых частях платформ формируются обширные асимметричные области прогибания (пассивные окраины) с широким развитием соленосных и рифогенных формаций. В глубоких впадинах литосферных зон сжатия выделяются: межгорные впадины, развитые внутри складчатых областей, и краевые прогибы, образованные в результате столкновения пассивной окраины с континентом или микро-контитентом.

В пределах юга и юго-востока Русской платформы и прилегающих областях выделяются:

I. Зоны растяжения, в пределах которых развиты:

- бассейны рифтовых и эпирифтовых синеклиз внутри континента с докембрийским (дорифейским) фундаментом (Днепровско-Донецкий);

- бассейны развитых пассивных окраин с докембрийским (дорифейским) фундаментом (Прикаспийский).

II. Зоны сжатия, в пределах которых развиты:

- бассейны межгорных впадин, связанных с эпигеосинкли-нальнымн орогеиами (Южно-Каспийский, Венско-Моравский, Паннон-екпй, Трансильванский);

- бассейны пассивных окраин и краевых прогибов, образованных перед герцинскими и альпийскими складчатыми сооружениями (Северо-Предкарпатский, Предкарпатско-Балканский, Индоло-Кубанский, Восточно-Кубанский, Восточно-Предкавказский, Терско-Каспийский).

Во многих случаях наблюдается, что формирование крупных скоплений нефти и газа связано с увеличением эффективной толщины продуктивных и перспективных комплексов, увеличением емкости ловушек. Ловушки на БГ, как и в верхних частях чехла, характеризуются большим разнообразием генетических и морфологических типов и связаны как с антиклинальными структурами, нередко осложненными тектони-

чсскнми нарушениями, так и со сложнопостроенными геологическими объектами.

Не совсем ясными остаются мнения исследователей о роли длительности пребывания глубокозалегающих комплексов в "жестких" обстаповках. В процессе геологического развития происходит изменение 1ермодипамических условий и теплового режима палеобассейна. Процессы инверсии в различные этапы развития бассейна оказали существенное влияние на скорость преобразования первичных залежей УП и вмещающих пород. Устойчивое погружение осадочного комплекса в бассейне часто прерывается восходящими движениями, которые изменяют термодинамическую обстановку и усложняют неравновесное состояние системы. При этом процессы катагенетического преобразования углеводородных смесей и вмещающих пород затормаживаются. Поэтому задачей исследований являлась типизация изучаемых бассейнов по фактору длительности нахождения продуктивных и перспективных комплексов в "жестких" обстаповках, соответствующая по времени длительности воздействия высоких температур.

Выявление впадин рифтогенной природы в пределах континентов, время формирования которых определено от верхнего протерозоя до кайнозоя включительно, косвенно свидетельствует о том, что процесс рпфтогенеза длительно развивался. В формировании рифта существенную роль играют пульсационные восходящие движения разогретого мантийного дпаппра. проникающего по древним разломам в холодную литосферу (или астеносферу). Эти процессы способствуют горизонтальным движениям земной коры, ее уплотнению, дислоцированности и формированию тепловых нолей в разрезе чехла. Косвенным подтверждением служат:

- морфология границ фундамента и Мохо, характерная для восходящих движений вещества из глубин мантии;

- повышенный тепловой поток (В.К.Ханн);

- наличие слоя электропроводности на глубине 70-100 км (Лрпошков Е.В., Бацанин C.B., 1984);

- внедрение глубинных минералообразующих флюидов по ослабленным зонам (латентные диаклазы, поверхности напластования слоистости, дилатентно-недоуплотнеиные породы, трещины отрыва);

- нестационарное состояние на БГ осадочных бассейнов флюидно-породной системы и процессы смешения отработанных гидротермальных флюидов и подземных вод (В.Е.Лукин,1981);

- присутствие в составе сухих остатков, полученных при выпаривании глубинных проб воды (Березовская, гл.5347-5372 м, ДДВ) целестина, кимрита (силикат бария), алукогена (сульфат аммония), а также глинонодобного материала, представленного обезвоженным гп.тлуазитом-метагаллуазитом (О.М.Гарипов, В.Е.Лукин, 1.980);

- резко повышенные концентрации бария, фосфора, титана, ванадия, хрома, хлора, циркония, что в совокупности свидетельствует о частичном сохранении некогерентной геохимической ассициации, как ре-

зультат сметания обычных для зоны затрудненного водообмена сульфатных кальцитовых вод с отработанными глубинными флюидами.

На основе этих основных выводов, полученных п результате обобщения и анализа существующих представлении о процессах рифтогеиеза и мантийного диаииризма и их роли в формировании термодинамической обстановки, автор проводил исследования структуры, нсфтегазоносностн глубоких горизонтов осадочных бассейнов юга и юго-востока Русской платформы и прилегающих областей. Исходные материалы, представленные в соответствующих отчетах и публикациях, выполнены при научно-методическом руководстве и непосредственном участии автора коллсктивамиисследоиателсн и включают корреляцию разрезов глубоких скважин, карты литофацпп н толщин продуктивных и перспективных комплексов, палеотектоничсские построения и др., пефтегазогеологическое районирование, прогнозную оценку углеводородов. При работе над диссертацией автор лишь дополнял эти материалы фактическими данными бурения и сейсморазведки. Результаты этих исследований детально рассматриваются в диссертации. Здесь же приведена краткая характеристика и некоторые специфические черты их развития на больших глубинах.

Для определения времени пребывания осадка-породы в той пли иной термодинамической обстановке и установления длительности воздействия высоких температур рассмотрены история и механизмы тектонических преобразований массивов различного геологического строения и изменения теплового режима палеобассейна. Эту задачу автор решает, используя общеизвестные принципы, предусматривающие рассмотрение по бассейнам общей характеристики строения, вещественного состава пород и пх толщины, возраста продуктивных и перспективных глубокозалегающих комплексов, основных размывов и перерывов в осадконакоплении, определение по палеотектоннческим построениям особенностей развития на больших глубинах, обобщение и анализ данных по определению современных и палеотемператур. Конечной задачей являлось установление па основе комплексного анализа геологических и термометрических исследований длительности воздействия высоких температур.

Как правило, условия требуемой термодинамической жесткости (температуры >100°С и давления >50 МПа) формируются чаще всего на глубинах >4 км. Поэтому в качестве времени нахождения отложений глубокозалегающих продуктивных и перспективных комплексов в таких условиях, использовался период, когда толщина осадочного чехла над кровлей рассматриваемых отложений превышала 4 км. Для определения палеотемператур используются обычно палеотектоничсские профили развития бассейна с учетом данных геотермического градиента. К сожалению, предположения о постоянстве геотермического градиента во времени вызывает большие сомнения. В связи с этим контроль палеотемператур на этих глубинах определялся с использованием данных по отражательной способности витринита (ОСВ), выполненных различными

исследователями но изучаемым бассейнам. Этот метод также страдает некоторыми недостатками. Дело и том. что существующие приемы термометрнровання по OCR дают возможность определить так называемую ''мнимую" (но терминологии П.П.Аммосова) палеотемнературу, т.к. он основан па изучении связи ОСИ только с современными температурами. Но псе же в настоящее время этот метод считается наиболее предста-вп ге.тьным.

ДНЕПРОВСКО-ДОНЕЦКИЙ БАССЕЙН расположен в пределах одноименной впадины, общей площадью 136 тыс.кв.км, в т.ч. па БГ - 77 :ыс.кв.км. входящей в состав Прииятско-Донецкого авлакогена крупнейшей отрицательной структуры Русской платформы. По состоянию на 01.01.93 г. на БГ установлено 71 месторождения газа и нефти (К>4 залежи). В общем балансе залежей преобладают газовые. Преобладающий гни фазового состояния - газовый и газовый с конденсатом.

Основной этап формирования впадины связан с девонским периодом (этан грабенообразования), который закончился в визейское время. Вслед за авлакогенным наступил синеклизный этап, завершивший свое развитие в мезозое. Гсодинамнческнй тип бассейна - эпирифтовых спнеклиз. Синеклизный этап по времени, скорости накопления осадков и толщине является максимальным. Скорость накопления осадков в синеклизный этап была максимальной и составляла 200 м/млн.лет. В работе в качестве эиирнфтового рассматривается этап образования каменноугольных отложений и связанной с ними нефтегазоноспостыо па 1ST, а «шрифтового - девонских образований.

Основным продуктивным комплексом является преимущественно герригепные отложения карбона (турнснско-нижневизейский и верхневи-.¡ейско-серпуховскнй) преобладающий тип коллекторов - грещпнно-поровый; к перспективным относятся слабоизученпые терригеипые отложения девона. Отложения среднекамеиноугольного и верхнекамеп-поугольпо-пилснепермского комплексов на БГ развиты лишь в юго-восточной части впадины. Основными толщами генерации служат верхневезейско-серпуховские и турнейско-нижнекамснноугольные отложения, обогащенные сапропелевым и гумусовым ОВ (В.В.Ильинская, Е.С.Ларская), а также девонские образования. В глубокозалегающих комплексах верхнего девона и нижнего карбона выявлены преимущественно газовые залежи и газоконденсаты с резким снижением конденсата с глубиной (М.Б.Келлер и др.). Время формирования залежей УВ - средний-поздний палеозой (В.Канева, Дзюбенко). Прогретость недр па глубинах 4-5 км возрастает от бортов к центральной осевой части впадины, достигая 104-120°С, (Н.Н.Мазур, Ю.Ф.Ладыки). По данным М.Ф.Двалн и М.Д.Белонппа расчетные температуры на глубинах G-7 км оцениваются 125-150°С. Палеотсмнературы по результатам исследования ОСВ составили 250-300° С. На основе выполненных исследований оказалось, что продуктивные и перспективные комплексы карбона и девона находились на глубинах >4 км и испытали воздействие высоких

температур >100°С и течение 100-150 н более млн.лет. Ведущим механизмом формирования залежей УВ на БГ является термическое преобразование первичных нефтяных залежей в газовые и газокон-депсатные (в результате длительного воздействия высоких температур).

ПРИКАСПИЙСКИЙ БАССЕЙН охватывает одноименную впадину в краевой юго-восточной части Русской платформы. Как по размерам (перспективная площадь по изогипсе 4000 м более 500 тыс.кв.км), так и по толщине осадочного чехла (>20 км) она является крупнейшей тектонической депрессией. Характерной особенностью чехла является наличие (до 2-2,5 км в первичном залегании) соленосной толщи нижнепермского возраста, разделяющий весь разрез на подсолевой и падсолевой структурно-фациальные комплекс. Основные перспективы нефтегазонос-ности впадины связаны с карбонатными палеозойскими отложениями, которые на большей части впадины залегают на глубинах >Л км и составляют примерно 70% от общего объема осадочных пород. В центральной части предполагается присутствие (до 7-10 км) осадочных пород верхнего протерозоя - нижнего палеозоя. Бурением в подсолевом разрезе бортовых зон на БГ вскрыты продуктивные отложения от нижней пермп до среднего девона включительно. По состоянию на 01.01.1993 г. на БГ выявлено более 10 месторождений (21 залежь) УВ. В общем балансе залежей УВ жидкие преобладают над газовыми.

Условия формирования залежей нефти и газа Прикаспийской впадины предопределяются совокупностью геодинамических палео-обстановок, вклад которых неравнозначен.

Наиболее значимым этапом во вскрытой части разреза , определившим высокий нефтегазовый потенциал впадины, был этап развития пассивной палеоокраины, который был максимальным по скорости и времени накопления осадков (120 м/млн.лет). Его зарождение связывают с формированием рифейских рифтов на пассивной окраине Русской плиты (В.Е.Хаин, К.А.Клещев, Б.А.Соколов, В.И.Шеин).

Материалы сейсморазведки и бурения свидетельствуют о том, что в направлении к центру впадины карбонатные отложения бортовых зон замещаются относительно маломощными глннистокарбонатными и глинисто-карбонатно-кремнистыми глубоководными породами некомпенсированного прогибания, которые разделяют мощные терригенные образования, являющиеся толщами выполнения глубоководной котловины. Накопление последних связывается с проникновением вглубь котловины гигантских конусов выноса терригенного материала (Ю.А.Иванов).

Специфика развития Прикаспийской впадины предопределена наличием в осадочном чехле широкого спектра образований, характерных для пассивных окраин:

- мощных автохтонных карбонатных формаций, в т.ч. рифогенных (потенциальных резервуаров) и маломощных карбонатно-глинистых обогащенных РОВ, служащих нефтегазоматеринскнми породами;

- мощных автохтонных соленосных образований, служащих флю-идоупорамн и резко меняющиеся в мощных аллохтоипых терригенных формаций, к которым могут быть приурочены залежи нефти и газа.

Основными толщами генерации УВ впадины являются отложения девона, карбона и перми. В НГМП девонского возраста, представленных сапропелевым типом, битуминоидный коэффициент равен 1!% (Е.С.Лар-ская, Т.А.Ботнева). Отмечается увеличение РОВ с глубиной. В ПГМП каменноугольного возраста гэтот коэффициент возрастает до 20% (скв. Вникжал. гл. 5250 м). Степень катагенеза - низкая (градации МКч-МК)) (П.С.Ларская, Т.А.Ботнева). В ПГМП пермского возраста представлены сапропелевым и сапропелево-гумусовым типами. Битуминоидный коэффициент изменяется от 1.3 до 0.8"«.

Большинство залежек У В приурочено к карбонатным коллекторам преимущественно порово-трещинного и порового типов.

Территория впадины неоднородна по палеотемпературным условиям (М.А.Помарнацкий, Н.И.Игошип, Б.И.Дальян). Северные и восточные районы менее прогреты, в южном и юго-западном направлениях прогретость БГ увеличивается. Значения современных температур на глубинах 5-6 км от 50 до 120-150°С. Максимально установленная температура на глубине 6519 м (Аралсорская скв.) составила 175°С. Однако на большей части территории на БГ температуры не будут превышать значения 80-175° (М.Д.Белонин). Расчетные палеотемпературы на глубинах 4-8 км оцениваются 200-250°С. (Г.Е.Аизеншгадт, >I.А. Горфункель, Г1.А. Карпов, Г. И.Слепакова).

Своеобразие иалеогеотермического режима палеозойских под-солевых отложений региона, помимо охлаждающего влияния мощного солепоспого комплекса, заключается в относительно непродолжительной длительности воздействия высоких температур. В целом для впадины она не превышает 100 млн.лет и составляет в среднем 50-100 млн.лет. Ведущим механизмом формирования скоплений УВ на больших глубинах является преобразование нефтяных палеозалежей в нефтегазоконденсатные, иногда в газоконденсатные. Характер катагснетических реакций предопределен относительно невысокой длительностью воздействия высоких температур.

СЕВЕРО-ПРЕДКАВКАЗСКИЕ БАССЕЙНЫ. Охватывают краевые прогибы и платформенные структуры Скифской эпигерценской плиты, сформировавшейся в процессе альпийского тектогенеза. Объекты исследований расположены в пределах Индоло-Кубянского, Восточно-Кубанского. Восточно-Предканказского и Терско-Каспийского бассейнов. Суммарная перспективная площадь, оконтуренная пзогипсой 4000 м - 280 тыс.кв.км. Па значительной части территории, относящейся к Скифской плите, фундамент сложен метаморфизованными породами герцинского возраста. В пределах альпийских краевых прогибов по геофизическим данным предполагается байкальский кристаллический фундамент (Г.Х. Днкенштейн). Глубины залегания фундамента во впадинах Скифской плиты до 6-8 км, в краевых прогибах - до 12-16 км. По состоянию на

0I.0I.9J г. пробурено более 1000 глубоких скважин. H регионе залежи УВ на БГ открыты на 5G (138 залежей) месторождениях, из которых 35 -нефтяных, 7 - газокопденсатных, 4 - нефтегазовых, 8 - нефтегазоконден-депсатных и 2 - газовых. В общем балансе залежей жидкие преобладают над газовыми и составляют 85%. Подавляющая часть месторождении нефти (>20) установлена в Тсрско-Каспииском прогибе. Преобладают мелкие по запасам залежи нефти. Основной продуктивный комплекс Тсрско-Каспннс-кого прогиба - верхнемеловой карбонатный, с ним связано 90% запасов нефти. Запасы нефти нижнемелового (аптского) терригениого комплекса составляют 8,8%, нижнсмслового карбонатного- 1,2 % и юрского карбонатного - 1,0%. В карбонатных отложениях триаса Восточно-Предкавказ-ского бассейна выявлено 9 мелких залежей нефти; в эоценовых песчаниках Нндоло-Кубанского прогиба - 2 нефтяные залежи, в верхнеюрской карбонатной толще Восточно-Кубанской впадины - 1 нефтяная залежь. Нефтегазовые и газоконденсатные залежи преобладают в Западном Предкавказье; 5 из них установлено в верхнеюрских карбонатных отложениях Восточно-Кубанской впадины и 2 - в эоценовых песчаниках Нндоло-Кубанского прогиба.

Изучение структурных соотношений между мезозойскими и кайнозойскими комплексами в зоне сочленения Горного Крыма и Большого Кавказа показало, что не исключен механизм горизонтального перекрытия кайнозойского выполнения меловыми отложениями и проявления покровной тектоники в полосе Северного борта Индоло-Кубапского прогиба (В.Е.Хаин, K.A.IOichjcb, Б.А.Соколов, В.С.Шенн). Эгн представления получили дальнейшее развитие в работах ряда исследователей (Б.В.Григорьянц, И.Г.Гусейнзаде, М.Г.Мустафаев, К.Е.Соборнов и др.).

В разрезе юрских (келловей-титон), нижне- и верхнемеловых, палеоценовых, эоценовых (кумекая, белоглинская свиты), олигоценовых (майкоп) развиты глинистые, глинисто-карбонатные образования, которые по количеству захороненного ОВ (от 0,3 до 1,8-2,0), среднему содержанию ХБА (0,15-0,3%), УВ в породе (160-5640 г/м3), битумоидному коэффициенту (4-14% от ОВ), успеводородному коэффициенту (1,8-19,5% от ОВ) могут быть отнесены к нефтегазоматеринским породам. Скорость седиментации этих осадков соответственно 150-200 м/млн.лет. На палеоглуби-пах 5-6 км отмечается средняя градация катагенеза - МК2 - МК3. Даже на глубинах >6 км она не превышает длиннопламенно-газовой стадии. Наибольшим потенциалом обладают глины, вскрытые на площади Северной (Индоло-Кубанский прогиб) на глубине 5,2 км (генетический потенциал по пиролизу 8-10 кг/г породы (Ю.И.Корчагина, 1988). Относительно невысокая для таких глубин преобразованность ОВ (<50%) объясняется небольшой длительностью воздействия высоких температур (менее 50 млн.лет). Территория Северо-Предкавказского региона характеризуется в целом высокой прогретостью недр (М. Д.Белонин,С.Н.Симаков,

К.А.Лникоев и др.). Максимальные значения температур на глубинах 4-6 км установлены в Восточно-Кубанской впадине - 165-180° С, Западно-Кубанском прогибе - 160°С, Терско-Касиийском прогибе - 165-189°. В платформенной части она изменяется от 112 до 162°С. Палеотемпературы характеризуются величинами близкими с современными и составляют для Восточно-Кубанской впадины 180-210°С, Индоло-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов - 200°С.

ЮЖНО-КАСПИЙСКИЙ БАССЕЙН (Азербайджанский сектор) включает западную часть одноименной сверхглубоко!! впадины и Куринс-кпп межгорпып прогиб, суммарной площадью по изогипсе 4000 м - 100 пле мен км. Толщина осадочного чехла, сложенного мезо-кайнозойскими отложениями, >20 км. По состоянию на 01.01..93 г На БГ открыто 22 месторождения (60 залежей). В общем балансе залежей жидкие преобладают. Из 22 месторождений: 5 - нефтяных, 15 - нефтегазоконденсатных, 2 -газокондснсатных.

Южно-Каспийская впадина в современном структурном плане относится к группе субдукцнонпых (окраинных морей). Автор оставляет за рамками раздела детальное рассмотрение истории развития впадины, считая основные выводы (В.Е.Ханн, К.А.Клещев, Б.А.Соколов,В.С. Шенн) достаточно обоснованными. Ими выделяются три типа перспективных зон нефтегазообразования. Первый тип - Кусаро-Дивнчннская шельфопая зона пассивной окраины Русской мегаплнты. Второй тип -Шемахнио-Гобустапская, Аишеронская глубоководные террасы и северная час п. Бакинского архипелага, связанные с процессами переработки поглощаемых мезо-кайиозойских пелагических осадков, обогащенных ОВ, и наколенном УВ но разломам в нласгах-коллекторах фронтальных склонов. Третий тип может образоваться на склонах Талыш-Геокчайской островной дуги в результате вулканических излияний и преобразования ОН в пелагических осадках. Коллекторами могут быть в этом случае не только осадочные породы, но и вулканогенпо-осадочные образования.

Мезозойско-кайнозойские отложения можно разделить на два принципиально различных структурно-формационных комплекса, отвечающих доорогенному (домнценовый) и орогенному этапам.

Большинство выявленных залежей нефти и газа связано с песчапо-глппнегымн отложениями продуктивной толщи (ПТ) (средний пли- оцеп). Коллекторы ПТ в целом характеризуются достаточно высокими емкостными свойствами. Пористость песчаников ПТ в интервале 4,5-5 км достигает 15-18% в пределах суши и 20-25% на морских месторождениях, главным образом за счет улучшения сортировки зерен I! сторону погружения (Булла-море, Сапгачалы-море и др.). На месторождении Зыря пористость кварцевых песчаников на глубинах 4,9 н 6 км составляет соответственно 30 и 26%.

Как правило, коллекторские горизонты на больших глубинах связаны с отложениями, ОВ которых находится на довольно низких стадиях катагенеза (МКГБ-Д), что объясняется, помимо прочих равных

условии, крайне небольшой (в геологическом смысле) длительностью нахождения продуктивных и перспективных комплексов (<10 млн.лет) в жестких условиях.

На территории Азербайджана в целом наблюдается пониженная пагретость недр. Так, на одинаковых глубинах (4-4,5 км) температура на 40-60°С ниже, чем, например, в Северном Предкавказье. Большая контрастность в нагретости недр отмечается в интервалах глубин 4,5-5,4 км, где температура колеблется от 80 до 147°С. Палеотемпературный режим недр практически совпадает с современным По данным Ш.Ф.Мехтиева наибольшая разница достигает 40°С на месторождении Булла-море, где палеотемнература составляет 155°С, а современная -115°С.

Характеристика объектов исследования прилегающих территорий бывших соцстран

Строение и особенности нефтегазоносности глубокопогруженных (более 4 км) горизонтов в этих бассейнах изучены ещё недостаточно: на глубину более 4,5 км пробурено суммарно около 100 скв. и установлены единичные залежи УВ.

ПАННОНСКИЙ БАССЕЙН (Венгерский сектор). Территория Венгрии расположена в пределах Паннонского НГБ, приуроченного к одноименной межгорной впадине, сформированной на срединном массиве. Объектами исследований являются Юго-восточный Альфельдский и Юго-Западпо-Задупайский прогибы площадью по изогипсе 4000 м - 10 тыс.кв.км. Толщина осадочного чехла >7 км. В строении прогибов принимают участие верхнепалеозойскне, мезозойские и кайнозойские отложения, образующие два структурных этажа: доорогенный (пермь, триас, юра, мел и палеоген) и орогенныи (неоген). Особенностью позднегер-ццнекого и альпийского развития складчатых зон донеогенового основания привели к тому, что позднепалеозойские и мезозойские комплексы не претерпели глубокого метаморфизма и оказались слабо дислоцированными. Предполагается, что нижний структурный этаж, формирующийся в условиях пассивной окраины континента, является также перспективно нефтегазоносным. Доказательством этого могут служить промышленные притоки нефти и газа и нефтепроявления на площадях Мако, Будафа, Честрег и др., где триасовые, юрские и меловые известняки были смяты в складки и нарушены надвигами на орогенном этапе кайнозоя.

В пределах венгерского сектора Паннонской впадины на глубинах >4 км установлено 4 месторождения УВ, в т.ч. 2 - газоконденсатных, 1 -нефтяное и 1 - нефтегазоконденсатное. Все месторождения небольшие.

Основные коллекторские горизонты связаны с верхнемеловыми карбонатными образованиями донеогенового основания и терригенными отложениями плиоцена. Тип коллекторов порово-трещинный (мезозойские

карбонаты) и поровый (песчаные коллекторы плиоцена). Отмечается низкая степень метаморфизма ОВ (МК^ МКг). В скв. Ход-1 на глубинах, где получены притоки нефти и отмечены нефтепроявления от 3,2 до 4,9 км в температурной зоне от 136 до 188°С, что соответствует интервалу значений отражательной способности витринита 1^=0,6-1,3%. Зона образования конденсата 4,9-5,5 км при температуре 188-205°С, и Ко=1,3-2%. Зона образования сухого газа прогнозируется на глубине >5,5 км, температура >205°С и Длительность пребывания продуктивных и

перспективных комплексов не превышает 10 млн.лет.

ПРЕДКАРПАТСКО-БАЛКАНСКИЙ И ТРАНСИЛЬВАНСКИЙ БАССЕЙНЫ (Румынский сектор). Объектами исследований являются Восточные Карпаты, Гетская депрессия и северная окраина ¡Чилийской платформы, суммарной плотцадыо по изогинсе 4000 м -90 тыс. кв. км. Наиболее перспективными считаются участки платформ, осадочный чехол которых погружается в краевой Предкарпатско-Балканский прогиб и перекрыт надвигами со стороны Карпат.

По состоянию на 01.01.93 г. на БГ выявлено 13 небольших по запасам залежей нефти и газа, в т.ч. 10 на Мизийской платформе, из которых 9 - связаны с отложениями триаса и доггера и 1 - палеозоя, 2 - в Восточных Карпатах (олигоцен) и 1 - в Бырладской депрессии (триас-доггер) в зоне контакта с Северо-Добруджским поднятием. В общем балансе залежей УВ преобладают жидкие. Основной тип коллектора -гранулярный (конгломераты и песчаники триаса, доггера и олигоцена). Трещинный (доломиты девона) имеет подчиненное значение.

Отмечается крайне низкая степень метаморфизма ОВ. Даже на глубинах 4,5 км она не превышает стадию катагенеза МК^Б-Д, что обусловлено относительно непродолжительным периодом (-10-20 млн.лет) воздействия высоких температур.

Геотермические условия в разных зонах дифференцированы. Платформенные структуры более прогреты, чем краевой прогиб. Перепад температур между ними достигает 30-40°С. Максимальные температуры, измеренные в северо-западной части Мизийской платформы (зоны Бпбешти-Стоешща-Слувуца) на глубинах 4,2-4,5 км, составили 137-151°С, а в пределах краевого прогиба в сторону Карпат наблюдается снижение температур -116°С (глубина 3,4-4 км) Слэмнешты. Длительность нахождения продуктивных и перспективных комплексов на БГ не превышала 20 млн.лет.

СЕВЕРО-ПРЕДКАРПАТСКИЙ, КАРПАТСКИЙ, ВЕНСКО-МОРАВСКИЙ БАССЕЙНЫ (Чехословацкий сектор). Территория бывшей Чехословакии включает части Северо-Предкарпатского краевого прогиба, Венско-Моравской межгорной впадины, склонов эпигерцинской платформы чешского массива и восточно-словацкого сегмента флишевой зоны Карпат, общей площадью перспективных земель по изогипсе 4000 м -80 тыс.кв.км. Объекты исследований связаны с кайнозойско-мезозойскими отложениями межгорных впадин (глубины >10 км) и мезозойско-

палеозойскими отложениями эпигерцинской платформы и восточно-словацкой флишевой зоны Карпат (глубины G-7 км). Выявлено единственное месторождение Завод в верхпетриассовых доломитах донеогенового основания Венско-Моравской впадины, промышленный приток нефтегазоконденсата Немчички в палеозойских образованиях Северо-Предкарпатского прогиба и нефтегазопроявления из отложений палеозоя в юго-восточных склонах платформы.

Венско-Моравская впадина является наложенной на структурно-тектонические элементы Альп и Карпат в области их сочленения. Объектами поисков являются погребенные структуры донеогенового основания. Имеющиеся данные по обрамлению впадины свидетельствуют о низких перспективах нефтегазоносности флишевой зоны. Это представление, по-видимому, относится и к флишевым мезозойско-палеогеповым породам Внешних Карпат. Образования указанного комплекса в северной части бассейна, видимо, подстилаются автохтонными палеозойско-мсзозойскими осадочными породами, с которыми можно связывать перспективы поисков залежей УВ.

Область сочленения Чешского массива и Внешних Карпат представляет собой структурно-тектоническую зону сочленения эпигерцинской платформы с молодой складчатой системой и подразделяется на три сегмента: Южно-Морапский, Центрально-Моравский и Северо-Моравский. В единичных скважинах получены промышленные притоки нефтегазоконденсата (Немчички, Южно-Моравский сегмент) и встречены нефтегазопроявления (Готвальдов-2, Центрально-Моравский; Яблунка, СевероМоравский).

По имеющимся данным перспективы нефтегазоносности больших глубин В.осточнословацкой части флюшевой зоны и бассейна Центрально-Карпатского палеогена, сложенного породами покровно-складчатых мезозойских структур, оцениваются ниже рассмотренных районов Венско-Моравского бассейна и контакта Чешского массива и Внешних Карпат.

Тип коллекторов трещинно-поровьш и поровый, характеризующиеся соответственно пористостью 2-3% и 12-15% и высокими значениями проницаемости до 180-200 мд.

Чешскими геологами установлена низкая стадия катагенеза ОВ (MKt- МК2) флишевых зон и терригенно-карбонатиых пород мезозоя, нижнего карбона в кульмской фации, юго-восточных склонов эпигерцинской платформы, терригенных образований верхнего триаса (лунские слои) и палеогена (гистюблерские слои) донеогенового основания Межгорной впадины. Относительно низкую для таких глубин преобра-зованность ОВ можно объяснить геотермическим режимом палеобассейнов, обусловленным невысокой длительностью нахождения перспективных комплексов в жестких условиях.

Геотермические условия в разных зонах неодинаковы. Область сочленения эпигерцинской платформы и Внешних Карпат характеризуется более низким фоном, чем Венско-Моравская впадина. Перепад температур

между ними достигает 20-400°С. Максимально замеренная температура в южной части впадины (пл. Завод, Шашки) равна 130-140°С на глубине 4070-1250 м. В зоне сочленения платформы и краевого прогиба на глубине 5278м .117-120°С (пл.Визовице, Ярошов) относительно повышенные температуры приурочены к структурам Шаштинской присводовой зоны межгорной впадины, а в сторону Карпат наблюдается снижение температур.

Длительность нахождения продуктивных и перспективных комплексов па больших глубинах составила в среднем от 10 до 30-50 млн.лет.

Г1о фактору длительности нахождения продуктивных и перспективных комплексов на больших глубинах (длительностью воздействия высоких температур ДВВТ) в пределах изученных регионов можно выделить следующие типы нефтегазоносных бассейнов (табл.1).

Литоеферные зоны растяжения:

- бассейны эпирифтовых синеклиз с ДВВТ>100 млн.лет (Днеп-ровско-Донецкий в пределах Русской платформы с докембрийским (дорифейским) фундаментом);

- бассейны пассивных окраин с ДВВТ 50-100 млн. лет (Прикаспийский) в пределах Русской платформы с докембрийским (дорифейским) фундаментом).

Литоеферные зоны сжатия:

- бассейны краевых систем с ДВВТ 10-50 млн.лет, включающие окраинные платформенные территории и краевые прогибы перед герцин-екпми и альпийскими складчатыми сооружениями (Восточно-Предкав-казский, Карпатский, Северо-Предкарпатский, Предкарпатско-Балкапс-кий, Пндоло-Кубаиский, Восточно-Кубанский, Терско-Каспийский):

- бассейны межгорных впадин с ДВВТ <10 млн.лет, связанные с опнгеосинклинальными орогеиными областями (Южно-Каспийский, Венско-Моравский, Паннонский, Трансильванский).

В приведенной классификации по фактору ДВВТ выделяются различные типы осадочных бассейнов, которые, при всем своем многообразии, имеют следующие основные черты сходства и отличия.

Все бассейны характеризуются примерно сходными:

- глубинами залегания осадочного чехла до 10-25 км (по геофизическим данным);

- высокими современными температурами (>120°С) и давлениями (>50 МПа) на больших глубинах (4-6 км).

Но при этом отличаются между собой главным образом интервалом времени (длительностью) воздействия высоких температур, и поэтому характеризуются различным:

- фазовым состоянием скоплений УВ (преимущественно жидким или газообразным);

- типами коллекторов, развитых на больших глубинах (преимущественно гранулярных нли трещинных);

- нижним (глубинным) пределом возможного формирования и сох-

раниоети нсфтсгазоносности и разрезе осадочного чехла конкретного бассейна (от 11-13 км до глубин залегания фундамента 20-25 км).

Этим вопросам и причинам, определяющим значение выделенных бассейнов по перспективам нефтегазоносности глубокозалегающих комплексов, посвящены последующие разделы реферата, составляющие основу защищаемых научных положений.

I. СПЕЦИФИКА ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Многочисленные исследования, выполненные российскими и зарубежными специалистами, позволили установить общие закономерности изменения литологическнх и фильтрационно-емкостных характеристик пород-коллекторов под действием необратимых деформаций и физико-химических процессов, происходящих в условиях повышенных температур и давлений.

Этим вопросам в той или иной степени посвящены исследования многих ученых: А.А.Аксенова, А.Г.Алиева, А.А.Али-заде, А.Г.Арье, К.И. Багрннцевой, Н.Н.Бакуна, Г.Е.Белозеровой, О.В.Бескровной, 10.К.Бурли-на, А.А.Гусейнова, А.Н.Дмитриевского, В.М.Добрынина, Н.А.Еременко,

B.Д. Ильина, Б.П.Кабышева, Г.А.Каледы, П.А.Карпова, М.К. Калинко, Т.Т.Клубовой, П.А.Конюхова, Н.И.Конюхова, А.В.Копелиовича, Р.А.Ко-пыстянского, Е.Е.Карнюшиной, А.Г.Коссовской, В.Г.Кузнецова, Н.В.Лог-внненко, А.Е.Лукина, H.A.Минского, Я.В.Перьковой, В.И.Петерсилье,

A.Н.Петрова, М.В.Политыкиной, Б.П.Прошлякова, М.И.Лоджевской,

C.Г.Саркисяна, Г.Л.Сараевой, В.С.Славкина, С.В.Сухановой, Г.И.Теодо-ровича, А.В.Томкиной, Н.К.Фортунатовой, В.А.Хашша, Н.Б.Херрова,

B.Н.Холодова, О.А.Черникова, Н.С.Шик, Т.А.Югай, Л.Белла, Г.Диккии-сона, С.Франкса, Л.Функхаузера, М.Хефнери, Х.Лнндгрина, И.Максвела, Е.Майншбейна, Е.Мак-Брайда, М.Пауэрса, Л.Стефенсона, Г.Шанмугана и др.

Установлено, что на больших глубинах коллекторами нефти и газа могут быть породы различного литологического состава: песчано-алевролитовые, карбонатные, глинистые, вулканогенно-осадочные и коры выветривания.

Автор вслед за большинством исследователей считает, что вторичные процессы следует рассматривать в качестве факторов как ухудшающих первичные свойства коллекторов, так и создающих новое пустотное пространство. По мнению большинства ученых пористость вторичных коллекторов на БГ накладывается на первичное состояние породы и формируется за счет:

- пор растворения, образованных растворяющим действием жидкостей, циркулирующих в породе;

- трещин от тектонических напряжений в земной коре;

- трещин от кристаллизации;

- Трещин и пор, возникающих от сокращения объема пород.

При этом у одних авторов (В.Г.Кузнецов, К.И.Багринцева и др.) ведущая роль принадлежит процессам растворения и кристаллизации, у других (Ю.К.Бурлин, Н.И.Кошохов и др.) - трещинообразованию от тектонических напряжений. На основе литолого-термометрических исследований автор приходит к выводу, что к названным факторам регенирации пустотного пространства необходимо добавить и термодинамический. Дело в том, что на БГ в зависимости от типа бассейна изменяется ведущая (преобладающая) роль одних факторов при снижении роли остальных. Следует отметить, что было бы неверным ограничивать формирование вторичных коллекторов только за счет одного из указанных въшге факторов.

Наиболее заметно изменяется роль контракциониой усадки, способствующей формированию зон недоуплотнения с появлением связанной с нею трещиноватости в зависимости от длительности нахождения пород (ДНП) в жестких условиях. Если в бассейнах литосферных зон сжатия, в которых ДНП менее 50 млн.лет, образование вторичных коллекторов связано преимущественно с процессами уплотнения, растворения и кристаллизации, то в бассейнах литосферных зон растяжения, где ДНП > 50 млн.лет, главная роль принадлежит процессам контракциониой усадки и тектоно-кинетическим эффектам. Дело здесь в существенном влиянии изменений теплового режима на термодинамическую обстановку. Увеличение температур вызывает возрастание скорости прохождения реакции (Арениус), а при длительном их воздействии и последующего остывания -увеличивает глубину катагенетического преобразования вещества.

В результате изучения закономерностей изменения ФЕС гранулярных и трещинных коллекторов па больших глубинах разных бассейнов у автора сложилось мнение, что на формирование типов коллекторов существенное влияние оказали процессы изменения теплового режима. Так, например, в бассейнах зон сжатия, в которых отсутствуют или наблюдаются слабые отличия в палео и современных температурах (от 15 до 45°С) коллекторы трещинного типа практически либо отсутствуют (Южно-Каспий-екпй), либо развиты спорадически (Терско-Каспийский и др.) (табл.1).

Иная картина наблюдается в бассейнах зон растяжения, где отмечаются (резкие отличия в палео- и современных температурах (>100 °С). В этих регионах установлено существенное развитие в разрезах продуктивных глубокозалегающих комплекса трещинных коллекторов (Прикаспийская, Днепровско-Донецкая впадины).

Единого мнения о влиянии изменения температуры на пористость пород-коллекторов нет. По мнению одних (А.Л.Аксенов, А.А.Черников и др.) изменения объемов пор за счет термического расширения породы не повлечет существенного изменения пористости. По мнению других исследователей (Б.К.Прошляков, H.A. Минский, М.К.Калинко) увеличение растворимости минеральных включений при повышении температуры

насыщающей воды на БГ может привести к формированию вторичной емкости. По мнению М.А.Осипова, О.А.Шшшп др., рассматривающих этот вопрос для пород фундамента, изменения теплового режима приводит к изменению объема тела пород в целом на 8-9% и образованию каверн и трещинной пористости.

Большинство авторов, признавая роль температуры, упускают вопрос о влиянии длительности воздействия высоких температур и последующего остывания осадочных пород. Расчеты показали, что процесс остывания осадочных пород может привести к усадке объема тела пород на 2-3%. Кроме того, следует помнить об исследованиях Юнга, который отмечал, что эффект от остывания более значим, чем от прогрева.

Фактический материал по осадочным бассейнам различного типа, суммированный в диссертации на графиках изменения трещинной и гранулярной пористости в зависимости от длительности пребывания пород на БГ, показывает, что увеличение максимальных значений трещинной пористости (до 3%) с одновременным уменьшением гранулярной (<5%) в конкретных комплексах в зависимости от величины изменения теплового режима - явление довольно распространенное, чтобы отнести его к категории закономерных (прил. 1).

Формирование вторичных коллекторов на больших глубинах существенно зависит от изменений теплового режима.

На начальных этапах развития бассейна над рифтом в толще осадков формируются первичные коллекторы (иногда вторичные) процесса диагенеза. При погружении последних на большие глубины начинают заметно проявляться как негативные процессы (гравитационное уплотнение, цементация, эпигенетическое минералообразование (за исключением ' доломитизации), приводящие в одних разрезах к частичному ухудшению (Южно-Каспийский, Северо-Предкарпатский, Прикаспийский и др. бассейны) или даже полному исчезновению коллекторов гранулярного типа (ДДВ, Прикаспий и др.), в других получают развитие процессы, способствующие формированию коллекторов с вторичной пористостью от процессов растворения, тектонических напряжений и сокращения объема пород (контракционная усадка в результате формирования зон недоуп-лотпения (ДДВ, Прикаспий, Терско-Каспийскнй и др.). В диссертации рассмотрены эпигенетические преобразования, реализуемые за счет проявления процессов недоуплотнения - редко упоминаемые в литературе и отсутствующие в подавляющем большинстве классификаций терригенных и карбонатных коллекторов. Формирование зон недоуплотнения обсуловлено резкими изменениями палеотермодинамической обстановки. Особенно это заметно наблюдается в бассейнах, где отмечается существенное уменьшение палеотемператур (50 и более °С).

Для уплотнения коллекторов, заполненных плохоотжимающимися флюидами (нефть, вода) необходимо вначале их удалить из пор в результате миграции и различных химических новообразований с меньшим объемом (Н.А.Еременко). При этом процессы удаления флюидов и

уплотнения коллекторов протекают одновременно и находятся во взаимозависимости. Если движение флюидов затруднено или не идет по определению, то соответственно уплотнение замедляется или прекращается вовсе. В пустотном пространстве коллекторов, подвергшихся длительному прогреву при воздействии мантийных агрессивных флюидов протекают химические преобразования, что ведет к выносу неустойчивых элементов и возникают ЛВПД, длительность существования которого зависит от скорости уплотнения породы и скорости выравнивания давления в пой. Следует отметить, что с ростом ЛВПД значение трсщиноватости в формировании коллекторов повышается, если не в качестве существенного прироста новой пористости (он очень мал, 2-3 %), то в виде образования каналов (существенное увеличение проницаемости до 6000 раз (В.Г.Кузнецов) для перемещения флюидов. В совокупности, это приводит к формированию зон недоуплотнения. При этом резкое остывание (50-100 и более градусов С) способствует уменьшению объема пород и образованию новой пустотности, причем тем больше, чем значительнее диапазон (остывания) уменьшения палеотемпературы.

Таким образом, на первых этапах (10-50 млн.лет) нахождения пород-коллекторов на БГ - в одних разрезах частично ухудшаются, а в других полностью исчезают первичные ФЕС. На последующих этапах геологического развития на БГ' (50-100 и более млн.лет) процессы уплотнения усиливаются - одновременно возникает АВПД, действует механизм остывания и формируются зоны недоуплотнения и коллекторы преимущественно трещинного типа. При этом преобразование первичных пород-коллекторов за счет тектоно-термодинамических эффектов реализуется в три этапа.

Трещины формируются обычно в породах в результате наложенных (вторичных) процессов. Температура гранитоидного расплава, составляющего тело мантийного диапира, сохраняющего мобильность при внедрении в нижние горизонты земной коры, близка к 900-1000°С и более (О.А.Шнип, 1995). В результате пульсационных движений воздымающегося диапира породы, залегающие непосредственно над ним, также достаточно сильно нагреваются. На последующих этапах при остывании тела мантийного диапира температура его снижается до 200-100°С. Вместе с этим резко снижается температура и осадочных пород. При этом объем тела самого диапира уменьшается на 8-9% (Осипов М.А., 1982), а объем тела осадочных пород до 2-3%. В итоге общая усадка приходится как на уменьшение внешних размеров тела пород, так и на возникновение кон-тракциоиной пустотности внутри них. В условиях сложного напряженного состояния на БГ и тектонически активных зонах в процессе остывания в породах возникают микротрещины, происходит их усадка и растрескивание. В условиях напряжений сжатия в местах наибольших неодно-родностей пород концентрируются большие местные перенапряжения, ослабляющие связи между отдельными частицами (А.А.Аксенов,О.А.Черников и др). Перераспределение напряжений приводит к быстрому растя-

женшо сжатого образца и образованию кулисообразных мнкротрещнн отрыва, разрывов по ослабленным плоскостям, по слоистости. Образование мнкротрещнн отрыва приводит к недоуилотиешно пород.

Трещиноватость приобретает существенное значение для формирования и сохранения благоприятных вторичных коллекторов, когда одновременно с трещинообразовапием они заполняются "консервантными флюидами". Эти флюиды:

- растворяют, в соответствующих условиях, некоторые минералы, образуя каверны в породах;

- пропитывают матрицу породы, взаимодействуя с полевыми шпатами, слюдами, амфиболами, при отом монолитные зерна первичных минералов замещаются рыхлыми агрегатами слюдистого, глиннстового, хлоритового, цсолитового состава, обладающих некоторой пустотностью; минералы гидротермального происхождения частично или полностью заполняют пустоты и трещины в породе, ухудшая ее коллекторские свойства (О.А.Шннп, 1995).

Указанное особенно ярко проявляется в бассейнах, связанных с лптосферными зонами растяжения (Прикаспийском и Днепровско-Донец-ком), в которых наблюдаются существенные отличия в палео- и современной температурах (до 100 и более °С). В этих бассейнах условно молено выделить несколько стадий лито-геодинамического развития, с которыми связаны несколько этапов формирования вторичных коллекторов.

На первом этане связанного с непосредственной сменой ге-одинамичсского режима растяжения режимом сжатия (к концу палеозоя) за счет изменений термодинамической обстановки (разница в палео и современных температурах Ас до 50°С) формируются многочисленные трещины, каверны и пустоты терригенных и карбонатных пород с оперяющей открытой трещиноватостью и вторичной пористостью (контракционная усадка до 1%)(табл.1).

Механизм трещинообразования (с учетом палеотектонических моделей формирования и эволюции Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин Б.А.Сваловой, Б.А.Соловьева, Т.Д.Ивановой, А.Е.Лукина) можно объяснить следующим образом. Начальный период рассматриваемого этапа характеризовался высоким стоянием мантийного диапира. Существование обширной области неостывшей молодой коры привело к значительному уменьшению глубины бассейна. Морское дно было высоко приподнятым, что наряду с пониженным уровнем Мирового океана способствовало изоляции Прикаспийского и Днепровско-Донецкого морских бассейнов. В отдельных частях впадин восходящие движения сопровождались перерывами в осадконакоплении, подъемная сила мантийного диапира резко падает до нуля. Некоторое время глубокие части диапира продолжают давить на его вершину. Диапир принимает грабенообразную форму, что приводит к изменению глубины и очертаний морского бассейна и седиментации терригенных и терригенно-карбонатных отложений. К концу палеозоя в связи с ростом вязкости вещества в склонах мантийного

диапира затормаживаются всс процессы, что вызывает изменения геодинамических обстановок в рассматриваемых регионах. На фоне субдукции (с закрытием Азиатского океана и придвиганием к Восточно-Европейскому-Устюртского, туранского и Северо-Кавказского континентов) и формированием инверсионных выступов, продолжаются процессы остывания. Охлаждение по периферии впадин (до 50°С) приводит к конгракционной усадке (до 1 %) и способствует интенсивному трещи) юобразованию.

В сформированные трещины проникают мантийные флюиды, способствуя интенсивной стилолитизации, связанно!) с внедрением высокотемпературных газонасыщенных (СОг, СО, Н2, Нг5 (?), НС1 и др.) растворов с высоким щелочным резервом (борно -гидрокарбонатно -натриевый состав). Благодаря этому при их дегазации.рН меняется от 3-4 до 9-10, вследствие чего они агрессивны как по отношению к карбонатам, так и к кварцу (силикатам) (А.Е.Лукин, 1989). В результате совместного воздействия факторов: трещинообразования (при остывании мантийного диапира) и внедрения в сформированные пустоты глубинных растворов, возбуждающих процессы интенсивной стилолитизации, формируется своего рода флюидоупор. способствующий консервации части микротрещин отрыва от последующего "вредного" влияния мантийных флюидов.

На следующем этапе движения мантийного диапира связано формирование в осадочном чехле аллохтонных брекчий (бронированных пород), обусловленных преимущественно дилатансионной трещинова-тостыо (терминология В.Е.Лукина).

Указанный тип трещиноватости формируется за счет дальнейшего остывания пород Д1 до 100°С. Последнее приводит к процессам брекчи-рования пород и формированию относительно увеличенных но размерам трещин, каверн (контракцнонная усадка 1-2%). При процессах дилатансии (увеличение пустот)юсти пород при сдвиге) в "дилатирующем материале поля неупругих деформаций локализуются в полосы сдвига, а плоскость сдвига моделируется слоем конечной толщины. Внутри этого слоя материал деформируется неупруго до определенного критического состояния несжимаемого до остаточной прочности, а за его пределами остается упругим и подвергается постоянному напряжению; в результате чего формируются магистральные трещины" (А.И.Петров, 1988). При этом, как и трещины I этапа, они сопровождаются вторичной пористостью в карбонатных и кремнеземно-силикатных породах, а, во- вторых, в той или иной мере минерализованы темноцветными нелитоморфным подимине-ральным веществом, геохимические особенности которого (сочетание резко повышенных концентраций сидерофильных, халькофилъных элементов -некогерентная геохимическая ассоциация (Г.П.Теодорович, 1958) сви детельствует о связи этих флюидов с мантийным раствором.

Для третьего заключительного этапа пульсационных движений мантийного диапира и перемещения плит и континентальных блоков в тех областях, где наблюдаются наиболее существенные изменения теплового

режима (At > 100°С) характерно развитие тонких чешуйчатых отдельности"! и формирование наиболее высокопроницаемых коллекторов.

Образование зон недоуплотнення ("откольных разрушений" -терминология Л.П.Петрова) в достаточно "прочных" глубокозалегающих терригенных и карбонатных породах может произойти только при значительном нарастании напряжений, которые достигают в периоды относительно длительного неотектоннческого воздымання (контракционния усадка >2%). В связи с меньшей прочностью осадочных пород на растяжение, чем на сжатие волны разряжения приводят к образованию "откольных" разломов, имеющих принципиальное значение для формирования наилучших "суперколлекторов" (по терминологии М.В. Полнтыкиной) с чешуйчатой (дискообразной) отдельностью. В строении откольных зон выделяются интервалы наиболее интенсивной трещнно-ватостн мощностью в первые метры, соответствующие разрывам по размерам больше магистральных. Такие интервалы вскрываются бурением чаще всего при пересечении пологих частей откольных нарушений. В этом случае пм соответствуют известные по работам И.П.Жабрева, М.В.Полнтыкиной и др., 1983, 1988, К.И.Багринцевой, 1987 и др., "суперколлекторы", представленные горизоиталыю-плнтчато (или линзо-вндно) трещинными породами со сверхвысокой проницаемостью 1-2 d, обусловленной сверхкапиллярной раскрытостью трещин в пластовых условиях. В частности, на Астраханском газоконденсатном, Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождениях в подсолевых глубокозалегающих карбонатных отложениях верхнего девона-среднего карбона отмечаются участки развития аномалийной трещиноватостн (тонко-плитчатых, щебен-чато- плитчатых пород толщиной 8 м с пористостью 12%). Аналогичные "суперколлекторы" установлены на юго-востоке ДДВ в отложениях нижнего карбона и девона на Яблуновском и др. месторождениях.

Вышеуказанные три основных типа вторичных коллекторов (сформированные за счет термодинамических и тектоно-кинетических эффектов), соответствующих различным гсодинамичсскнм стадиям перемещения плит и континентальных блоков, часто характеризуются пространственно-временным обособлением. Например, в ДДВ породы с интенсив-вной чешуйчатостью (дискообразованием) характерны для отложений нижнего карбона и девона юго-востока южной прнбортовой зоны, кварцевые вторично-поровые песчаники с микротрещинами отрыва наиболее широко распространены в отложениях нижнего карбона центральной части впадины, в то время как брекчированные породы с днлантансионной трещиноватостыо характерны для палеозойских пород в пределах отдельных блоков и локальных структур. Однако, в ряде случаев наблюдается их пространственное совмещение вследствие наложения наиболее молодых (современных) коллекторов третьего типа на породы-коллекторы, сформировавшиеся в микротрещинах отрыва, дилатансионного трещино-образования. Это особенно характерно для"узловых" тектонических структур, приуроченных к пересечению глубинных разломов. Именно при этом

возникают массивные высокопродуктивные резервуары, с которыми связаны наиболее крупные месторождения УВ в глубокозалегающих комплексах (Астраханское, Карачаганакское, Тенгиз- ское, Яблуновское и др.).

Вышеуказанные факторы играют существенную роль в формировании вторичных коллекторов, с которыми связаны основные перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих палеозойских комплексов осадочных бассейнов древних платформ. В частности, в ДДВ на таких месторождениях как Яблуновское, Семенцовское, Абазовское, Березовское, Котелевское и др. наличие указанных выше признаков(стилолитизи-ронанные трещины, выщелачивание первичного карбонатного цемента и др.) является главным критерием выделения вторичных коллекторов на ВГ. Па Березовском месторождении песчаный горизонт Н-2 в скв. 38 оказался плотным, а в скв. 50, где он содержит "стилолиты" с твердобитумными примазками, из него получен приток газа с дебитом 1,5 мли.м3./сут. При этом, наряду с высокой трещинной проницаемостью, песчаный коллектор характеризуется здесь и резко повышенной (для глубины 5200 м) вторичной пористостью (до 15-20%). Аналогичные явления отмечены на Абазовском, Яблуновском и других месторождениях.

Выявлена зависимость между параметром пористости и характером его изменения с длительностью нахождения продуктивных и перспективных комплексов в жестких условиях бассейнов различного типа. На фоне общего ухудшения гранулярной пористости от 20 до <5% наблюдается в этих же бассейнах появление трещинной пористости с максимальными значениями до > 2 %. Следует отметить, что эти изменения носят характер тенденции, а не абсолютного закона (прил.1). На фоне общего ухудшения гранулярной и увеличения трещинной пористости отмечаются отк- лонения, связанные с локальным улучшением ФЕС, обусловленные вторичными процессами - растворением, доломитизацией и др.

Па основе выявленной закономерности формирования вторичных коллекторов в зависимости от величины изменения теплового режима на больших глубинах изученные бассейны ранжированы по преимущественному типу коллекторов. В бассейнах эпирифтовых синеклиз и пассивных окраин, характеризующихся наиболее существенными отличиями в палео- и современных термодинамических обстановках, залежи УВ развиты в коллекторах трещинного и трещинно-порового типов. В бассейнах краевых прогибов и межгорных впадин, где отмечаются близкие палео- и современные термодинамические условия - продуктивные горизонты сложены преимущественно гранулярными коллекторами (табл.1).

И. ОСОБЕННОСТИ СООТНОШЕНИЯ ФАЗ В ЗАЛЕЖАХ УВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Геохимическим критериям оценки перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов, катагенетической и фазовой вертикальной зональности УВ, а также основным факторам, влияющим на эту зональность -

температуре, давлению и времени посвящены исследования многих российских и зарубежных ученых: Л.Ф.Андреева, П.П.Аммосова, А.Г.Арье, О.К.Баженовой, Белецкой, Т.А.Ботневой, П.Б.Вассоевича, П.В.Высоцкого, А.II.Гусевой, Г.П.Гордадзе, М.В.Дахновой, А.В'.Добряпского, Н.А.Еременко, А.Н.Золотова, Л.М.Зорькина, В.В.Ильинской, М.П.Калинко,

A.Э.Конторовича, Ю.П.Корчагиной, Е.С.Ларской, М.Н.Лоджевской, Н.В. Лопатина, С.П. Максимова, М.С.Моделевского, С.Г.Перучева, О.Л.Неча -свой, В.Б.Оленина, Г.М.Парггаровой, В.В.Па/фазяла, О.А.Радченко,

B.Ф.Раабена, К.Ф.Родноновой, Б.Л.Соколова, В.А.Соколова, В.II.Старосельского, В. А.Успенского, Л.А.Файнгерш, В. А.Чахмачева, В.Вельте, Дж.Ханта, Д.Смита, К.Лендеса, Л.Прайса, Б.Тнссо, Н.Хадсона и др.

Автор счел необходимым привести в реферате те геохимические аспекты (достаточно полно изложенные в диссертации), которые, по его мнению, преимущественно влияют на фазовое состояние и, и конечном счете, формирование и консервацию жидких УВ на больших глубинах.

Исследованиями в нашей стране и за рубежом установлены некоторые общие закономерности распределения УВ в вертикальном разрезе- земной коры. Для всех бассейнов наблюдается закономерное изменение фазового состояния УВ с глубиной. В схеме эта вертикальная зональность выглядит следующим образом: на небольших глубинах формируются продукты низкой преобразованности РОВ, главным образом, газовые (метановые) скопления. Ниже по разрезу, вследствие большей степени катагенеза РОВ появляются жидкие УВ, конденсаты в составе газа и нефтяные оторочки. Эту зону сменяет следующая, представленная преимущественно нефтяными скоплениями. Еще ниже по разрезу появляются газовые и газоконденсатные шапки и залежи; постепенно содержание высших УВ в залелсах снижается, и самая глубокая зона стремится к преобладанию газовых скоплений, в составе которых преобладает метан. Основой таких точек зрения служат процессы "метани-зацни" жидких УВ при повышении температуры. Сложилось представление, что чем древнее бассейн, тем больше в нем будут преобладать газовые и газоконденсатные залежи.

Анализ и обобщение фактических данных по строению и неф-тегазоносности по более чем 400 глубокозалегающим залежам УВ дает основание сделать вывод, что существующие представления о преимущественной газоносности (метанизации) разреза БГ в зависимости от возраста продуктивных горизонтов не всегда подтверждаются и требуют дополнения. Если в одних бассейнах эта истина такова (палеозой ДДВ, в котором установлено до 85% газообразных залежей), то в других (палеозой Прикаспийской впадины, в отложениях которого развито до 85% нефтяных и пефтегазоконденсатных залежей) - это свидетельствует, что изменение фазового состояния скоплений УВ на БГ зависит от комплекса причин -процессов релаксации в отдельные этапы развития, воздействия высоких температур, непрерывности катагенетического преобразования нефтей, газов и конденсатов, а также факторов, формирующих тепловые поля

(тектоническая активность и длительность ее проявления, процессы мантийного диапиризма, теплопроводные и теплоизолирующие свойства пород, различные экзотермические реакции и др., Л.Б.Смирнов, 1980). Главным, на наш взгляд, является длительность воздействия высоких температур. Дело в кинетике процесса, которая определяется общей энергией, полученной системой. Температура (Т) и давление (Р) - это характеристики среды, а процесс - действие, скорость которого определяет кинетику, при этом соединение среды и процесса определяет термодинамическую направленность. Б свою очередь энергия зависит от температуры и времени, в течение которого эта температура действует на систему (Л.Больцман, 1980). Физический процесс в "бомбе" (в закрытом пространстве в лабораторных условиях) может проходить быстро. По в условиях земной корм скорость процесса контролируется скоростью перемещения вещества. По расчетам Намиота (1972) время установления равновесия только готовой нефти (как вещества) занимает несколько млн.лет, а формирование собственно залежи (Р.Г.С.) - процесс еще более длительный. Поэтому фактор длительности воздействия высоких температур оказывает существенное влияние на фазовое состояние скоплений УВ. В связи с этим обосновывается, что соотношение между нефтью и газом в залежи будет сдвигаться в сторону преобладания газа.

Сохранность жидкой фазы первичных скоплений ув и их залежей зависит от длительности воздействия высоких температур.

Катагенез РОВ, переход УВ скоплений из одного фазового состояния в другое и соответственно предел существования жидкой и газообразной фаз на больших глубинах при прочих условиях связан с длительностью воздействия высоких температур. В 71астоящее время по этому вопросу отсутствует единое мнение. Одни исследователи (П.В.Лопатин, М.Левенштейн) признают непрерывность преобразований РОВ, нефтей, конденсатов и газов в зависимости от температуры и времени их воздействия на РОВ и скопления УВ. При этом энергия активации распада у них постоянна и не полностью учитываются процессы релаксации, которые в соответствующие этапы развития бассейнов могут либо уменьшить скорость распада, или, наоборот, повлиять на быстрое преобразование первичных залежей УВ.

Другие (С.Г.Неручев, Г.М.Парпарова, О.К.Баженова) считают, что решающим фактором, определяющим степень катагенетического изменения РОВ, нефтей, конденсатов и газов, является температура, а роль фактора времени несущественна.

По мнению Г.Х.Дикенштейна, М.И.Лоджевской, С.П.Максимова, нефтематеринский потенциал на рассматриваемых глубинах определяется генетическим типом РОВ и в меньшей степени катагенетическим изменением НГМП, так как повышение термобарических условий не приводит к глубоким физико-химическим изменениям углеводородных скоплений.

Анализ изменения нефти на больших глубинах бассейнов различного типа при температурах >120°С, лабораторные эксперименты по их термическим преобразованиям подтверждают выводы А. Ф.Добрянского (1961), И.В.Высоцкого (1970), Н.А.Еременко (1983) и др. что основным законом катагенетических преобразований УВ является переход от менее устойчивых, крупных молекулярных соединений к более простым и устойчивым. Ими установлено, что и при температурах 100-120°С высокомолекулярные метановые УВ, имеющие положительный знак свободной энергии п поэтому неустойчивые термодинамически, превращаются в более ннзкомолекулярные УВ (А.Ф.Добрянскин, Т.А.Ботнева, И.А.Еременко и др.).

Следует отметить, что некоторое несоответствие установленной глубинной зональности в распределении залежей УВ в соответствии с теоретическими представлениями вертикальной зональности, разработанными Н.Б.Вассоевичем, Б.А.Соколовым, С.Г.Неручевым и др., в отдельных регионах, зонах нефтегазонакопления или даже на реальных объектах (залежах) объясняется различным интервалом длительности воздействия высоких температур, в зависимости от геологического развития. Так например, анализ корреляционных связей между современной температурой недр и УВ составом нефтей показал, что действительно во многих районах строгой закономерности нет. В то же время детальный анализ палеотемпературиого развития существующих в настоящее время залежей УВ свидетельствует, что например наличие тяжелых нефтей на глубинах > 5 км (Биикжал) и легких на малых глубинах обусловлено спецификой развития ранее сформированных залежей УВ.

Формирование скоплений УВ в глубоких горизонтах обусловлено:

- эволюцией преимущественно нефтяных залежей, сформированных ранее на меньших глубинах и

- генерацией новых порций УВ при прогрессивном катагенезе

РОВ.

Первый процесс выражается в катагенетическом преобразовании нефтей, а при длительном воздействии высоких температур- в преобразовании жидких УВ с образованием газов. Направленность его такова, что он ведет к разрушению и в конечном счете - к исчезновению ранее образованных чисто нефтяных скоплений. Второй процесс выражается в том, что при погружении НГМИП на большие глубины генерируются новые массы УВ за счет глубинного катагенеза РОВ. Эти процессы с некоторой долей условности - можно считать когерентными.

Проблема термической деструкции жидких УВ в условиях земной коры теоретически рассчитывалась A.B.Добрянским и его учениками А.И.Богомоловым, П.Ф.Андреевым. В настоящее время этот вопрос решается на качественном уровне. Первая приближенная количественная оценка дана Н.В.Лопатиным, М.И.Лоджевской и др. Провести достоверные количественные расчеты пока не представляется возможным, так как необходимо знать поведение индивидуальных УВ, входящих в состав

нефтей в различных термобарических условиях. Сложность решения этой задачи заключается еще и в том, что нельзя рассчитывать химические реакции только для отдельных УВ, необходимо рассматривать систему в целом, так как только в этом случае можно учесть, например, дополнительную температуру,, имеющую место при распаде некоторых соединений, образование промежуточных неустойчивых соединений, которые вступают в реакции и т.п. (Максимов С.П. и др.,1984) При переносе результатов лабораторных исследований на природные объекты не следует забывать о том, что концепция длительности процесса повышением температуры не вполне корректна.

Существование этого процесса возможно определить по следующим главным признакам:

1 - нахождение твердого углеводородного остатка в пустотном пространстве коллектора;

2 - характер органического вещества, его эпигенетичность или сингенетичность.

Известно, что метанизация жидких УВ происходит лишь при определенных температурах. В литературе этот вопрос обсуждался широко. По Д.И.Смиту, нормальные нефти начинают преобразовываться в легкие при температуре выше 100°С, а при 175°С и более нефтяная фаза исчезает полностью. По мнению других исследователей (Э.Б.Чекалюк) разрушение жидких УВ происходит при ещё более высокой температуре (200°С). Критический порог этого процесса, итогом которого является деструкция нефти с образованием высокотемпературного метана, определяется температурами 450-550°С (Ал.А.Петров, М.С.Моделевский), что в пластовых условиях соответствует глубинам 10 и более км. Ни в одном из рассмотренных нами бассейнов изучаемые продуктивные горизонты не опускались на такие глубины и породы не подвергались воздействию температур, достаточных для завершения естественного крекинга нефти. Тем не менее, в образцах пород из палеозойских отложений древних платформ (Днепровско-Донецкая и Прикаспийская впадины) в интервале глубин 4-7 км нередко встречается твердый углеводородный остаток, что является доказательством процессов термической деструкции нефтей лалео-залежей или глубокой стадии катагенеза О В пород (или иногда следствием процессов гипергенеза)(М. С. Моделевский).

Длительность пребывания углеводородной смеси в жестких условиях .на БГ в данном случае, компенсируя недостаточно высокие величины пластовых температур, играет роль важного фактора катагенеза.

Период деструкции УВ (время, необходимое для отрыва молекулы от субстрата) описывается уравнением Л.Больцмана вида:

Ь = Ь0е('и/кт) (1)

где Ь - время, необходимое для отрыва молекулы от субстрата; г0 - период собственных колебаний молекул, е - основание натуральных логарифмов; ц - энергия активации в дж(эрг); К - постоянная Больцмана

1,38х10"23; Т - абсолютная температура в градусах Кельвина.

Из уравнения (1) следует, что период деструкции обратно пропорционален температуре, т.е. чем больше температура, тем меньше период метанизации и наоборот. Применительно к конкретным геологическим условиям с помощью уравнения Больцмана можно описать скорость распада, которая имеет следующий вид (Арье А.Г., Самвелов Р.Г.):

V = dm/dt = ц-е • ш-е(~а)

где V - скорость реакции деструкции (г/'сек); m - масса исходных продуктов, (г); t - время распада (деструкции); р - % нефтяной составляющей в дериватах реакции;

s - константа скорости с = с0 с ('и/ктН/сск; е - основание натуральных логарифмов; so - предэкслоненциальпый множитель.

Графическое изображение приведенной зависимости изменения скорости реакции преобразования У В смеси во времени имеет вид асспмптотической кривой

м или . л

min

т _ „ 0 <10 10 -50 50-100 iob-150 Ь.нлп.л

Щи Сассеина: нсжгопных краевых пассивных эпнрифювых

впадин

прогибов 0kpmiii

синеклиз

где у - приращение объемов вновь образующихся материалов распада за время ДЬ

Из графика видно, что в начальный период деструкции при [=0 скорость реакции максимальна, но не может быть выше величины У=(1ше, характерной для данной температуры и определяемая количеством захороненного ОВ или уже образовавшихся жидких УВ в соответствии с уравнением Арениуса.

При значительном увеличении времени пребывания глубоко-залегающих продуктивных и перспективных горизонтов, стремящегося к 100-200 млн.лет (т.е. близко к бесконечности) скорость распада стремится к нулю, т.к. все более исчерпывается исходный материал. Очевидно для определения количества углеводородной массы дериватов разложения ОВ

или жидких УВ в течении заданного периода времени (t) пребывания исходного материала в условиях нефтегазогенерации или разложения образовавшихся УВ дает возможность использовать интеграл

G « JVdt

Из этого интеграла в нашем случае следует, что количество сохранившейся жидкой массы зависит как от температуры (Т), так и в неменьшей степени от интервала времени (длителы гости )(t) воздействия этой высокой температуры.

Рассмотрим в качестве примера количественно механизм формирования (включая и разрушение) глубокозалегающих месторождений (Яблуновское, Харьказевское - Днепровско-Донецкой впадины и Карача-ганакское. Астраханское - Прикаспийской впадины) за счет процессов деструкции.

В рассматриваемых впадинах подавляющее большинство вышеприведенных параметров подобны, за исключением длительности воздействия высоких температур и выглядят следующим образом.

U = 45 ккал/моль (Ungere P.State of the art of reseach in kinetic modelen of oil formation jornal of EAOG, vol 16 NOS 1-3, 1990).

R « 2 кал/моль градус (Универсальная газовая составляющая). ' Ео я 3,16 • 10й 1/сек (предэкспоненциальный множитель). Т - 350 К0 (абсолютная температура в градусах Кельвина).

с = е0 • с""«' « 3,16 • 10й-!-- « 3,16 ~10!' « 3,8 • 10~171 / сек «

^ 45 • 10 8,3 -1027

С 2 • 350

« 1,2 • Ю-9 моль / год « 1,2 • Ю-3 моль

1млн. лет

ц® 0,1

Для углеводородных смесей Прикаспийской впадины

V з « ОД -1,2 • 10'3 • 0,01 • 200 • е-Ъ24<г375Ю5

min

Для углеводородных смесей Днепровско-Донецкой впадины

V 4 и ОД • 1,2 • Ю'3 • 0,01 • 200 • е-ию-Ъхио*

V _-1,21(Г375 -1,2-0,075 .-0,09

у3 _ е_ £_ £_ +0,15

V4 ~ -1,2i0-3-200 ~ е-1.2'0,2 ~ g-0,24 ~ е

Из прицеленных ориентировочных рассчетов следует, что скорость реакции распада в Прикаспийской впадине и 1,16 раз больше, чем в условиях Днепровско-Донецкой впадины, и связи с чем можно сделать вывод, что углеводородные смеси Прикаспийской впадины по отношению к углеводородным смесям ДДВ находятся на ранних стадиях катагенеза из-за относительно не продолжительного интервала времени пребывания в жестких условиях.

Как показали рассчеты для залежей Прикаспийской впадины величина скорости реакции катагенеза на 2-4 десятичных порядка ниже, чем в геологических условиях Днепровско-Донецкой впадины, т.е. в первом случае могут быть развиты частично или полностью сохранившиеся первичные углеводородные смеси, а в условиях Днепровско-Донсцкой впадины можно наблюдать картину противоположную описанной, т.е. нефтяные палсо УВ будут стримиться к полному преобразованию, т.е. к газам. Следует отметить, что в обеих впадинах как в верхнем карбоне ДДВ, так и доверейском комплексе Прикаспийской впадины были изначально сформированы нефтяные палеозалежн. Об этом свидетельствуют остаточная нефтенасыщенность пород (приток воды с пленкой нефти во многих скважинах) и наличие катагснетнчсскнх ассоциаций аутнгенных материалов (халцедона, пирита, карбонатов кальция и битума), характерные для зон древних ВНК. Их появление обусловлено окнслптслыю-восстановительной реакцией между нефтью и сульфатами пластовых вод в зоне ВНК с образованием ШЗ и СОз (В.В.Пайразян, Т.А.Ботнева и др.).

Таким образом, на скорость накопления материалов распада оказывают влияние процессы релаксации. В результате в различных осадочных бассейнах на одинаковых глубинах 5-6 км при относительно равных современных высоких температурах УВ в залежах находятся в различном фазовом состоянии, т.е. на разных этапах катагенеза и зависит от длительности воздействия высоких температур.

С целью определения типа бассейна с преимущественным установленным и предполагаемым развитием жидких или газообразных скоплений в разрезе осадочного чехла на БГ автором были построены графики соотношения скоплений УВ по фазовому составу для каждого геодина-мнческого типа бассейна (ранжированные по фактору длительности воздействия высоких температур). Максимум нефтяных залежей (90,85,80%) приурочен к бассейнам межгорных впадин, краевых прогибов и пассивных окраин, в то время как в этих же бассейнах наблюдается соответственно минимум газообразных скоплений (10,15,20%) (табл.2). Минимум нефтяных залежей приурочен к бассейнам эпнрифтовых еннеклнз (20%), с одновременным увеличением газовых скоплений и газовых с конденсатом (80%) (прил.2).

В глубокозалегающих палеозойских отложениях ДДВ развиты преимущественно газовые или газоконденсатные залежи с резким увеличением содержания тяжелых УВ (конденсата) по сравнению с вышележа-

щимн горизонтами (Н.С.Сабанеев, М.Б.Келлер). Время формирования залежей углеводородов - средний поздний палеозой (200-250 млн.лет) (И.В.Кайева, А.И.Дзюбенко). Состав УВ, сочетание разно- фазовых УВ систем и следы разрушения нефтяных лалеозалежей, многочисленные твердые углеводородные остатки свидетельствуют о разновозрастное™ пефтегазообразования и нефтегазонакопления, которые происходили дискретно, но монотонно на протяжении всей истории геологического развития ДДВ. В пределах впадины установлена зональность катагене-тпческих изменений пород и ОВ на глубинах 5 км и выделены зоны, соответственно нормального, повышенного и высокого катагенеза (Л.И.Иванова и др.). Преимущественное развитие газообразных УВ на Б Г впадины обусловлено преобразованием нефтяных палеозалежей в газоконденсатные, а затем в газовые. Большие мощности генерирующих толщ и погружение их в жесткие термобарические условия уже на ранних этапах развития бассейна в центральной и юго-восточной частях ДДВ предопределило интенсивную деструкцию ранее образовавшихся жидких УВ в газообразные. Многочисленные твердые углеводородные остатки, установленные в отложениях нижне-франского. верхнего визе, среднего карбона и др. свидетельствуют о процессах преобразования нефтяных палеозалежей в газообразные в этих районах. В северо-западной части впадины, где в палеозойсхсих отложениях твердые углеводородные остатки встречаются спорадически, отмечается развитие преимущественно нефте-газоконденсатных с высокой концентрацией жидкой фазы и нефтяных залежей (П.Ф.Шпак, Б.П.Кабышев, Д.Ф.ФедоршО.

В подсолевых палеозойских отложениях внутренней прибортовой зоны Прикаспийской впадины развиты преимущественно нефтегазо-конденсатные и залежи "легкой" нефти. Своеобразие геотермического режима региона, связаное с палеотектоническими особенностями развития продуктивных горизонтов обусловило значительную растянутость зональности катагенеза и аномально низкую для больших глубин нреобразованность ОВ. Так, на пл. Биикжал на глубине до б км степень преобразования ОВ не превышает стадию М1<2 - МК3. По мнению Т.Л.Ботневой, Е.С.Ларской, нефти в девонских, каменноугольных и ннжнепермских отложениях генетически связаны с теми комплексами, в которых они залегают. Они испытали катагенетические преобразования и характеризуются генетической неоднородностью. Но этот процесс не дошел до глубокой стадии катагенеза, которая характерна для палеозойских залежей УВ Дпелровско-Донецкой впадины. Стадийность преобразования пластовых нефтяных флюидов, заполнявших ловушки на разных этапах их геологического развития, подтверждают результаты палеотектонических и геохимических исследований месторождения Карачаганак: ловушка была сформирована уже к концу карбона, а химико-битуминологические исследования свидетельствуют о том, что ОВ - сингенетично. Следовательно - существовала нефтяная палеозалежь, на что указывает наличие в продуктивных отложениях остаточной нефтенасыщенности.

Определенным доказательством процесса преобразования Карачаганакской нефтяной палеозалежп могут служить многочисленные включения твердого углеводородного остатка в разрезах продуктивных горизонтов. С то же время почти полное отсутствие таких остатков на Тенгизском, Жайажольском и Кенкиякском нефтяных месторождениях Прикаспийской впадины, свидетельствуют, возможно, об их "сохранности".

Палсотсктоническне расчеты показали, что в ДДВ длительность воздействия высоких температур составляет более 100-150 млн.лет, а в Прикаспийской впадине она не превышает 50-100 млн.лет.

В мезозойских отложениях молодых платформ (бассейны СевероВосточного Предкавказья) и кайнозойских отложениях альпийских складчатых областей развиты преимущественно нефтяные и нефтегазоконден-сатные залежи. Нефтяные залежи молодых платформ более мегаморфи-зованы и отличаются развитием нефтей легкого, малосмолистого, высокопарафинового, метанового типа. Время воздействия высоких температур на эти залежи определяются от 10 до 50 млн.лет, а в складчатых областях -менее 10 млн.лет.

В настоящее время трудно однозначно ответить на вопрос, будут ли указанные закономерности справедливы и для глубин, превышающих 78 км, т.е. глубин, на которых температуры становятся соизмеримыми с критическим порогом существования жидкой фазы. В то же время, на этих глубинах разрушающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление; при давлении 100 МПа длина свободного пробега молекул становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях возможен обратный процесс - рекомбинация н даже синтез молекул (М.С.Моделевский, 1969) (?). Следует отметить, что влияние роста температур на взаимную растворимость флюидов позволила Н.А.Еременко, А.Э.Конторовнчу, М.С.Моделевскому выдвинуть идею, что на глубинах более 7-8 км нефть может переходить в особое "парогазонефтяное" состояние столь же устойчивое, как и газоконденсатное. Т.о. даже на очень больших глубинах можно рассчитывать обнаружение не только газовых, но и жидких УВ (хотя в пластовых условиях в последнем случае УВ будут находиться не в жидкой, а газоподобной "нефтеконденсатной" фазе). Такие залежи в последующем были установлены в палеозойских отложениях Бузулукской впадины (Зайкинское, Ольховское) и вполне возможно их обнаружение в Прикаспийской и Диепровско-Донецкой впадинах в мезозойских отложениях бассейнов Северного Предкавказья и других регионах.

Таким образом, в нефтегазоносных бассейнах эпирифтовых сиис-клиз (ДДВ),где нефтяные палеозалежи достигли глубин 4-5км в мезозое, процессы деструкции УВ под влиянием высоких температур в течение длительного времени (>100-150 млн.лет) преобладали над процессами консервации этих скоплений, а скорость реакции деструкции была относительно постоянной, на глубинах более 4-5 км развиты преимущественно залежи высокотемпературного метана, а также газоконденсатные

залежи, обедненные конденсатом. В бассейнах пассивных окраин (Прикаспийская впадина), где на последующих этапах изменялась скорость распада на глубинах до 7-8 км прогнозируется развитие преимущественно скоплений УВ. характерных для начальных этапов катагенетического преобразования нефтяных палеозалежей (ДВВТ менее 100 млн.лет), т.е. преимущественно нефтегазоконденсатные и залежи "легкой" нефти. В бассейнах краевых прогибов и межгорных впадин, где воздействие повышенных температур на углеводородные смеси не было столь длительным (от 10 дл 50 млн.лет и <10 млн.лет), на глубинах 4-(7-8) км будут распространены нефтяные, газоконденсатные и газовые залежи при преобладании жид ких УВ скоплений. На ещё больших глубинах (более 7-8 км), как в молодых бассейнах, так и в отдельных древних, прогнозируется развитие нового типа залежей ("парогазонефтяных").

III. ПРОГНОЗ МАКСИМАЛЬНЫХ ГЛУБИН РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Принципиальным в проблеме формирования и размещении скоплений УВ в земной коре и на больших глубинах в частности, остается вопрос о максимально возможных глубинах распространения нефтегазоносности. Решение этого вопроса приобретает значение при обосновании перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов осадочных бассейнов различного типа. Большинство исследователей рассматривали эту проблему с позиций генетических возможностей формирования жидких или газообразных углеводородов с точки зрения их раздельного прогноза. При этом исследования базировались на анализе пространственного распределения и изменения геохимических условий фазового состояния скоплений УВ на больших глубинах на основе влияния различных геологических факторов, которые могут кардинально изменить первоначальный групповой углеводородный состав нефтей.

В работе предлагается решение этого вопроса на основе выявления лнтолого-термодинамических факторов иа больших глубинах, влияющих как на развитие коллекторов, так и сохранность и размещение уже образовавшихся скоплений углеводородов. Как было установлено, своеобразным показателем благоприятных условий развития коллекторов на БГ является наличие стилолитов в определенных интервалах разреза осадочных толщ (прил.З).

Анализ результатов лабораторных исследований керна и дебитов УВ из скважин, вскрывших глубокозалегающие палеозойские отложения на ряде месторождений Днепровско-Донецкой (Березовское, Абазовское, Семенцовское и др.) и Прикаспийской (Карачагапакское, Астраханское и др.) впадин, показал, что наличие стилолитов на больших глубинах в зависимости от длительности воздействия высокотемпературных глубинных флюидов может служить не только благоприятным признаком (улучшение ФЕС коллекторов), но и, что самое важное, - нижним

глубинным ограничением (кольматация) возможной нефтегазоносное! и осадочного чехла.

На начальных этапах развития глубоких впадин над рифтом формируются первичные коллекторы. IIa последующих этапах развития бассейна, особенно при достижении продуктивных и перспективных комплексов глубин >4 км усиливаются процессы диагенеза. Особенно усиливается эффективность трещнпоформирующнх факторов, благодаря многократному возникновению импульсов контракционнон усадки. К благоприятным ([¡акторам следует отнести дизъюнктивы, сопряженные с разломами, и в особенности "узловые" структуры, приуроченные к пересечению глубинных разломов. Именно в таких тектоно-гсоднна-иичсскнх условиях наиболее полно реализуются возможности формирования, а в последующем сохранность вторичных коллекторов. Длительно протекающие процессы катагенеза в условиях непрерывно возрастающей роли уплотнения и цементации играют преимущественно негативную роль в сохранности первичных коллекторскнх свойств па БГ, так как под влиянием высоких температур объем (м:!) и суммарная удельная поверхность пустотного пространства (м-) уменьшаются (А.А.Огнльнл, 1974). По этой же причине (особенно при отсутствии процессов стплолитизацнн) проблематична роль катагенетической трещи-иоватости. Большинство таких трещин либо закрыто (сомкнуто), либо кольматнровано эпигенетическими минералами. Катагепетнческая трещн-поватость только тогда приобретает значение для формирования благоприятных вторичных коллекторов., когда одновременно с трещипооб-разованнем они подвергаются процессам интенсивной стнлолитазацин и заполняются консервантным мантийными флюидами (Е.М.Смсхои, 1971; Н.Каразн, 1973; А.Е.Лукин, 1988; Р.Г.Самвелов и др. 1996). При активизации тектоно-кинетнческих и термодинамических процессов но природным каналам происходит внедрение в трещиноватые пласты мантийных растворов с температурами и давлениями, превышающие максимальные палеотемпературы и палеодавлення пород, воздействию которых они подвергались до внедрения флюидов.

На начальных этапах (до 50 млн.лет) этот процесс приводит к образованию в карбонатных и терригенных породах стилолитовых текстур при воздействии щелочных, в основном, борно-гидрокарбонатнонатриевого состава глубинных газонасыщенных (112, HCl, IbS и др.) растворов с указанными литотнпами пород. Благодаря этому при их дегазации pH может меняться от 3-4 до 9-10, вследствие чего они агрессивны как по отношению к карбонатам, так и кварцу (силикатам).

При этом трещины минерализованы темноцветным полиминеральным веществом, геохимические особенности которых (сочетание резко повышенных сидерофильных, халькофильных элементов - некогерентная геохимическая ассоциация по Теодоровичу Г.И.. 1958) - свидетельствуют о связи этих флюидов с мантийным раствором (А. Е.Лукин, 1989). При длительном воздействии мантийных флюидов >50 млн.лет это, с одной

стороны, способствует процессами кольматацни стилолитовых текстур, в результате чего они превращаются в своеобразный флюндоупор, препятствующий проникновению мантийных растворов в большую часть сформированных ранее трещин, а глубина зоны кольматации может служить нижним ограничением развития возможной нефтегазоносности в разрезе осадочного чехла бассейна. С другой стороны, - приводит к образованию новых ловушек (природных резервуаров), как приуроченных к структурным образованиям, так и неантнклинального характера. При этом ловушки обоих видов могут находиться только в контурах зоны недоуплотнения пород, связанной с трещиноватостью различного типа.

Конкретным доказательством этого научного положения являются данные по скоплениям УН в отложениях нижнего карбона ДДВ, в частости, на Лбазовском, Березовском, Яблуновском и других месторождениях, приуроченных к узлам тектонических структур с выраженными признаками интенсивной стнлолнтпзацпи. IIa этих месторождениях раскрытые трещины в средней и верхней части продуктивного разреза достигают плотности 1,8-2,3 см/см2. Наличие стилолитового "защитника" в основании разрезов обеспечивает высокое дренирование всего объема продуктивных коллекторов, открытая пористость которых варьирует от 3,5 до 25% за счет растворения как карбонатного цемента, так н его кварцевой составляющей. Дебиты газа из инжнекаменноугольных отложений достигают 800-1500 тыс.ма/сут. Необходимо отметить, что в керне, отобранном из нижней части разреза продуктивных горизонтов, установлено развитие кольматированных стилолитовых текстур, заполненных минералами гидротермального происхождения.

Учет этого фактора позволил наметить отличия в максимальных глубинах возможного формирования и сохранения залежей нефти и газа на больших глубинах между бассейнами различного геодинамического типа.

В бассейнах опирифтовых синеклиз, где длительность воздействия высоких температур (ДВВТ) превышает 100-150 млн.лет глубинный предел возможного развития нефтегазоносности гораздо выше по разрезу, чем н бассейнах пассивных окраин (ДВВТ 50-100 млн.лет) и тем более в бассейнах, приуроченных к краевым прогибам и межгорным впадинам, в которых длительность воздействия высоких температур не превышает 10-50 млн.лет. В последних залежи нефти и газа теоретически могут быть развиты вплоть до глубин залегания складчатого основания. Но в то же время в этих условиях ограничением для глубин, превышающихЮ-12 км, являются величины температур, когда они становятся соизмеримыми с критическим порогом существования жидкой фазы (Еременко H.A., Конторович А.Э., Моделевский М.С.), но и здесь существуют возможности для формирования и сохранения залежей УВ, так как разрушающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление.

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

Основное внимание автор уделяет общим чертам формирования залежей УВ сравниваемых бассейнов, не рассматривая их индивидуальные особенности, подробно освещенные в тексте диссертации.

Обобщение и анализ особенностей нефтегазообразования и нефте-газонаконлепия с позиций литогеодинамикн на больших глубинах показал, что существенную роль в формировании и размещении залежей УВ жидкого или газообразного состояния, а также типов коллекторов оказывают изменения теплового режима, в связи с чем при рассмотрении этой проблемы наряду с другими факторами следует учитывать влияние длительности воздействия высоких температур (ДВВТ). В связи с этим на одинаковых срезах 4-5-6 км разновозрастные нефтегазоносные бассейны часто характеризуются однотипными фазовым состоянием УВ и схожими коллекторами.

В палеозойских (верхне-девонскне, нпжне-каменноугольные) отложениях центральной н юго-восточных частях ДДВ на этих глубинах развиты преимущественно газовые или газоконденсатные залежи с резким увеличением содержания тяжелых УВ (конденсата) по сравнению с вышележащими горизонтами (ДВВТ >100-150 млн.лег).

В подсолевых палеозойских отложениях Прикаспийской впадины развиты преимущественно нефтегазоконденсатные и залежи "легкой" нефти. Своеобразие геотермического режима региона, связанное с относительно невысокой ДВВТ (50-100 млн.лет), обусловило значительную растянутость глубинной зональности катагенеза и аномально низкую для больших глубин преобразованпость ОВ. В пользу термического преобразования нефтяных палеозалежей в этих бассейнах свидетельствуют многочисленные образования твердых битумных остатков, вскрытых в продуктивных отложениях. Процессы ката генетических преобразований УВ скоплений в Прикаспийской впадине не были столь длительными, как это установлено в ДДВ.

В мезозойских отложениях молодых платформ (бассейны северного Предкавказья) и кайнозойских отложениях альпийских складчатых областей (Южно-Каспийская впадина) развиты преимущественно нефтяные залежи при подчиненном значении газоконденсатных. Следует отметить, что нефтяные залежи молодых платформ более метаморфи-зованы, чем аналогичные типы залежей складчатых областей, и отличаются развитием нефтей в основном легкого, малосмолистого, высокопарафи-иового метанового типа. Время воздействия высоких температур на эти залежи определяется соответственно от 10 до 50 млн.лет на больших глубинах молодых платформ и <10 млн.лет в складчатых областях.

С увеличением длительности воздействия высоких температур и появлением существенных отличий в палео и современных температурах усиливается ведущая роль контракцнонной усадки и формирование

связанных с нею трещиноватых коллекторов. Наиболее заметно проявление коитракционной усадки и развитие в разрезах трещинных коллекторов наблюдаются в бассейнах эпирифтовых синеклиз и пассивных окраин, где отмечена наибольшая разница в палео и современных температурах (до 155-145°С). В бассейнах литосферных зон сжатия (краевых прогибов и тем более межгорных впадин) роль процессов копгракцноппой усадки постепенно убывает. В этих бассейнах преобладающая роль при образовании вторичных коллекторов принадлежит. по-видимому, процессам растворения, кристаллизации и др.

Рассмотренные механизмы формирования залежей УВ на больших глубинах изученных бассейнов можно разделить иа следующие основные группы

- образование первичных газовых, газокондепсатных и нефтяных скоплений путем генерации новых масс УВ (в продуктивной толще неогена Кюрсапгя, Карадаг, Сангачалы-Море в Южно-Каспийской впадине; в верхнемеловых отложениях Четрег и миоценовых Будафа в Шпионской ппаднне и др.);

- образование вторичных газовых, газокондепсатных и пеф-тегазоконденсатных скоплений за счет термического преобразования первичных жидких УВ в результате длительного воздействия высоких температур с образованием крупных газовых, газо- конденсатных и нефте-газокондеисатных месторождений (Яблуновское в ДДВ, Карачаганакское в Прикаспийской впадине и др.);

- формирование вторичных газокондепсатных и газовых скоплений за счет выделения газа из пластовых вод в период инверсий или прорыва флюидов в вышележащие толщи.

Следует подчеркнуть, что ни и одной из перечисленных групп механизмов не исключается, а наоборот, предполагается непременным условием возможность осуществления на больших глубинах генерации как жидких (<1-6 км), так и газообразных (более 8-10 км) продуктов преобразования РОВ. Следствием этого можно объяснить относительно высокое насыщение газом пластовых вод, пополнение сформировавшихся за счет деструкции газовых скоплений новообразованными УВ, формирование на больших глубинах однофазного флюида (С.П.Максимов, Г.Х.Дикенштейн, М.И.Лоджевская, 1984).

Следует отметить, что было бы неверным ограничивать формирование какого-либо месторождения но предложенной выше схеме. Истествепно, речь может идти о преобладающей роли одного из механизмов при участии остальных.

На основе всего сказанного сделаны общие выводы о глубинах и площади распространения перспективных зон на больших глубинах изученных бассейнов, и составлены карты возможного распространения залежей УВ.

В зависимости от длительности воздействия высоких температур и термобарической обстановки ранжированы зоны, перспективные для

поиском залежей исфш и галл до глубин залегания фундамента или значительно выше.

13 бассейнах литосферных зон растяжения (пассивных окраин и эннрнфговых спиеклиз) нефтегазонсрспектнвными являются части разреза чехла до глубин залегания установленной или предполагаемо]! зоны кольматацни сгнлолнтов. При этом в них выделяются три категории земель, характеризующиеся различными глубинами перспектив нефтс-глзопоспости: прибортовые - до глубины залегания фундамента 8 км, предрифтовые - до 10-12 км н надрифтовые до 8 км. В бассейнах литосферных зон сжатия (краевых прогибов и межгорных впадинах) глубинный предел возможной нефгсгазоносности предполагается до глубин залегания фундамента (15-20 км). Однако ограничением этому мог бы служить температурный предел существования смесей жидких пли газообразных УВ. В то же время на этих глубинах разрушающему влиянию температуры начинает сильно противодействовать давление: при давлении >100 МПа длина свободного пробега молекул становится соизмеримой с ее размерами. В этих условиях нефть может переходить в особое "парогазо-нефтяпое" состояние столь же устойчивое, как и газокондеисатное. Т.о. па очень больших глубинах можно рассчитывать на обнаружение не только газовых, но и жидких УВ, хотя в пластовых условиях в последнем случае УВ будут находиться не в жидкой, а газоподобной фазе.

Таким образом, глубина возможной нефтегазоиосности в бассейнах, как правило, увеличиваются, за исключением бассейна эпприфтовых спиеклиз и центральных районов пассивных окраин, где они не превышают 8 км. Соответственно мощности перспективных горизонтов также возрастают за небольшим исключением. В подавляющем большинстве осадочных бассейнов ниже температурного интервала 300-350°С, т.е. до глубин 8-10 км, можно утверждать об отсутствии дефицита покрышек и изолирующих горизонтов.

Из сказанного следует, что имеется настоятельная необходимость пересмотра (в сторону увеличения) прогнозных ресурсов УВ в соответствии с выполненным)! исследованиями.

ВЫВОДЫ

1. Длительность воздействия высоких температур является одним из главным факторов формирования и размещения залежей УВ различного фазового состояния и типов коллекторов на больших глубинах.

Формирование вторичных коллекторов на больших глубинах зависит преимущественно от изменения теплового режима и происходит в несколько литогсодинамическнх этапов развития бассейна.

Соотношение фаз УВ в залежах зависит от интервала времени (длительности) воздействия высоких температур.

Формирование, размещение н, особенно, сохранение залежей нефти н газа на больших глубинах может зависеть от масштаба и длительности процессов стилолитилацин в нижней части разреза осадочного чехла. Наличие стилолнтов в зависимости от длительности воздействия глубинных флюидов в одних случаях являются благоприятным признаком, улучшающим ФЕС коллекторов, а в других -может служить нижним (глубинным) ограничением нсфтсгазоносности « разрезе чехла (кольматация).

2. Предложенная классификация нефтегазоносных бассейнов на больших глубинах базируется на длительности воздействия высоких температур, фазовом состоянии скоплений УВ, развитии типов вторичных коллекторов и возможной глубине распространения нсфтсгазоносности.

3. Выполненные исследования дают основание для прогноза широкого распространения залежей УВ нефти, газа и газа с конденсатом на больших глубинах изученных бассейнов н переоценки в них (часто п большую сторону) прогнозных ресурсов УВ.

Предлагаемые разработки позволяют критически подойти к существующей прогнозной оценке перспектив нсфтсгазоносности глу-бокозалегающих комплексов и п других регионах, в частности изменение глубин залегания флюидов но фазовым соотношениям и сохранение коллекторов.

СПИСОК РАБОТ IIO ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Литология третичных отложений Западной Туркмении, Пав. ВУЗов, Баку, 19G5, N 12, с.7-21.

2. Пути усовершенствования методики ноисково-ра.чведочных работ в отдельных нефтегазоносных районах Европейской части СССР н Средней Азии, ОНТИ-ВИЭМС, обзор, сер. N4, Геол., Методы поисков » разведки месторождений нефти и газа, М., 1970, 80 с. (соавторы Поношш В.В., Темкина B.C., Осадько H.H. и др.).

3. О методах подготовки площадей к нефгеиоисковому бурении» п северных районах Урала-Поволжья. Геол.нефти и газа, 1970, N3, с. 15-23 (соавторы Зубов И.П., Поношш В.В. и др.)

4. К методике промышленной разведки залежей нефти и газа в СССР (В кн. "Материалы совещания СЭВ, Гостонтехнздат, М., 1970 (соавторы В.В.Семенович, Терехов В.И.).

5. О поисках нефти и газа в отложениях верхнего докембрия Верхнекамской впадины, Геол. нефти и газа, 1971, N4, с.12-21 (соавторы Зубов И.П., Тарасов В.В., Шевченко A.A.).

6. Die methode der industriellen Erkundung und Einschätzung der Edol- und Erdgas lagerststten in der UdSSR, Zeitschrift für Angewandte Geologie Berlin, DDR, 1971, N2, (соавторы Максимов С.П., Семенович В.В., Терехов В.И.).

7. Grundlegende geologische Ergebnisse von Tiefbohrungen (4, 5 bis 7 km), Zeitschrift für Angrwandtc Geologie, Berlin, DDR, 1973, N7 (соавторы Максимов С.П., Чайковская Э.В., Лоджевская М.И.).

8. Prognostische Erdöl- und Erdgasvorrate und Methode ihrer Einschätzung in der UdSSR, Zeitschriftte für Angewandte Geologie, Berlin, DDR, 1973, N8 (соавторы Глушко В.В., Дикснштсйн Г.Х., Максимов С.П.).

9. Besonderheiten der Spechervcrbreitung lokaler Huchlagcn in Tafeln der UdSSR, Zeitschrif für Angewandte Geologie, Berlin, DDR, 1975, N11 (соавторы Максимов С.П., Гусейнов A.A.).

10. Rolle tectonischcr Bruche bei der Bildung sedimentärer folgen, Zeitschrift für Angewandte Geologie, Berlin, DDR, 1971, N8 (соавторы Тарханов М.И. и Др.).

И. Rolle tcctonischhcr Bruchhc bei der Bildung fon Kohlenwasser stof-flagcr Statten, Zeitschrift für Angewandte Geologie, Berlin, DDR, 1976, N6 (соавторы Тарханов М.И. и др.).

12. Методическое указание по составлению карт перспектив нефтсгазоносностн, Изд. Мннгео СССР, 1977, (соавторы Дикенштейн Г.Х., Алиев И.М., Соловьев Б.А. и др.).

13. Лнтологнческис, стратиграфические и комбинированные лопушки нефти и газа, М., Недра, 1975, 473 с. (соавторы Гусейнов A.A., Каледа Г.А. и др.).

14. Методическое руководство по количественной оценке перспектив нефтегазоносностн. Изд. Мннгсо СССР, ВНИГНИ, 1978, 109 с. (соавторы Максимов С.П., Семенович В.В., Жабрев И.М., Буялов Н.И., Крамаренко Н.В., Захаров Е.В,, Лаврушке И.П. и др.).

15. Основные результаты региональных геолого-геофизических работ за 1981-1989 г.г, и их направления на 1985-1990 г.г. Матер.сессии Уч.сов. по РГГР на нефть и газ при Мингсо СССР. Оренбург, 1985, 109 с. (соавторы Семенович В.В., Золотой А.Н., Широков В.Я. и др.).

16. Выявление зон развития неантиклинальных ловушек нефти в северных районах Волго-Урала, Нефтегазовая геология и геофизика, 1985,N9, с.3-12, (соавторы Гусейнов А.А., Кнрюхин Л.Г., Шик Н.Г. и ДР-)-

17. Новая модель геологического строения подсолевого палеозоя с целью обоснования геологоразведочных работ в северной части Прикаспийской впадины, М., Тр,ВНИГНИ, вып.ХН, 1987, с.57-69 (соавторы Соловьев Б.А., Подкорытов Н.Г.).

18. Использование модели НГО для прогноза нефтегазоносностн подсолевых отложений северной части Прикаспийской впадины по геохимическим данным. Геол.нефти и газа, 1987,N8 (соавторы Ларская Е.С., Соловьев Б.А., Четверикова О.П.).

19. Геологические условия нефтегазоносностн на больших глубинах В кн.: Межд.геол.конгр. XXIII сессия, докл.сов.геол.М., ВНИГНИ, 1988, с.83-00 (соавторы Максимов С.П., Гончаренко Б.Д., Лоджевская М.И., Соловьев Б.А.).

20. Способ определения перспектив нефтегазоносностн на больших глубннах осадочных бассейнов различного тина. Патент на нзобр.N1798756, 1990, Роспатент (соавторы Клещсв К.А., Лоджевская М.И., Брпндзинский A.M.).

21. Опыт нефтегазогеологнческого районирования слабонзучен-ных комплексов и территорий (на примере подсолевых отложений северной части Прикаспийской впадины). Геология нефти и газа, М., 1992, N8, с.13-21 (соавторы Камалов С.П., Иванов Ю.А., Малушин И.И. и др.).

22. Зональный и локальный прогноз ловушек нефти и газа в терригениых отложениях (ИРЦ Газпром, - Обз.инф.,- Сер.геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, М., 1997 , 69 с. (соавторы Славкин B.C., Гусейнов А.А.,Проннчспа М.В., Шик Н.С.).

23. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования н размещения. Геология нефти и газа, М.,1995,N9, с.5-16.

24. Основные принципы формирования и закономерности размещения залежей углеводородов на больших глубинах осадочных бассейнов разного возраста (ИРЦ Газпром, Обз.инф., Сер.Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, М., 1995, 72 с.)

25. Формирование и размещение залежей УВ в глубокоза-легающих комплексах (РАО "Газпром", Обз.ипф. - Сер.геологи;; и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, М., 1997, С-4 е.).

2С. Характерные особенности формирования н размещения залежей УВ на больших глубинах юго-востока Восточно-Европейской платформы и прилетающих областей. М., ИРЦ Газпром, сер. Бур.разр.н акспл.газовых и газоконденсатных месторождений, 1996, N1,с.3-11.

27. Влияние временного фактора на изменение геохимических условии фазово-генстичсской зональности УВ на больших глубинах, М., Газпром, Сер.бур.разр.н зкенл. газовых и газоконденсатных месторождений, 1990, N1, с. 16-23.

28. Геотектонические условия формирования и размещения залежей УВ на больших глубинах осадочных бассейнов различного типа. М., Газпром, сер.бур.разр.н экенл.газовых и газоконденсатных месторождений, 1996, N2, с. 3-10.

29. Специфика формирования и сохранения коллекторов на больших глубинах юго-востока русской платформы и прилегающих областей, М., Газпром, сср.Бур.,разр. и экенл, газовых и газоконденсатных месторождений, 1996, N2.

30. Формирование различных типов коллекторов на больших глубинах. М., Газпром, Сер.бур., разр. п экспл. газовых и газоконденсатных месторождений, 1997, N2, с.4-!/.

31. Прогноз максимальных глубин формирования залежей нефти и газа осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей. М., Газпром, Сер. Бур., разр., эксл. газовых и газоконденсатных месторождений. 1997.

32. Формирование коллекторов на больших глубинах. М. МГУ и комн.Шеврон. Материалы второй международной конференции "новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа", 1998, с.175-177.

Таблица 1

Характеристика осадочных бассейнов но преобладающему типу коллекторов в зависимости от изменений теплового режима (на гл. >4 км)

Бассейн Южной-Каспийский Венско-Мораискип Паннонскмй Трансильванский Зап.-Кубанский Восточно-Кубанекий Восточно-иродкарпатский 'Герско-Каспийский СеDepo-Предкарпатский Иредкарпатско-Валкапский Прикаспийский Дпепронско-Доиецкий

Тпп бассейна по основному этапу формирования палеогеодмнамиче-ской обстановки межгорних □падин красных прогибов пассивных окраин эиирифтовых синеклиэ

Длительность теплового воздействия (млн.лет) < 10 10 - 50 50 - 100 >100

Температура (°С) Палео н современная Дь 130-110 200-155 2 50-85 300-130

15 45 1Ь5 170

Коатракциоиная усадка {%) 0,25 0,4 5 2,35 2,45

Возраст и литологии, состав основного прод.гор-та Н 2 терриг. Кя Тсрр -карб. карб с, террпг.

Преобладающий тип коллектора пороиий пороццй, редко пер.-трещ. порово-трещинний редко nopoDuft трещ.-поропый порово-трещ.

Кол-во залежей УВ, связанных с данным типом коллектора 6S, ц т.ч. со - пор. 132, и т.ч. 95 - пор. 3 7 - пор.трещ. 21 о т.ч. 17 - пор.-трещ. 4 - пор. 13а и т.ч. 104-трещ.-мор. 20-пор-трещ. 5 - пор.

Таблица 2

Типизация осадочных бассейнов но фазовому состоянию залежей УII и длительности воздействия dlicokiix температур (на глубинах > Л км)

БассеЛн Южной-Каспийский Венско-Моравский Панионскнй Трансильванский Индоло-Кубанский Восточно-Кубанский Восточно-Предкавказский Тереко-Касппйский Севоро-Предкарпатский Прсдкарпатско-Caлкапский Ирикаспнйскпн Дпепропско-Донецкпй

Тип бассейна по основ-поиу этапу формирования палеогеодинамиче-ской обстановки межгорных внадип краевых прогибов пассивных окраин ^шрифтовых (.:ппек/шз

Средневзвешенная современная температура <°С) 90-140 115 130 - 190 155 50-110 85 80-700 1 30

Длительность воздействия высоких температур (млн.лот) <10 10 - 50 50-100 > 100

Нефтяные и пефте-газокопденсатпые (Количество п %) 72-91 % 1GD - 84 % 17 - 80 % 3 9 - 2 3 %

Газовые И газо-конденсатные (Количество и %) G - 9 % 19 - 1С % 4 - 20 % - 7.7 %

ИТОГО: 78 - 100% 184- 100 % 21 - 100 % 1Г,4 - 100°¿

ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ВЕРОЯТНОГО "'

РАЗВИТИЯ ТИПОВ КОЛЛЕКТОРОВ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДЛИТЕЛЬНОСТИ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ (1) НА ПОРОДЫ

с«н:глаип:Р.Г.СА1С.ВЕАПВ

ПОРИСТОСТЬ

( % )

с ю

ПШ ПДСССЙИА мпжгориы*.

ОПАДИ! I

ТЕИНЫ'Л'ГУГА:

пмса

СОМгЕНI"«лИ >15

ЛЬ 1»

НУ 0.154

ч©

зо

КРАШЫХ ПРОГИООП

ПО-ЮО

пассивных

ОКГ»А1 III

тшм'лт'л:

ИАЛКО 250

соне 1:ш.н или Л1 к»

гу г,

>?оо

ЭПИРИ<1>ТОПЫХ

симсклпз

«я.и [Л1'У1'А: ПАЯ10 1(1 а

еоотиНИЛД |Ю Д1 1?а

НУ 1,4'Л

И Л П 1.0

21)0

< ь

ЗАВИСИМОСТЬ сШОВОГО СОСТОЯНИЯ УВ от ДЛИТЕЛЬНОСТИ (Т) ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЫСОКИ)

нефтяные и нсфтегазоконденсатные ^газовые и газоконденсат.чые

СТАДИИ ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НА РАЗЛИЧНЫХ ЭТАПАХ МАНТИЙНОГО ДИАПИРИЗМА

Сое та с и л : СДМВЕПОВ Р. Г.

С ней схыы¿-"/^ссечеза йСС/гс/нс. Е-АЛйТкодсхггс)

СТАДИЯ ИНТЕНСИВНОГО ТРЕЩННООВРАЗОВАНИЯ

СТАДИЯ ИНТЕНСИВНОЙ СГИЛОЛИТИЗАЦИИ

СТАДИЯ КОЛЬМАТДЦИИ

стилолитои

мантийных алюидаЬ

Текст научной работыДиссертация по геологии, доктора геолого-минералогических наук, Самвелов, Рудольф Григорьевич, Москва

На правах рукописи

САМВЕЛОВ РУДОЛЬФ ГРИГОРЬЕВИЧ

- ФОРМИРОВАНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ГЛУБ0К03АЛЕГАЮЩИХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ ЮГО-ВОСТОКА РУССКОЙ ПЛАТФОРМЫ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ОБЛАСТЕЙ

Специальность 04.00.17 - геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

чГ У'*-

Я9?

доктора^ г е^

ких наук

Москва, 1997 г.

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском геологическом нефтяном институте (ВНИГНИ)

Официальные оппоненты:

Ведущая организация: ГАНГ им. И.М.Губкина (Москва)

Защита состоится "_" _1998 г. в _часов

на заседании диссертационного совета Д 053.05.64

при Геологическом факультете Московского Государственного

университета им.М.В.Ломоносова

119899, ГСП, г.Москва, В-231, Воробьевы горы, МГУ, геологический факультет, ауд.Ы...

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Геологического факультета МГУ, зона "А", б этаж

Диссертация разослана декабря 1997 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геол.-минер.наук

Н.В.Пронина

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

стр.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ ..............................3

Актуальность проблемы ............................ 3

Цель исследований ................................ 4

Основные задачи исследований ..................... 4

Научная новизна .................................. 4

Реализация результатов исследований

и практическое значение работы ................... 5

Апробация работы ................................. 6

объекты исследования ............................. 6

Объем работы..................................... 7

Защищаемые научные положения ..................... 7

Глава 1. СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ ФОРМИРОВАНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ

ГЛУБОКОЗАЛЕГАКЯЦИХ ЗАЛЕЖЕЙ УВ................. 9

1.1. Геотектонические особенности условий формирования и размещения залежей УВ на больших глубинах ........................... 10

1.2. Изменение коллекторских свойств и экранирующих свойств пород ................. 11

1.3. Изменение фазового состояния УВ с глубиной . 22

1.4. Влияние жестких термобарических условий

на нефтегазоматеринские породы ............. 26

1.5. Распределение запасов УВ с глубиной ........ 30

Глава 2. АНАЛИЗ ГЕОТЕКТОНИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ФОРМИРОВАНИЯ

И РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ ............л......... 32

2.1. Краткая геологическая характеристика изученнных бассейнов ....................... 35

2.2. Сравнительная характеристика геотектонических условий формирования и размещения глубокозалегающих залежей УВ ............... 55

Глава 3. СПЕЦИФИКА ФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДО-

УПОРОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ ................... 74

3.1. Коллекторы и флюидоупоры глубокопогруженных горизонтов ................................. 74

3.2. Факторы формирования и сохранения вторичных коллекторов на больших глубинах ............ 91

3.3. Определение перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов ............... 99

Глава 4. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОХИМИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ И СОХРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ ..................................... 104

4.1. Нефтегазоматеринские породы ................ 105

4.2. Особенности фазового состояния скоплений УВ. 109

4.3. Основные факторы, влияющие на изменение

фазового состояния УВ ...................... 112

Глава 5. АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ФОРМИРОВАНИЯ И

РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ .... 126

5.1. Днепровско-Донецкая ГНО.................... 126

5.1.1. Особенности генерации УВ ................. 127

5.1.2. особенности аккумуляции УВ ............... 129

5.1.3. Механизм формирования залежей УВ ......... 136

5.2. Прикаспийская НГП .......................... 139

5.2.1. Особенности генерации УВ ................. 141

5.2.2. Особенности аккумуляции УВ ............... 142

5.2.3. Механизм формирования залежей УВ ......... 143

5.3. Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП (Кавказский сектор) ........................ 146

5.3.1. Особенности генерации УВ ................. 150

5.3.1. Особенности аккумуляции УВ ............... 151

5.3.3. Механизм формирования залежей УВ ......... 154

5.4. Южно-Каспийская НГП(Азребайджанский сектор). 156

5.4.1. Особенности генерации УВ ................. 160

5.4.1. Особенности аккумуляции УВ ............... 162

5.4.3. Механизм формирования залежей УВ ......... 164

5.5. Паннонский НГБ (Венгерский сектор) ......... 168

5.6. Предкарпатско-Балканский и Трансильванский

НГБ (Румынский сектор) ..................... 177

5.7. Северо-Предкарпатский, Карпатский, Венско-Моравский ПГБ (Чехословацкий сектор) ....... 187

5.8. Характерные особенности формирования и размещения глубокозалегающих залежей осадочных бассейнов различных геодинамических типов ............................. 198

ВЫВОДЫ ................................................ 212

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ..................................... 214

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Результатами геологоразведочных работ доказана принципиальная возможность обнаружения залежей углеводородов (УВ) на больших глубинах (БГ)*. Специалистами БГ оцениваются как перспективная часть разреза чехла для прироста запасов нефти, газа и конденсата. Особенно важен этот вопрос для "старых" районов, где развита инфраструктура, а месторождения УВ в верхней части разреза в значительной степени открыты, разведаны и разработаны. Актуальным является решение вопросов о типе коллекторов (преимущественно гранулярном или трещинном) и фазовом состоянии УВ (жидком или газообразном) на БГ. Рассмотрение этих проблем по сопредельным территориям зарубежных стран входит в сферу интересов России.

Исследованиями в нашей стране и за рубежом установлены некоторые общие закономерности распределения фазового состояния УВ и типов коллекторов на БГ. Сложилось представление, что чем древнее бассейн, тем больше в нем будут преобладать залежи газообразного состояния, а сами залежи сосредоточены преимущественно в трещинных коллекторах. Основой таких точек зрения служат соответственно: для фазового состояния - процессы метанизации УВ при повышении температуры, а для типа коллектора - процессы уплотнения, растворения, кристаллизации, а также трещиноватости от тектонических напряжений.

Опыт личных исследований автора по изучению строения и нефтегазоносности БГ дает основание утверждать, что фазовое состояние скоплений УВ и тип коллекторов при прочих равных условиях, зависит не столько от возраста продуктивных и перспективных горизонтов, сколько от вреиени (длительности) пребывания залежей в определенных тектоно-кинетических и термодинамических условиях. Воздействие указанных факторов^ на фазовое состояние скоплений УВ и вмещающие их породы может часто привести к формированию в разновозрастных бассейнах, отличных по истории своего развития, однотипных по фазовому состоянию залежей УВ и схожих коллекторов. Это особенно актуально для глубоких горизонтов осадочных бассейнов России, представленных, главным образом, палеозойскими и более древними породами.

Сказанное затрудняет применение метода аналогий при оценке перспектив нефтегазоносности БГ. Возникает настоятельная необходимость установления оптимальных условий для определения возможного развития типов коллекторов и залежей в изученных частях нефтегазоносных бассейнов.

* К большим глубинам автор условно относит глубины >4 км, характеризующиеся температурой > 100° С и величиной горного давления > 5 0 МПа

Актуальность предлагаемой диссертационной работы определяется ее научной направленностью на выяснение на реальных объектах условий формирования и размещения глубокозалегающих залежей УВ, в результате решения которых выявлены новые, дополнительные критерии и предложен прогноз максимальных глубин перспектив нефтегазоносности осадочного чехла по термодинамическим данным.

Цель исследований. Обоснование перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих комплексов осадочных бассейнов различного типа с позиций литогеодинамики*.

Основные задачи исследований:

1. На основе обобщения и анализа результатов изучения структуры, литогеодинамического развития и нефтегазоносности осадочных бассейнов установить:

- длительность палеотектонического развития в "жестких" условиях больших глубин (типизация бассейнов по фактору длительности воздействия высоких температур на углеводородные смеси и вмещающие их породы);

- закономерности изменения коллекторских свойств пород с глубиной (ранжирование бассейнов по типам вторичных коллекторов) ;

- закономерности изменения фазового состояния УВ с глубиной (типизация бассейнов по фазовому состоянию скоплений УВ).

2. Выявить механизм формирования залежей УВ на больших глубинах осадочных бассейнов различных геодинамических типов-.

3. Дать оценку перспектив максимальных глубин формирования и сохранения нефтегазоносности в бассейнах различного типа

Научная новизна. Показано, что помимо традиционных факторов существенное влияние на развитие различных типов коллекторов, пространственное распределение и изменение фазового состояния УВ на БГ и предел возможной нефтегазоносности оказала длительность воздействия термобарических условий. Утверждается что:

- изменение фазового состояния глубокозалегающих УВ скоплений при прочих равных условиях зависит от длительности воздействия высоких температур;

- формирование вторичных коллекторов на БГ помимо традиционных условий происходит за счет контракционной усадки и тектоно-кинетических эффектов в несколько литогеодинамических этапов, соответствующих определенным стадиям перемещения ли-

* Литогеодинамика - раздел геодинамики, изучающий процессы

перемещения твердого вещества литосферы (осадочных частиц и масс осадочного материала) в верхней оболочке Земли в процессе ее эволюции. Одной из основных задач нефтегазо-поисковой литогеодинамики является выявление условий формирования вторичных коллекторов на основе изучения текто-но-кинематическихч^зффёКТоб разрушения горных пород в результате перемещения литосферных плит и континентальных блоков.

тосферных плит и континентальных блоков. Остывание пород, особенно нижней части осадочного чехла приводит к контракци-онной усадке и формированию торшч"пвятрети различного типа.* Одновременное заполнение их-флюйдами обеспечивает "консервацию" и сохранение сформированной вторичной емкости.

С позиций литогеодинамики впервые проведен сравнительный анализ строения, истории развития и нефтегазоносности осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей мезозойской и альпийской складчатости, на основе которого сформулированы основные принципы формирования залежей УВ и разработаны эффективные способы определения перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих комплексов. Доказывается, что наличие стилолитов может служить благоприятным признаком высокой нефтегазоперспективности глубоких горизонтов, способствующим не столько улучшению коллекторов, но и, главным образом, сохранности сформированной вторичной емкости от вредного воздействия агрессивных мантийных (глубинных) флюидов.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы. Разработанная при непосредственном участии и научно-методическом руководстве автора методологическая система** комплексного анализа и обобщения геолого-геофизической информации использована при изучении особенностей изменения фильтрационно-емкостных свойств пород различных типов в зависимости от катагенетических процессов, геотектонических и геохимических условий формирования и размещения залежей УВ, механизма формирования УВ систем на БГ Прикаспийской и Днеп-ровско-Донецкой впадин, бассейнов Венгрии (Паннонский), Румынии (Предкарпатско-Балканский и Трансильванский) и бывшей Че-

* Под контракционной усадкой понимается уменьшение общего объема массы пород при понижении температуры. Величина этой усадки может достигать существенных значений, особенно при понижении температуры в широких пределах. В частности, при снижении температуры от 300-200° С до 100-50°С уменьшение объема породы может достигать 2-3% (М.А.Осипов, 1982) .

** Организации, которые использовали систему "комплексного анализа": ОКТГ, КВ, КФВ, СКФИ (Венгрия), ЧПТГ (Румыния), ВНИГНИ, ВНИГРИ (Россия), УУГ, ГУД, МИД (Чехословакия), ИНА-НАФТАЛАН (Югославия).

хословакии (Северо-Предкарпатский, Карпатский, Венско-Маравс-кий и Паннонский), а также Азербайджана (Южно-Каспийский) и Северного Кавказа (Индоло-Кубанский, Восточно-Кубанский, Вое-точно-Предкавказский и Терско-Каспийский).

Результаты исследований служили основой при определении стратегии геологоразведочных работ в интервале глубин 4-8 км, что нашло отражение в решениях научно-технических советов бывших "Интергеонефтегаз" и Мингео СССР, а также производственных организациях Румынии, Венгрии и бывшей Чехословакии. Реализация этих проектов привело к открытию на БГ ряда залежей (Мако, Честрег и др.).

Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на международных и всесоюзных (всероссийских) совещаниях: научной конференции геологов-нефтяников по поискам и разведке газа и нефти (Восточная Германия, г.Лейпциг, 1974), международных совещаниях координационного центра "Интергеонефтегаз" в Венгрии, г.Чопак, 1986 г., бывшей Чехословакии, г.Липтовски Ян, 1987 г., Югославии. г.Белград, 1988 г., Румынии, г.Тимиш, 1989 г., XXVIII сессии Международного геологического конгресса (США. г.Вашингтон, 1989) и Международной геолого-геохимической конференции МГУ (1997). Публикации по теме диссертации включают 32 печатные работы, в т.ч. одну монографию, четыре научно-технических обзора. Шесть работ опубликованы в Германии. Кроме печатных работ, часть материалов диссертации включались в научные отчеты Международного координационного центра "Интергеонефтегаз", выполненные под руководством автора.

Объекты исследования. В качестве основных объектов выбраны двенадцать нефтегазоносных бассейнов различных гебдина-мических типов - Прикаспийский, Днепровско-Донецкий, Се-вер-Предкавказские, Южно-Каспийский, а также части Венско-Мо-равского, Паннонского, Северо-Предкарпатского, Трансильванского и Предкарпатско-Балканского бассейнов, которые в совокупности составляют относительно полную композицию по своим историко-генетическим факторам. Комплексная система анализа и обобщения геолого-геофизической и геохимической информации по литолого-фациальным, тектоническим, палебструктурным и геохимическим критериям нефтегазоносности дала возможность стандартизировать и обобщить исходные материалы, сформулировать основные выводы по условиям формирования и размещения залежей УВ, дать оценку перспектив нефтегазоносности глубоких горизонтов осадочных бассейнов различного типа.

объем работы. Диссертация состоит из Введения, пяти глав и Заключения, объемом 210 стр., списка литературы (143 наименования работ отечественных и зарубежных авторов), 74 графических приложений (в отдельном томе) и 8 таблиц.

В работе защищаются следующие научные положения:

1. Формирование вторичных коллекторов на больших глубинах зависит не только от традиционных условий их возникновения, но и от изменения теплового режима^ и происходит в несколько литогеодинамических этапов развития бассейна., соответствующих определенным стадиям перемещения литосферных- плит и континентальных блоков.

На начальных этапах развития бассейна над рифтами в толще осадков формируются первичные коллектора (иногда вторично измененные вследствие процессов диагенеза). В работе рассмотрены эпигенетические стадии преобразования коллекторов (за счет остывания и тектоно-кинетических эффектов) на БГ в процессе последующих литогеодинамических этапов развития бассейна .

Для первого этапа (контракционная усадка и сокращение объема пород до 1,0%) характерно формирование вторичной пус-тотности за счет микротрещиноватости и процессов стилолитиза-ции и выщелачивания.

Для второго этапа (контракционная усадка пород 1-2%) формирование аллохтонных брекчий (брекчированных пород), обусловленных преимущественно процессами дилатансионной тре-щиноватости.

Для третьего этапа (контракционная усадка >2%) характерно развитие тонкой чешуйчатой отдельности и формирование наиболее высокопроницаемых коллекторов в результате образования крупных зон недоуплотнения ("откольных разломов".)*.

Переход от одного этапа к другому характеризуется повышением фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Сохранение вторичной емкости обусловлено наличием "несжимаемых" флюидов.

2. Фазовое состояние скоплений УВ в глубокозалегающих комплексах при прочих равных условиях зависит от длительности воздействия высоких температур.

* По терминологии А.И.Петрова.

- в бассейнах древних платформ при длительности воздействия высоких температур > 100-150 млн.л. распространены преимущественно газовые залежи и газоконденсатные и единичные залежи "легкой нефти" (до 6 км);

- в бассейнах древних платформ, , характеризующихся длительностью воздействия высоких температур от 50 до 100 млн. развиты преимущественно нефтяные и нефтегазоконденсатные залежи и газоконденсатные (часто с �

Информация о работе

Самвелов, Рудольф Григорьевич
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 1997
ВАК 04.00.17

Диссертация

Формирование и размещение глубокозалегающих залежей углеводородов осадочных бассейнов юго-востока Русской платформы и прилегающих областей - тема диссертации по геологии, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы