Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Газонефтеносность континентальных толщ

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Газонефтеносность континентальных толщ"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ^

На правах рукописи

СКОРОБОГАТОВ ВИКТОР АЛЕКСАНДРОВИЧ

УДК 553.98

ГАЗОНЕФТЕНОСНОСТЬ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ТОЩ

Специальность и4.00.17 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторож7 дений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук

Москва - 1992

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ).

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, Н.В. ЛОПАТИН

доктор геолого-минералогических наук, профессор В.Е. ОРЕЛ

доктор геолого-минералогических наук, профедсор, Б.К. ПРОШШКОВ

Ведущая организация: Московский государственный университет, кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

Защита состоится ал/Сеал кэа г в 1з22 чао.

на заседании специализированного совета Д 070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий.

.Адрес: 142717, Московская область, Ленинский район, п/о Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института.

Автореферат разослан ¿¿¿¿^¿/жИтг г.

Ученый секретарь

специализированного E.H., ИВАКИН

совета, к.т.н.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На Земном паре выявлено около 650 осадочных бассейнов (ОБ), выполненных неметаморфнзованннми осадочными породами с мощность» осадочного чехла в депоцэнтрах от 0,5 до 1520 км. Большинство наиболее крупных по объему осадков и начальным потенциальным ресурсам углеводородов (НПРУВ) бассейнов и мегабас-сейнов на суше и шельфе эпиконтинентальных морей исследованы и интенсивно разбурены до глубин 3-4 км и более. Неизученными и малоизученными остаится глубокие горизонты исследованных НГБ, а также ряд бассейнов в труднодоступных районах суши (Сибирь и Дальний Восток России, западные бассейны Китая, внутрикратонные и многие пери-океанические ОБ Африки, Пеной Америки и Австралии), субарктического и субантарктического шельфов, в разрезе которых преобладают неморские сероцветные и красноцветные, а также дельтовые толщи большой мощности. Таким образом, главным, а для многих малоизученных и неизученных ОБ Северной Евразии С'СЕА) и Дальнего Востока и практически единственным объектом для постановки поисково-разведочных работ (ПР?) на газ и нефть в ближайшие десятилетия является преимущественно сероцветные, в т.ч. и углесодерзащие, толад неморского генезиса.

Анализу закономерностей размещения и условий формирования углеводородных скоплений (УВС) з породах различного типа и возраста по-свящзно очень значительное число теоретических и экспериментальных работ. Однако, степень изученности многих вопросов онтогенеза газа 'п нэфти, прежде всего для пород неморского происхогздения является недостаточной. Мало изучена и комплексная многоаспектная проблема хронотериобарогеохимической эволюции УВС в земных недрах.

Постановка дорогостоящего и технически сложного глубокого бурения в освоенных районах, планирование и проведение ПРР в труднодоступных районах суши и шельфа, и в конечном итоге успешность и рентабельность работ невозможны без надежного научного обеспечения качественного и количественного прогнозов газонефтеносности недр разномасштабных геологических объектов. При этом общие закономерности и частные особенности формирования и размещения УВС в породах неморского генезиса наиболее рельефно вырисовываются именно на глобальном уровне исследований. В связи с вышеизложенным научно-практическая проблема, поставленная в настоящей диссертационной работе, представляется весьма актуальной.

Цель работы. Комплексный анализ процессов и явлений в рамках всех звеньев генетической "цепи" ГЭМАК=Э (генерация-эмиграция-мигра-

I 3

ция-аккумуляция-консервация = эволюция углеводородов-УВ и их скоплений), приводящих к формированию и сохранности в породах различной формациснной принадлежности и возраста УВС, различающихся по величине геолсгических запасов, фазовое состоянию и другим характеристикам. Разработка и совершенствование критериев и методов количественного прогноза газонефтеноснссти. Оценка НПРУВ и их структуры для важнейших НГБ Северной Евразии. Обоснование конкретных рекомендаций по проведению дальнейших ПРР на газ и нефть на территории России.

Основные задачи исследований:

I) Проанализировать масштабы осадконакопления в континентальной и морской обстановках в фанерозое, исследовать фгрмационный состав и литолого-фациальную характеристику континентальных серо-цветных и красноцветных стлсжений, оценить место и роль неморских пород в осадочном выполнении бассейнов различного типа и возраста;

Дать сравнительную характеристику генерационных свойств пород континентального и ¡.юрского генезиса: форм накопления, содержания и катагенетической преобразованное™ органического вещества СОВ);

3) Оценить масштабы образования органических подвижных соединений (ОПС), прежде всего природного газа и битумоидов в важнейших СБ мира;

Броанализировать основные" закономерности размещения УВС и глобальную структуру выявленных запасов газа, конденсата и нефти;

5) Развить учение о генетических потенциалах газонефтеноснссти - генерационном, миграционном, аккумуляционном и консервационном,

а также сб ебшем потенциале газонефтенакопления и сохранности осадочных продуктивных комплексов;

6) Исследовать геотермические и флюидобарические условия в осадочном чехле еедущих НГБ, ГЪ и УГБ (углегазоносных), усовершенствовать методы оценки палеогеотермических режимов в земных недрах, провести палестемпературный анализ и сконструировать палеотемпера-турную шкалу катагенеза для ОБ различного типа и возраста;

7) Изучить влияние хронотерыобаролитогеохимических условий на процессы образования и эволюции горючих полезных ископаемых;

8) Проанализировать закономерности и особенности формирования залежей УВ в континентальных и морских отложениях, сформулировать основные положения теории эволюции 7ВС в земных недрах;

9) Дать авторскую оценку перспектив газонефтеносности континентальных толщ Северной Евразии и ряда других ведущих СБ мира на

4

качественном и количественном прогностических уровнях.

Научная новизна работы. В результате обработки и критического осмысления большого массива первичных геологических, геохимических и прочих данных, комплексного сравнительного анализа условий формирования и закономерностей размещения скоплений УВ в породах различного генезиса разработаны новые представления о масштабах континентального осадкоНакопления в последевонское время и о роли неморских и дельтовых отложений в осадочном чехле важнейших НГБ, ГИБ и УГБ. Разработана новая методика сравнительно точного подсчета валового ОВ в осадочных толщах, получены новые данные о содержаниях ВОВ в породах ведущих бассейнов мира. Разработана авторская концепция генерационных процессов в ОВ различного типа, микрокомпонентного состава и катагенетической преобразованное™. Предложено новое понятие о фазах максимальной генерации газа и битумоидов (ФМГГ, Б), установлены важнейшие термокатагенетические рубежи нефтегазообразо-вания в земных недрах. Впервые предложены новая унифицированная классификация запасов и ресурсов УВ традиционных и нетрадиционных источников, а также схема полнодифференцированного структурирования запасов и ресурсов по всем возможным и необходимым для практического использования элементам дифференциации. Впервые на глобальном уровне исследований установлена ведущая роль коллекторских толщ неморского генезисавлокализащи разведанных запасов свободного газа.

Впервые предложено и обосновано понятие о генетических потенциалах газонефтеносности: генерационном, эмиграционном, миграционном, аккумуляционном и консерващонном, а также об общем потенциале газонефтенакопления и сохранности осадочных продуктивных комплексов.

Для детальней характеристики современного геотермополя ОБ впервые предложены новые показатели: термоградиентные единица площади (ТГЕП) и температурные единиц объема (ТЕО). Усовершенствован па-леотемпературный метод изменяющихся геотермических градиентов в современной модификации (МИГГга).

Впервые установлены глобальные закономерности и особенности газонефтенакопления в континентальных сероцветных угленосных, безугольных озерных й красноцветных толщах и разработаны основы теории хронотермобарогеохимической эволюции УВС в породах различного типа, формационной характеристики и возраста. Предложены новые методы количественной интегральной и дифференциальной оценки неоткрытых и потенциальных ресурсов УВ. По оригинальным методикам проведены расчеты НПР газа и нефти ведущих бассейнов Северной Евразии и ре-

сурсов газа мира в целом, впервые оценена генетическая роль различных формаций в газо- и нефтенакоплении на глобальном уровне исследований.

Практическая ценность работы. Успешность проведения ПРР, в особенности для объектов, находящихся на "зрелых" и поздних этапах реализации их газового и нефтяного потенциалов, определяется теоретическими представлениями о формировании и размещении залежей газа и нефти, наиболее"адекватными природным геологическим реалиям и позволяющими прогнозировать все параметры неоткрытых УВС, прежде всего их пространственную локализацию и промышленную значимость, с наименьшими финансовыми и временными потерями при практическом использовании прогностических разработок. Главной научно-практической ценностью представляемой работы является то, что в рамках диссертационных исследований на основе представлений об эволюции УВС в земных недрах автором разработаны теоретические и методические основы комплексного качественного и количественного прогноза газонефтеносности континентальных сероцветных и красноцветнкх толщ, позволяющие проводить оценку начальных потенциальных и неоткрытых ресурсов УВ, прежде всего свободного газа, и осуществлять направленные поиски скоплений различной величины, типа (фазового состояния), содержащих УВ-флюиды с определенными физико-химическими характеристиками.

Реализация работы. Концептуальные и методические основы прогнозирования и поисков УВС в породах-разного типа, катагенетической превращенное™ и возраста использованы автором при собственных подсчетах НПР газа, конденсата и нефти Западно-Сибирского региона и бассейна Сунляо (КНР), при экспертных оценках результатов расчетов НПРУВ, полученных другими исследователями по состоянию на 1.01.1979, 1984 и 1958 г.г., в разработке долговременных программ развития сырьевой базы газовой отрасли страны, при поисках и разведке УВС в породах нижнего мела и юры Западной Сибири и восточных районов НГБ Сунляо, для обоснования наиболее эффективных направлений"ПРР на газ и нефть на севере Тюменской области в 1991-95 г.г., до 2010 г и на дальнюю перспективу.

Апробация работы. Основные результаты генетических и статисти-ко-ресурсных исследшаний и прогностических разработок автора докладывались и обсуждались на заседаниях НТС и коллегиях Мингазпрсма, а также на ¿0 Международных, Всесоюзных, республиканских и региональных конференциях, симпозиумах, семинарах, в т.ч. на У, У1 Всесоюзных семинарах "Органическое вещество в современных и ископаемых осадках (Москва, 1976, 1979 г.г.), УШ Международном конгрессе по органической геохимии (Москва, 1977 г), Всесоюзном семинаре "Методы 6

оценки нефте- и газомагеринского потенциала еедиментитов" (Москва, 1979 г), Всесоюзном семинаре "Осадочные бассейны и их нефтегазо-носность"(Москва, 1981), Республиканском совещании "Теоретические вопросы нефтегазовой геологии" (Львов, IS8I), Всесоюзном семинаре "Пути повышения достоверности оценок нефтегазоносности" (Ленинград, 1961), на Губкинских чтениях по проблемам количественного прогнозирования нефтегазоносности недр (Львов, 1981), У Всесоюзном семинаре "Формирование осадочных бассейнов" (Москва, 1985), У Всесоюзном семинаре "Нефтегазообразование на больших глубинах" (Ивано-Франковск, 1986), Всесоюзном геохимическом совещании "Пути повышения достоверности локального прогноза нефтегазоносности по комплексам геохимической информации" (Саратов, 1987), Симпозиуме ООН по тенденциям развития газовой промышленности и рынков газа Европейской экономической комиссии на период до 2000 года (Варшава, 1987), Всесоюзной конференции "Критерии и методы установления генетических связей в системе: нефть-конденсат-ОВ пород и вод" (Москва, 1988), У1 Всесоюзном семинаре "Теоретические, природные и экспериментальные модели нефтегазообразования и их использование в прогнозе нефтегазоносности" (Ленинград, 1989), Региональной конференции "Геотермия и ее применение в региональных и поисково-разведочных исследованиях" (Свердловск, 1989), XI Губкинских чтениях - Всесоюзной конференции "Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки" (Москва, 1989), Международной конференции "Разработка газоконден-сатных мееторождений'ЧКраснодар, 1990), ХЛ Губкинских чтениях "Концепция поисковых работ на нефть и газ в Советском Союзе" (Москва, 199I) и др..

Публикации. Важнейшие результаты исследований автора по теме диссертации освещены в 75 научных работах, опубликованных в журналах "Доклады АН СССР", "Геология нефти и газа", "Советская геология", в трудах ВНИИГАЗа, ВНИГНИ, ЙГИРГИ, ЗапСибНИШ, научно-технических обзорах ВНИИЭгазпрома, сборниках трудов различных научно-технических конференций, монографиях "Образование углеводородных газов в угленосных и субугленосных формациях", "Тепловое поле и нефтегазонос-ность молодых плит СССР", "Геология и геохимия природных горючих газов". Соискатель является соавтором карты газоносности СССР масштаба 1:<500 ООО (1983).

Использованные материалы. Основой для выполнения представленной работы послужили исследования автора, проводимые им во ВНИИГАЗе с 1971 года по настоящее время. Личный опыт автора базируется на полевых исследованиях обнажений континентальных угленосных и безу-.

гольных озерных, морских осадочных и осадочно-вулканогенных толщ на Северном Кавказе, в Средней Азии, в Предверхоянском прогибе, во впадинах Верхоянской складчатой системы, в Удском и Ульинском прогибах Монголо-Охотского складчато-вулканического пояса (сезоны 1969-81 г.г.), а также на многолетнем анализе разрезов скважин по молодым плитам СЕА и китайскому бассейну Сунляо. Автором собрано и обработано более 9 тыс.образцов пород, в т.ч. 3600 образцов углей, фундаментом научных исследований и построений служат Зо50 определений органического углерода (С0г)Г> определения проведены во ВНИГНИ, АО ВНИГНИ, МГУ, ВНИИГАЗе), 2030 определений показатели отражения витринита в воздухе и масле (ПОВ, Ra, R°, определения В.Я.Лимоновой, ИГИ и Н.И.Леонгардт, ВНИИГАЗ). Проведено также широкое обобщение опубликованных результатов научных исследований в области нефтегазовой геологии по многим отечественным и зарубежным СБ континентов Евразии, Африки, Америки, Австралии. Выполненное комплексное исследование является составной частью научно-исследовательских работ ВНИИГАЗа по проблемам ГКНТ'СССР и заданий Государственного газового концерна "Газпром".

Объем работы. Диссертация состоит из введения, девяти глав основного текста объемом 299 машинописных страниц, списка литературы (699 наименований отечественной и зарубежной литературы), иллюстрирована 212 таблицами и 175 рисунками. В процессе работы автор пользовался поддержкой, советами и консультациями отечественных и зарубежных исследователей: профессоров Н.Б.Вассоевича, И.В.Высоцкого, В.И.Ермакова, А.И.Гриценко, Г.А.Зотова, А.Л.Козлова, Н.А.Крылова, Н.В.Лопатина, В.Е.Орла, Б.А.Соколова, А.А.Ханина, Н.Ю.Успенской, Дай Диньсиня, Сюй Шубао, Ху Цзяньи, Яна Дкиляна (КНР). Большую помощь в сборе фактического материала и практических консультациях по направлениям ПК* в районах Западной Сибири оказали главные геологи и ведущие специалисты объединений и экспедиций концерна Тюмень-геология Ю.А.Барташевич, А.И.Брехунцов, З.&.Дурдиев, В.Б.Заволжский, Ф.Н.Лю Дофун, Г.Л.Катаев, О.А.Козлов, В.Д.Копеев, B.W.Мельников, А.С.Миндигалеев, Б.В.Никулин, Г.Р.Новиков, В.Н.Ростовцев, Р.Г.Садыков, В.А.Талдыкин, Р.Н.Хасанов, Ф.З.Хафизов и др. Неоценимое содействие в постановке и решении ряда аспектов диссертационной проблемы принесли плодотворные контакты автора с коллегий по работе во ВНИИГАЗе и других НИИ - В.Б.Вельдером, Т.В.Гудымовой, М.Я.Зыкиным, С.Г.Красновым, И.Б.Нулибакиной, Н.И.Леонгардт, А.А.Плотниковым, Е.И.Пашкевич, А.С.Панченко,- В.И.Старосельским, Т.И.Хенвиным, М.О.Хвилевицким, В.А.Фомичевым и мн.др., которым автор выражает свою признательность, в

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ГЛАВА I. РОЛЬ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОТЛОШИЙ В ОСАДОЧНОМ ВЫПШШШ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНОГО ТИПА И ВОЗРАСТА

В современной структуре поверхности Земли как геологического тела выделяются геоморфологические обстановки осадконакопления: континентальная (наземная), лагунно-континентальная и дельтовая (переходная), морская (эпиконтинентальные моря), переходная от континента к океану (континентальный склон, континентальное подножие) и океаническая.

При выделении осадочных формаций большинство исследователей (Н.С.Шатский, Н.П.Херасков, Н.Б.Вассоевич, В.Е.Хаин, Г.Ф.Крашенинников, П.П.Тимофеев, В.Т.Фролов и др.) учитывают такие признаки, как набор и взаимоотношение пород (фаций), слагающих формацию, положение в современной структуре земной коры, геотектоническую приуроченность и палеогеографические условия образования.

По вещественному признаку выделяются три группы формаций: тер-рлгенные, карбонатные и вулканогенно-осадочные. На долю терригенных пород по различным оценкам приходится 70-80^ объема сохранившихся осадочных толщ, причем преобладают алеврито-глинистые разности (5065$).

Важнейшими типами формаций континента являются: континентальные обломочные (включая молассы), угленосные песчано-глинистые, ледниковые обломочные, морские песчано-глинистые (включая терригенный флип и морские молассы), карбонатные, соленосные, кремнистые и вулканогенные (А.Б.'Ронов, 1980). По женив автора к ним надо добавить достаточно специфическую по строению и генезису дельтовую формацию. Кроме того, объединение в одну группу таких разнородных континентальных формаций, как красноцветные обломочные и глинистые аридные и се-роцветные песчано-глинистые субугленосные и безугольные озерные гу-мидные и семиаридные, вряд ли логично, особенно в прикладном аспекте их изучения по отношению к горючим полезным ископаешм.

Наибольшим распространением в разрезе континентальных сероцвет-ных формаций (толщ-КСТ) пользуются песчано-глинистые породы аллюви-ально-болотного и озерного генезиса, содержащие пласты, пропластки и линзы углей, углистых и горючих (битуминозных) сланцев, растительный макро- и микродетрит. По степени угленасыщенности разреза среди сероцветных формаций целесообразно выделять аллювиально-болотные угленосные (УФ), озерно-аллювиальные субугленосные формации (СУФ1

с редкими маломощными пластами и линзами углей и озерные безугольные формации (БОФ). Рассмотрены также породы континентальных красно-цветных и пестроцветных формаций (ККПФ), переходных лагунно-соле-носных, паралических и дельтовых (ДФ), морских песчано-глинистых, терригенно-кремнистых, карбонатных и вулканогенно-осадочных формаций (МПГФ, МТКФ, МКФ, ВОФ), проанализированы масштабы осадкснакоп-ления в континентальной и морской обстановках в фанерозое.

В объеме осадочного чехла древних платформ СЕА неморские породы занимают скромное место: от 2—1055 на Восточно-Европейской до 20-30% на Сибирской. В Днепровско-Донецкой впадине-максимальной угленасыщенностыо характеризуются породы верхнего и среднего карбона. В подсолевой части разреза КСГ занимают 30-40$ общего объема палеозоя (в карбоне от 70 до 50%). На территории краевых депрессий Сибирской платформы в разрезе фанерозоя доля КСТ составляет в среднем 65-75% (в мезозойском мегакомплексе 75-80$ в краевых прогибах и до 90% в Вилюйской синеклизеЧ.

3 разрезе осадочного чехла и переходного комплекса молодых плит СКА - Западно-Сибирской (ЗСП), Туранскойи Скифской - осадки-неморского генезиса распространены весьма широко. Они слагают преимущественно нижние и средние секции разреза и занимают значительную часть объема чехла. На долю континентальных и дельтовых отложений в осадочном чехле ЗС11 приходится 40-45% в центральных и западных районах, до 55-70% в Надым-Тазовском междуречье и на арктических полуостровах, в целом около 60% (нижняя-средняя юра, средний валанжин-сеноман). В разрезе осадочного чехла' Скифской и Туранской плит породы неморского генезиса слагают нижне-среднеюрскую сероцвет-ную и неокпмскую (ККПФ) толщи. Общая доля пород неморского генезиса в объеме осадочного чехла колеблется от 10-15 до 30-35%.

•К областям мезозойской и кайнозойской складчатости и вулканизма относятся Предкарпатский прогиб, ¡Окно-Каспийская мегавпадина, Сахалин, впадины и прогибы Восточной Якутии, Хабаровского края, Чукотки и Камчатки. В Предкарпатском прогибе на долю пород неморского генезиса (сероцветных и пестроцветных) приходится не менее 30-40%. Доля континентальных и дельтовых пород в разрезе кайнозоя Южно-Каспийской мегавпадины составляет от 60 до 80% суммарного объема, в мезозойских толщах несколько меньше. Наиболее выдающуюся роль в разрезе кайнозоя Северного Сахалина играют дельтовые осадки пра-Амура, на долю которых вместе с неморскими угленосными и субугленосными толщами приходится до 70-80% объема кайнозойских пород. 10

В Удском и Ульинском прогибах, в Момо-Зыррнской, Чаун-Чукотской, Анадырской и других впадинах Дальнего Востока объем КСТ и вулка-ногенно-осадочных образований преимущественно неморского генезиса составляет от 70 до 90% от суммарного объема неметаморфизованных пород.

В работе проанализирована формационная характеристика ОБ Зарубежной Евразии, Африки, Северной и КхноЯ Америки, Австралии и Океании. На суше и иельфе Европы выделяется ряд СБ различного тек-тонотипа и возраста: Центрально-Европейский, Англо-Парижский, Пан-нонский, Предкарпатско-Балканский, Трансильванский и др. 3 бассейнах Северного моря и прилегающей суши КСТ и ДФ тяготеют к толщам каменноугольного, позднетриасового и среднеюрского возраста, крас-ноцветные и пестроцветные терригенные отложения слагают разрезы девона, нижней перми и триаса, морской генезис имеют верхнеюрские, меловые и кайнозойские отложения. В ОБ альпийской складчатой системы в кайнозойской части разреза преобладают неморские терригенные толщи (континентальная моласса).

В объеме Арабо-Персидского 0МБ развиты сероцветные породы морского и переходного генезиса (доля íl'CT - менее 5%).

В регионах 1йкной и Юго-Восточной Азии (ЮВА> выделяется большое число относительно изолированных ОБ, выполненных осадочными и осадочно-вулканогенными отложениями кайнозойского и позднемезо-зсйского возраста. Породы неморского генезиса, в частности, КУСФ и ДФ, занимают значительную часть разреза бассейнов. К наиболее значительным бассейнам Китая относятся Таримский, Джунгарский, Ор-досский, Сычуаньский, Сунляо, Бохайвань и др. Практически во всех китайских ОБ доля континентальных + дельтовых толщ в объеме неме-таморфизованного чехла превышает 70-80¡£ (до I00J6 в Сунляо, Хайларе и др.).

Важнейшие в плане нефтегазоносности ОБ Африканской платфорг/ы располагаются по периферии и связаны с периконтинентальными опусканиями в процессе рифтинга в послетриасовое время. В большинстве африканских бассейнов на долю КСТ, ЮШФ и ДФ приходится от 10 до 80-90$.

На Северо-Американском континенте, арктических островах и прилегающем шельфе выявлено более ста бассейнов и мегабассейнов. ii важнейшим относятся (с севера на юг) ОБ Арктического склона Аляски, Бофорта, Свердруп, залива Кука, Западно-Канадский, Уиллистонский, Предаппалачский, Иллинойский, группа межгорных бассейнов Скалистых гор (Паудер-Ривер, Грин-Ривер, Юинта-Пайсенс, Сан-Хуан и др.), Предушитский, Западный Внутренний; Пермский, группа бассейнов noli

бережья Калифорнии (Вентура и др.), Мексиканского залива и др. В чехле СБ Арктического склона Аляски доля КСТ и ДФ оценивается в целом в 50-60%, в (Б Бофорта и Свердруп - в мезозойско-кайнозой-ской части разреза преобладают флювиально-болотные и особенно дельтовые фации с пластами углей (более 6056 объема осадков). В Западно-Канадском ОМБ суммарная доля неморских континентальных угленосных толщ изменяется от ЗОЙ в восточных зонах до 50% и более в предгорьях. В межгорных впадинах Скалистых гор территории США средние и верхние горизонты осадочного чехла от низов триаса до антропогена слагают конгломераты, гравелиты, песчаники и глинисто-алевритовые породы делювиально-пролювиального, пойменного, аллювиального, озерного и дельтового генезиса (КУСФ, БОЙ и ДФ). В северной половине ОМБ Мексиканского залива в ыоцном разрезе кайнозоя преобладают породы ДФ (серия Уилкокс, свиты Виксбург и Фрио).

На Южно-Американском континенте породы неморского генезиса различной мощности известны практически во всех бассейнах. В платформенной части Оринокского СВ неморские терригенные угленосные и • дельтовые отложения занимают большую часть разреза свит Лас-пиедрас (плиоцен, км) Офисина (верхний олигоцен, 2,7 км) и др., их доля в суммарном объеме мелового-кайнозойского чехла превышает 60%. В периокеанических впадинах Бразилии почти весь^подсолевой (доапт-ский) разрез слагают аллювиально-дельтовые и озерные породы мощностью 2,0-6,5 км юрско-неокомскбго возраста.

Для СБ центральной и юго-восточной Австралии (Купер-Эроманга, Боуэн-Сурат, Гиппсленд) характерно преобладание в разрезе верхнего палеозоя, мезозоя и палеоцена КУСФ и БОФ (70-90% от объема), в шельфовых ОБ западной и северо-западной Австралии увеличивается роль дельтовых толщ, на их долю вместе с КУСФ приходится 40-60% и более объема осадков. В бассейне Таранаки (Новая Зеландия) угленосная толща Калуни (кайнозой) занимает до 50% осадочного разреза. Таким образом, в зависимости от тектонотипа бассейна, палеогеомор-фологических условий и геохронологического интервала осадконакоп-ления породы неморского генезиса слагают различные части осадочной толщи, однако наиболее характерны для средних и особенно нижних секций разреза. В современной структуре земной корт насчитывается около 240 ОБ различного ранга и объема, в осадочной линзе которых на долю неморских и дельтовых формаций приходится о1? 60 до 95-100%. В объеме 650 ОБ мира на долю КУСй, ККПФ, БОФ и ДО, по расчетам автора, приходится весьма значительная часть (40-45%). Если же исключить из анализа верхнюю часть разреза (0,8-1,2 км), сложенную

1г

в большинстве бассейнов морскими отложениями, с "незрелым" ОВ, не принимающими участия в генерационно-аккумулявдонных процессах в нижележащих коллекторско-материнских для УВ толщах, эта доля повышается до 50-60&. Таким образом, на основании анализа проблемы на глобальном уровне исследований автором впервые показано, что серо-цветные, пестроцветные и красноцветные терригенные континентальные и дельтовые толщи играют выдающуюся роль в осадочном выполнении большинства СБ различного типа и возраста.

ГЛАВА 2. СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕНЕРАЦИОННЫХ. СВОЙСТВ ПОРОД КОНТИНЕНТАЛЬНОГО И МОРСКОГО ГЕНЕЗИСА

Анализом геохимических особенностей и катагенетической превращенное™ ОВ в осадочных толщах бассейнов Северной Евразии занимались И.И.Ашосов, Г.А.Амосов, Н.Б.Вассоевич, Г.Ф.Григорьева, З.В.Иванов, В.И.Ермаков, М.К.Калинко, А.В.Киршин, А.Э.Конторович, Ю.И.Корчагина, Н.В.Лопатин, С.Г.Неручев, Г.М.Парпарова, К.$.Родионова, А.Б.Ронов, В.А.Скоробогатов, Н.М.Страхов, П.А.Трушков, А.Н.Фомин, О.П.Четверикова и мн.др.исследователи.

Под генерационными свойствами отдельных литотипов пород и осадочных толщ в целом автор понимает совокупную информацию о величинах параметров, определяющих масштабы и направленность процессов генерации ОПС-углеводородных и неуглеводородных газов, битумоидов и водорастворенных органических веществ. К этим параметрам относятся формы накопления, генетический аип, микрокомпонентный и элементный состав, содержание и степень катагенетической преобразованное™ ОВ в осадочных породах. Кроме того, для понимания газо- и нефтегене-рационных процессов в "зрелую" - катагенетическую - фазу эволюции ОВ в осадочных толщах необходимо знание особенностей развития процессов биофизико-химического изменения ОВ на предкатагенетических этапах.

Количество и компонентный состав захороняемого ОВ зависит от динамики изменения и особенностей таких седиыентогенных факторов как ландшафтно-климатическая и геологическая обстановки в областях сноса, транзита (преимущественно на суше) и осадконакопления, характер биоценозов, гидрологические условия и проч.

По содержанию и формам накопления (В осадочные породы различного генезиса различаются существенно. Наибольшим диапазоном содержания ОВ (0,01-95+98^) и разнообразием морфологических форм нахождения характеризуются породы КСТ, наименьшим - И® и морские глубо-

13

ководные осадки. По степени концентрации ОВ осадочных пород подразделяется на концентрированное (угли-КОВ), полуконцентрированное (углистые и горючие сланцы - ПКС8) и рассеянное (РОВ). За условный рубеж между осадочными породами с РОВ и ПКОВ автор принимает массовое содержание Сорг - 15% в начале градации катагенеза (Я0 - 0,5%), что соответствует содержанию ОВ примерно 20%, 12% - на МК2 (Я0 - 0,75%), РОВ до 15%, 8% - МК3 (1,00%), РОВ - 10%. К КОВ относятся' угли с содержанием ОВ более 50% в начале катагенеза и более 40% в конце катагенеза и морфологической толщиной более 0,5 мм. Кроме того, для балансовых подсчетов суммарного ОВ в разрезе (КОВ+ПКОВ+РОВ) необходимо вьщелять макро- (М), мезо- (>• ) и микроуглистость ( т ) с соответствующими градахртями толщины (см) угольных и сланцевых пропластков М > 10;^ = 10-1,0; т = 1,0-0,05.

ОВ в конкретных случаях представляет собой смесь в различных количественных (массовых) и структурных комбинациях веществ собственно гумусовой, сапропелевой и лейптинитовой природы. Автор проанализировал распределение форм, содержаний, типов и катагенети-ческой превращенное™ ОВ в породах различной формационной принадлежности и возраста многих ведущих СБ Земного шара, наиболее подробно - для молодых плит СЕА, впадин Дальнего Востока России и Китая, ША, Австралии. Наиболее всеобъемлюще и детально с точки зрения органической геохимии изучена ЗСП.

Рассеянная составляющая (В-меловых и юрских пород ЗСП исследована по данным о более чем 6,0 тыс.анализов С (в т.ч. 2950 - автора, определения проведет! во ВНИПМ, АО ВНИГНИ, МГУ, ВНИИГАЗе). Средние содержания С0рГ в глинах и песчаниках-алевролитах составляют соответственно в континентальной нижне-среднеюрской толще 2,75% и 1,36%, в келловее-оксфорде 1,80% и 1,15%, в баженовской свите (волжский) - 6,85% (верхняя юра - преимущественно морские отложения).

В западных и центральных районах плиты в морских толщах бер-р1 аса-валанжина содержание преимущественно СОВ и ГОШ в глинах составляет от 0,5 до 2,6% (0,66% в среднем), в песчаниках и алевролитах - от 0,3 до 0,6 (0,50% в среднем). В северных районах средние содержания С0рГ в глинах равны, по данным автора, 1,05-2,24$, в песчаниках и алевролитах 0,65-1,28%, в составе РОВ увеличивается доля гумусовых микрокомпонентов и в породах (особенно зерхневалан-жинских) появляются угольный микродетрит, линзы и прослои угля. В апт-сеноманских отложениях присутствует, главным образом, сапро-педево-гумусовое и гумусовое РОВ, содержание которого на севере по уточненным даншм автора составляет в среднем 1,54% в глинах и 14

1,12% в песчаниках и алевролитах. Кроме того, в работе детально изучены вариации содержания С0рГ в зависимости от формационного типа и литолого-фациальной.характеристики пород.

Автором впервые была разработана и применена при исследованиях методика сравнительно точного подсчета содержания КОВ и ПКОВ в осадочных толщах, в которой нашли свое отражение рекомендации по подсчету КОВ, разработанные ранее во ВНИИГАЗе. Концентрированная компонента валового ОВ определяюсь по скважинам для отдельных площадей на основании прошслово-геофизических данжх и кернового материала. В Ямальской и ГЪданской областях максимальное углена-копление связано с породами баррема-апта (танопчинская свита), в которых встречены многочисленные прослои углистых глин и углей. Суммарная мощность только КОВ' достигает 70-90 м. Современная преоб-разованность ОВ в верхних горизонтах нижней-средней юры изменяется по данным автора в диапазоне ПКд-МК^. В высокопрогретых зонах Надымского района и на Уренгойском мегавалу в подошве тюменской свиты зафиксирована градация катагенеза AKj-AK^ (тощие угли-полуантрациты), а в прилегающих впадинах, судя по Саыбургской скв. № 700, развиты полуантрациты (AKg). В Харасавэйской зоне (на суше и прилегающем шельфе),с учетом геотермической характеристики разреза в низах юры развиты антрациты (AKg). Такой же высокий уровень катагенеза предполагается на северо-востоке Пур-Тазовской области.

В кровле сеномана катагенез ОВ повсеместно соответствует градациям IIKj-flKg, в кровле апта ÜK^-MKj (обычно не выше ПК3, исключая зоны термоаномалий), в кровле валанжина величина R0, % увеличивается от 0,45-0,55 в Среднем Приобье до 0,70-0,75 на севере (ÜKg-MKg), в низах мела (в ачимовской толще) в глубокопогруженных северных впадинах установлена градация МКд (на йосне-Пуровской и др. площадях).

Балансовые расчеты по распределению суммарного ОВ в породах различной литолого-формационной принадлежности на молодых плитах CEA показывают, что в разрезе юры и мела в неморских и дельтовых терригенных толщах содержатся значительно большие массы ОВ, чем в морских отложениях. В разрезе неморской джелонской свиты Удского прогиба содержание С минимально в туфопесчаниках (0,09-0,I¿%), в туфоаргилдитах и туфах (0,12-0,25%), максимально в глинах -1,0-4,5%. Суммарная мощность сгруженного угля для джелонской свиты ооставляет 7,0 м (6,0 - угольные пласты). В Китае детально исследованы геохимические особенности ОВ бассейнов Сунляо, Бохайвань, Ордос, Сычу ал ь. 15

Наиболее выдающейся газоматеринской толщей в СБ Сунляо является верхнеюрская, обогащенная РОВ, ПКОВ и КОВ. В районе грабенов Син-шань-Иншань (Син-Инь) суммарная мощность только темно-серых и черных глин (с максимальным содержанием Сорг до 8-10%) от 40 м (скв. Цонсын-1) до 559 ы (Сысын-1), а в депоцентрах грабенов, вероятно, до 600-700 м (по данным Яна Джиляна, Вэна Хенфана и др., 1991). Суммарное содержание углей (макроуглистость, КОВ) в разрезе верхней юры изменяется от 0-5 до 20,0 м и более (Джаосын-5) с учетом же сопоставимых по массе содержаний мезо- и микроуглистости, а также углистых глин и сланцев фоновые содержания КОВ и ПКОВ (в пересчете на 10® ОВ) в районе Син-Инь составляют 10-35 м "сгруженного угля" (пласта-эквивалента). В кровле верхней юры степень катагенеза изменяете? в районе Син-Инь^по данным автора;от 1,2 до 3,5%, Я0.

Нижнемезозой :кие толщи многих СБ включают большое число пластов углей и сильноуглистых глин. Однако максимальная угленасыщен-ность характерна для разреза перми и карбона. Высокая угленасыщен-ность верхнепалеозойских пород характерна для большинства материковых бассейнов КНР: при средней мощности угленосных пород 800-1100 м (С+Р) суммарная мощность только пластов углей составляет многие десятки метров. Для китайских (Б характерно весьма высокое содержание сапропелевого и лейптинито-сапропелевого ОВ в глинах и битуминозных сланцах озерного генезиса (типы I и П по Б.Тиссо), причем суммарные мощности подобных темноцветных пород достигают 1,0-3,0 км. В целом же в неморских толщах мезозоя и кайнозоя соотношение между гумусовой (изначально наземной) и сапропелевой (озерной) компонентами в РОВ варьирует в широких пределах.

Среди материковых и шельфовых СБ Австралии наилучшей изученностью в отношении геохимии ОВ пород характеризуются бассейны Гипп-сленд, Купер-Эроманга, Боуэн-Сурат, Перт и Карнарвон. В бассейне Гиппсленд по данным австралийских геологов в мощной терригенной толще Латроб содержится большое число пластов углей и углистых сланцев различной единой мощности (до 30 м). Перко-триасовые бассейны Купер и Боуэн-Сурат вмещают значительные массы существенно гумусового РОВ и КОВ. Весьма распространены пласты глин различной мощности с содержанием С0рГ от 3,0 до 8-10% и многочисленные пласты углей.

В западно-австралийских бассейнах породы неморского и дельтового генезиса характеризуются более высоким содержанием РОВ по сравнению с морскими глинами и песчаниками.

Анализ приводимых в главе материалов показывает, что в континентальных оероцветных толщах делювиально-пролювиального, аллювиаль-

но-болотного и пойменного генезиса превалирует собственно гумусовое ОВ с той или иной примесью лейптинитовых микрокомпонентов, в озерных же осадках резко увеличивается доля сапропелевой компоненты вплоть до образования горючих сланцев и богхедов. В специфических условиях дальней транспортировки или длительной переработки остатков высшей растительности может переходить в ископаемое состояние ОВ с повышенной долей лейптинита (до 20-40&, редко - более). В терригенных песчано-глинистых осадках дельтового и прибрежно-морского генезиса идет накопление и диагенетическое формирование 03 преимущественно смешанного сапропелево-гумусового и гумусово-сапро-пелезого состава, часто с высоким содержанием вещества микробиологического генезиса, особенно в паралической обстановке тропических областей.

Отличительной чертой КУС® и ВО} является значительный диапазон содержаний С0рГ. Например, в глинах и аргиллитах содержание С0рГ колеблется от 0,1 до 1Ъ% и более, в песчаниках и алевролитах -от 0,05 до 10,0, причем содержание РОВ изменяется в объеме незакономерно. Кроме того, в КСТ широко развиты такие природные концентраторы фоссилизированного ОВ, как угли и углистые и битуминозные сланцы, которые и являются характерным признаком этих формаций. В отложениях морского генезиса распределение ОВ имеет более упорядоченный характер. .Максимальное содержание С0рГ отмечается в глинах и глинистых алевролитах (от 0,3 до 5% и более, чаще всего 0,7-1,5%), минимальное в песчаниках и известняках (как правило, менее 0,5%). Относительно обогащенные РОВ (3-15%) глинистые и глинисто-карбонатные породы встречается редко и составляют ничтожную долю объема пород морских формаций. С точки зрения накопления (В и образования месторождений горючих ископаемых важнейшее значение имеют четыре генетических ряда формаций - угленосные (субугленосные), безугольные озерные, морские песчано-глинистые и глинисто-карбонатные. Другие типы формаций оказывают незначительное влияние на формирование и размещение угля, газа и нефти в стратисфере.

В настоящее время в породах континентальной угленосной формации платформенных и геосинклинальных областей содержится около 854 х 10 т ОВ в рассеянной и не менее 427 х 10 т в концентрированной и полуконцентрированной формах (верхний предел суммарной массы ПКОВ + КОВ 850-1300 х Ю12 т), т.е. не менее 1281 х Ю12 т. Общие геологические запасы углей по миру составляют около 17 х 10 и Неоднократно предпринимались попытки оценить суммарную массу остаточного ОВ в породах с различным его содержанием в глобальных ыас-

штабах, ¿ели брать только первично "неподвижные" (фиксированные) формы ОВ в осадочных породах фанерозоя Земли, то современный ба-т ланс их распределения представляется следующим: РОВ - 16400 х ЮА^т (А.Б.Ронсв, 1932), угленосных и субугленосных формаций (без горючих сланцев) - КОВ + ПКОВ - 427 х I012 т, горючих сланцев - 800 х х I012 т (Д.Т.Кузнецов, 1975), всего около 17600 х I012 т. Из них на долю пород неморского генезиса приходится ориентировочно 9230 х х 10^ т, в т.ч.' 427 - угли и углистые сланцы, 700 - горючие сланщ, 854 - РОВ озерного генезиса, 6650 - РОВ континентальных сероцветных толщ, 600 - РОВ красноцветных и пестроцветных пород. Таким образом, на долю ОВ в континентальных толщах приходится не менее 52% суммарного ОВ, а вместе с ОВ генетически близких дельтовых фермащй - до 60% и более. В качестве основных сформулированы следующие выводы: -

1. Континентальные отложения фанерозойского возраста отличаются среди всех осадочных образований наибольшим разнообразием форм накопления, содержаний, типов и микрокомпонентного состава ОВ: от 0,01% в красноцветных песчаниках глубокопогруженных палеозойских толщ до 95-98% в беззольных углях, от почти чисто сапропелевого РОВ в суббитуминозных глинах БОВ и богхедах до гумусового фюзинито-вого в PC® и КОВ, с широкими вариациями содержаний отдельных лейп-тинитовых микрокомпонентов в лейптинито-гумусовом РОВ.

2. Максимальным содержанием С0рГ в сероцветных толщах неморского генезиса характеризуются глины и глинистые алевролиты КУФ

и БОФ (соответственно 1,3-3,2% и 2,8-6,5% на градациях катагенеза MKj-MÇ,), пониженным - породы СУФ делювиально-пролювиального и пойменного генезиса (0,9-1,2%), низким - русловые песчаники в разрезе КСТ и отложения континентальных и лагунных аридных и семиаридных фаций (менее 0,5%). В переходных по генезису сероцветных дельтовых образованиях содержание Сорг составляет обычно 0,8-1,5% и слабо дифференцировано по дитотипам пород. В терригенных толщах континентального и морского происхождения одни и те же литотипы пород на равных уровнях катагенеза различается по обогащенности РОВ в 1,5-3 раза (глины) и даже в 5-15 раз (алевролиты и песчаники), что объясняется существенно более высоким уровнем фоссилизации ОВ в фациальных обстановка» суши, а также особенностями флюидодинамики осадконакопления.

3. Как в глобальном масштабе, так и по отдельным СБ в континентальных толщах превалирует гумусовое и лейптинито-гумусовое ОВ (в РОВ и особенно в КОВ) на долю которого приходится от 60-70 до 90% и более суммарной массы, считая и смешанные разности ОВ. Един-18

сгвенной литофациальной разновидностью пород неморского генезиса, в которой доля сапропелевой компоненты (СК) может составлять 6090%, являются битуминозные озерные глины БОФ преимущественно юрского, мелового и кайнозойского возраста.

4. В глобальном масштабе в последевонское время отдельные века, эпохи и даже периоды характеризовались накоплением преимущественно гумусового ОВ, как КОВ, так и РОВ, в т.ч. и в морских, не только терригенных, но и карбонатных отложениях. К ним относятся средний и поздний карбон, пермь, триас и ранняя юра, готерив-баррем, алт-альб и кайнозой в целом.

5. В разрезе ОБ различного типа и возраста присутствует один или несколько (2-3) генерационных доминант-комплексов (свит, горизонтов), которые по свсим потенциальным генерационным возможностям являются ведущими. В уникальных по потенциальным ресурсам УВ бассейнах число их может достигать 4-6 и более.

Таким образом, континентальные угленосные, субугленосные и безугольные озерные формации наряду с морскими терригенными И терри-генно-карбонатными являются важнейшим источником ОВ, при катагене-тической эволюции которого формируются месторождения угля, углистых и горючих сланцев, газа и нефти.

ГЛАВА 3. МАСШТАБЫ ОБРАЗОВАНИЯ ОРГАНИЧЕСКИХ ПОДВИЖНЫХ СОВДНЕНИЙ В КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Анализ генерационных свойств гумусового, сапропелевого и смешанного СБ континентального и морского генезиса, балансовые теоретические и экспериментальные расчеты генеращи ОПС проводили Н.Б.Вассоевич, Е.А.Глебовская, А.Э.Конторович с соавторами, Ю.И.Корчагина, Е.С.Ларская, Ли Диньчао, Н.В.Лопатин, С.Г.Неручев, Е.А.Рогозина, В.Л.Соколов, Дж.Сэксби, Б.Тиссо, В.А.Успенский, Дж.Хант, Р.Харвуд, Чен Кемин, Ян Венкуан и мн.др.

По мнению автора, в понятии "генерация" необходимо различать первичную генерацию (из керогена, ведущую по массе), вторичную -трансформация различных органических соединений внутри тонкозернистых материнских пород, третичную - в рассеянном состоянии в коллекторах и четвертичную - в крупных гомогенных скоплениях и микрозалежах УВ. Под продуктами генерации автор понимает всю совокупность органических подвижных соединений - газообразных, жидких и твердых, которые в ходе хронотермобарогеохимической эволюции ОВ утратили с

19

ним химические связи, удерживаются на керогвне слабыми адсорбционными и/или абсорбционными (физическими) силами или покинули орга-но-минеральную генерационную систему вследствие эмиграции.

В работе подробно проанализированы физико-химические и термо-катагенетические условия генерации и состав ОПС, природный баланс образования ОПС в процессе катагенеза ОВ, вертикально-катагенети-ческая и геотемпературная зональность их образования в земных недрах. По современным воззрениям угли и углистые глины обладают не только газоматеринскими, но и некоторым нефтематеринским потенциалом, причем не только лейптинитовые микрокомпоненты, но и витринит.

В настоящее время рассматривать гумусовое ОВ (РОВ или КОВ) условно однородным, без характеристики его мацерального состава некорректно. Если наиболее распространенное в природе сапропелевое ОВ типа П (по Б.Тиссо) в генерационном отношении по составу и структуре относительно однородно, то в лейптинито-гумусовом ОВ различные микрокомпоненты весьма специфичны в отношении генерационной массы и состава ШС, в частности битумоидов, положения генерационных максимумов на скале катагенеза и т.д., т.е. фактически должна, подлежать количественной оценке "природная суперпозиция (наложение) генерационных гармоник". По уменьшению битумогенерационной способности гуцусовые мацералы выстраиваются в ряд: воска + пыльцевые компоненты--резинит —»споринит + кутинит + суберинит-»витринит -- фюзинит. Поэтому более-корректно проводить генерационные

расчеты на основе дифференциации массы лейптинито-гуыусового ОВ по отдельным микрокомпонентам, при этом расчеты значительно усложняются. По оценке автора в зависимости от доли отдельных мацералов в гумусовом и лейптинито-гумусовом 03 генерационно-массоше отношения СИ,, :ТУВГ:битумэид на разных стадиях катагенеза изменяется существенно - от 1,0:0,05:0,01*0,1 (Р»Л) до 1,0:0,5:1,0:2,0 (до 3,0) в диапазоне при содержании лейптинитоснх, в перву» очередь

спороБО-восковых шкрокомпонентов, до 30-40%. В сапропелевом 03 образование протокатагенетических газов (С0£ и СН^) происходит, по-видимому, и гораздо меньших масштабах, чем в гумусовом. Генерационные отношения для данного типа ОВ составляют ориентировочно от 1:0,5:10+15 (Ш^-М.^) до 1,0,3:5+10 (МК2), На градации 15<3 (К0* 1,0%) наряду с тепловой деградацией керогена, начинается термодеструкция битумоидов и нефти в залогах, относительно увеличивается выделение (остаточное накопление) ТУВГ, которое завершается, в основном к концу градации МК^, когда и ТУВГ становятся в свою 20

очередь геохронотермически неустойчивыми и превращаются в дополнительный источник метанообразования. По данным автора "нефтяное окно" в генерационном плане (массовое образование битумоидов с высоким содержанием нефтяных УВ) по скале катагенеза ограничено следующими интервалами ПОВ (Я0, %) - в гумусовом 03 (восковые компоненты, вигринит + фюзинит) - от 0,55 до 1,20-1,25, в сапропелевом РОВ от 0,45 до 1,30-1,35, в сапропелевом полуконцентрированном 03 морского и в особенности озерного генезиса и в лейптинитоЕых компонентах (исключая воск и резинит) от 0,65-0,70 до 1,35-1,40.

Авторская концепция генерации газа и нефти, основанная на критическом анализе и осмыслении во многом противоречивых результатов теоретических и экспериментальных исследований и главное, наблюдений над реальными геологическими объектами, сводится к следующему:

1) Современный уровень знаний о генерационных процессах, происходящих в земных недрах, требует замены понятия о главных фазах нефтеобразования / газообразованиях (ГФН/ГФГ) как неадекватных природным закономерностям, понятием "фаза максимальной генерации битумоидов" (нефти/газа) с соответствующими термоглубинными и ката-генетическими границами, разными в разных геологических (геохроно-цинамических) условиях. По данным автора ФМГБ (Н) для собственно гумусового ОВ проявляется в катагенетическом диапазоне (%, Я0) 0,55-0,95, для сапропелевого РОВ преимущественно морских отложений (тип П) и для смоляных компонентов лейптинита (резинит) - 0,450,85, для сапропелевого и гумусово-лейптинитового ГКОВ преимущественно озерного генезиса - 0,65(0,70)-1,10. Выше и ниже этих ката-генетических границ имеет место фаза генерации протонефтяных битумоидов (ФПБ) и фаза термодеструкции битумоидов (и нефти). ФШТ для гумусового СБ, по мнению автора, приурочена к диапазону 0,35 (0,40)-0,85 (0,90)%, с учетом биотрансформации СО^ в СН^ в протонатагене-зе, несколько меньшие максимум - 1,30-2,00%, ¿,50-1,00%, в сапропелевом ОВ - 1,20-1,80% (для ТУЗГ) и 1,50 (1,60) - 2,40(2,80)%

(для СН^), (гранищ ориентировочные). Наименее изученными, недостаточно понятными в плане генерации ОПС и массообмена между керогеном и подвижными компонентами Ш являются диапазоны катагенеза от 0,951,00 до 1,30-1,40% (К0) и более 3,00%.

2) В реальных геологических условиях не существует резких термокатагенетических границ нефтяной (генерационной) зоны. В зависимости от соотношения органических микрокомпонентов континентального (наземного) и субаквального генезиса, их химического состава,

конц$грации, особенностей взаимодействия с минеральной матрицей и степени восстановленное™ верхняя катагенетическая граница "колеблется" в диапазоне ПОБ 0,40-0,70%, нижняя 1,20-1,40%;

3) Суммарные "генерационные мощности" гумусового 0В со средним содержанием лейптинитовых микрокомпонентов 15-20% и сапропелевого РОВ (типа Л) сопоставимы (суммарный выход ¿ВГ и битумоидов на I т QB). Суммарная битумо(нефте)- и газогенерационная мощность" сапропелевого и'лейптинито-сапропелевого ОВ типа I, прежде всего континентальных озерных толщ, оценивается как максимально высокая (эоценовых сланцев Грин-Ривер, США, глин тюменской свиты Красно- ' ленинского свода, ЗСП, глин формации Чиншанкоу НГБ Сунляо и др.). Гумусовое КОВ уже к концу градации МК£ (R0 - 0,85%) в значительной степени реализует свой газоматеринский потенщал (до 200 м3 на I тонну текущей массы угля, в т.ч. 170 if3 - СН4, 30 м3 - С^+С^, преобладает этан) и максимально - битумогенерационные возможности (до 100 кг битумоидов/1 т органической массы).

Генетические исследования показывают, что наилучшими газопро-дуцирующими свойствами обладают континентальные, дельтовые и приб-режно-морские толщи, -породы которых содержат повышенные количества гумусового и сапропелево-гумусового ОВ в рассеянной и особенно в концентрированной формах в широком диапазоне его катагенетической преобразованное™ от начала протокатагенеза до середины метагенеза. Осадочные образования морского и. некоторых случаях озерного генезиса становятся эффективными продуцентами УВГ лишь с середины мезо-катагенеза (MKg-MK^), главным образом, за счет геохронотермической деградации широкой гаммы ранее образованных высоко- и среднемолеку-лкрных ОПС, а также ТУВГ. Особенностью УВ-газов, генерированных гумусовым и смешанным ОВ является высокое содержание метана (не менее 80-85%) и постояннее преобладание этана в сумме газообразных гомологов: 1. В составе газов, генерированных сапропеле-

вым ОВ содержание метана понижено (до 60-75%).

В работе дана оценка масштабов газо- и битумообразования в осадочном чехле ряда ведущих ОБ мира на основе расчетов автора и критического анализа данных других исследователей. В частности, для ЗСП балансовые расчеты показывают, что в полифациальной нижне-сред-неюрской толще было генерировано с,2 х 10 т УВГ и 3,6 х 10 т бичумоидов, в альб-сеноманских континентальных и прибрежно-морских толщах - 0,3 х Ю12 т УВГ и 0, 1 х I012 т битумоидов (на площади соответственно 2,0 и 0,7 млн.км^), в морских толщах верхней юры было генерировано 0,8 х I012 г УВГ и 2,7 х I012 т битумоидов, в

неоком-аптских отложениях, сложенных преимущественно морскими породами в Среднем Приобье и полифациальными толщами в северных районах, образовалось 0,7 х I012 м3 газов и 0,8 х 10^ т битумоидов (на площади 0,8 млн.м/"). Установлено, что из всей массы ОПС, генерированных юрскими и меловыми породами Западной Сибири, 80% газообразных и 54% битумзидов генерированы породами КУСФ, в т.ч. нижне-среднеярскими - соответственно 64 и 43%.

В мезозойских отложениях Удского прогиба образовалось 4,2 трлн.м3 газа, максимальный объем генерации (по 1,6-1,7 трлн.м3) установлен в северо-восточной и юго-западной зонах.

В бассейне Сунляо в генерационно-аккумулящонном ареале гигантского месторождения Дачин и.его спутников (40 тыс. км2) в объеме свит Чиншанкоу + Яоджа озерного генезиса были генерированы огромные количества битумоидов с высоким содержанием твердых парафинов (100-120 х Ю9 т, расчеты автора по первичным данным Ана Ванли), причем массово-генерационный вклад наземной компоненты ОВ (восковых и споро-пыльцеЕых компонентов, а также переработанных бактериями фрагментов высшей растительности) оценивается в 40-50%, судя по составу сингенетичных нефтей в залежах. Отношение масс генерированных УВГ:битумоиды составляет для озерного комплекса ориентировочно 1:10+1:12 (с учетом геохимических особенностей материнского ОВ с низкой примесью собственно гумусовой компоненты). По расчетам, автора, проведенным по оригинальным методикам, суммарная газогенерация в отложениях ниже подошвы глин Чиншанкоу в районе Син-Инь оценивается в 159,3 х 10^ м3, в т.ч. (х 10**" м3) в свите Чентоу -3,2, Денлуку 5,5, в верхней юре 150,6.

Проведенные исследования показали, что неморские сероцветные толщи являются эффективными продуцентами как газа, так и битумои-дов, и во многих бассейнах, прежде Есего Восточного полушария Земли, послужили главным источником ОПС в осадочных толщах.

ГЛАВА 4. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ

УГЛЕВОДОРОДОВ И ГЛОБАЛЬНАЯ СТРУКТУРА РАЗВЕДАННЫХ. И ПРЕДВАРИТЕЛЬНО ОЦЕНЕННЫХ ЗАПАСОВ ГАЗА, КОНДЕНСАТА И НЕФТИ

Вопросы анализа закономерностей размещения углеводородных скоплений (УВС) на региональном и глобальном уровнях исследований наиболее детально освещены в работах А.А.Бакирова, К.Бойса, Д.Вель-те, И.В.Высоцкого, Х.Грюнау, М.К.Кажинко, X.Д.Клеше, С.П.Макси-

мова, М.С.Моделевского, В.И.Старссельского, Б.Тисоо, Н.Ю.Успенской, М.Хэлбути и др.

Основой анализа условий формирования и закономерностей размещения УВС в геологических объектах любого масштаба, а также оценки неоткрытых ресурсов является статистико-ресурсная информация о степени геологс-геофизической изученности, интегральной величине начальных разведанных (категорий О+А+В+С^) и предварительно оцененных (С^) запасов газа, конденсата и нефти, а также их дифференциации в пространстве, по возрасту природных резервуаров, крупности месторождений и залежей (единичных запасов), типу (фазовому состоянию), тектонической приуроченности, литологическому составу коллекторов и типам ловушек, по физико-химическому составу УВ-фгоидов, форш-ционной принадлежности, фациальной характеристике и степени катагенеза вмещающих пород, термобарическим условиям локализации, до-бывным возможностям - величинам притоков газа и нефти, обусловленным природными условиями, коэффициентам конечной газо- и нефтеотдачи и т.д. Основные принципы распределения (структурирования) выявленных запасов и в целом потенциальных ресурсов УЕ по важнейшим элементам разработаны автором совместно с В.И.Ермаковым., М.О.Хвилевицким, Т.В.Гудымовой и Т.И.Хенвиным и изложены в ряде работ.

Разработанные автором количественные критерии структурирования запасов и ресурсов УВ, в т.ч. и нетрадиционных источников получения газа приведены на рис.

В работе проанализированы основные закономерности размещения УВС в бассейнах различного типа и возраста, физико-химические свойства УВ-флюидов в залежах, распределение выявленных запасов газа и нефти по важнейшим элементам структурирования. Общие закономерности нефтегазоносности осадочного чехла ЗСП следующие.

1. Стратиграфический и глубинный диапазон нефтегазоносности в пределах провинщи увеличивается от окраинных областей к центру

и на север. Максимальным ареалом распространения промышленных скоплений УВ обладает базальный подкомплекс юрского НТК. От нижних к верхним горизонтам юры и далее к неокомским, аптским и альб-сено-манским толщам площади распространения залежей УВ уменьшаются. Саше многозалежные местороадения располагаются в приосевой части мегабассейна. Исключение составляет Новопортовское месторождение, приуроченное к структуре, нарушенной разломами.

2. Сверху вниз в вертикальном и стратиграфическом разрезе величина отдельных скоплений и совокупные запасы УВ сокращаются. Исключение составляют Бованенковское, Харасавэйское и некоторые

уцифицировяиипя иляссиФииациа истоииииов попуюия природного газа' по степени текущей изумешости и будущей (предполагаемой-допустимой) подтвершддемости

составил В ЙСмовоьогятов 1991г.. с учетом классификации, действующих в ЫХР1Й45) и США

* - БЕЗ УЧЕТА НЕФТЕРАСТЬОРЕННОГО ПОПУТНОГО ГАЗА

«Х- ПРЕДЕЛЬНЫЕ УРОВНИ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ ПРИНЯТЫ ПО ВЕЛИЧИНЕ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖИ Ю-ЗОМЛНМ1 ПРИТОКОВ ГМА- 30-ШМ5/СУТ ДО ГЛУБИНЫ СООТВЕТСТВЕННО

50 и км. ГЬ|С

другие месторождения Ямала, где наиболее угленасыщена танопчинс-кая свита (апт), вше которой залегает зональная покрышка альбс-ких глин, резко уменьшающая генерационно-аккумуляционный объем альб-сеноманских отложений.

3. Распределение УВС в вертикальном разрезе осадочного чехла подчиняется закономерности: на глубинах 0,4+1,2-1,8 км в области современных температур (СТ) до 55°С обнаружены газовые бескон-денсатные и низкоконденсатные и газонефтяные с оторочками тяжелых нафтеновых нефтей залежи, независимо от стратиграфической приуроченности вмещающих пород и типа ОВ в них. В диапазоне глубин от 1,2 до 3,5 км и температур от 50°С до 120°С встречаются различные типы скоплений по фазовому состоянию УВ - от нефтяных до газокон-денсатных, кроме чисто газовых. И наконец, в глубокоеалегающих горизонтах и в зонах геотермоаномалий на средних глубинах, где СТ превышают И5-120°С, обнаружены ГК и ГКН-эалежи с оторочками легких нефтей.

Для Европейского региона характерны следующие закономерности:

1. В палеозойских отложениях развиты крупнейшие месторождения свободного газа и небольшие месторовдения высокопарафиновых нефтей; в разрезе мезозоя выявлены различные по величине месторождения газа и нефти, среди которых преобладают нефти малосернистые с различным содержанием парафина, в кайнозойских породах среди нефтей преобладают малосернистые нефти с повышенным содержанием парафина.

2. Главный тип коллектора в-европейских месторождениях УВ -песчаник неморского (эолового - красноцветные, речного - сероцвет-ные) и дельтового, в меньшей степени турбидитового генезиса.

На суше и шельфе Китая разведано 20 НТВ. Особенностью большинства НГБ является концентрация нефти в средних горизонтах разреза, приуроченность нефтяных скоплений к песчано-алевролитовыи коллекторам флювиодельтового, речного, реже озерно-барового генезиса, залегающим в мощных глинистых озерных толщах (в Северо-Ки-тайсном, Сунляо и др.). Газосодержащяе скопления (типа Г, ГК и ГКН) концентрируются выше и ниже нефтеносного интервала (зоны), на малых (менее 1,0-1,5 км) или на больших глубинах (2,5-7,2 км). Более 60% запасов газа локализовано в карбонатах (пермь и триас Сычуань-ского, синий-ордовик Сев.-Китайского и Ордосского НТВ). Большинство УВС приурочено к сложнопостроенньщ ловушкам, часто с тектоническим ют литслого-стратиграфическим ограничением. В последние годы в нижних комплексах преимущественно нефтеносных бассейнов Сунляо, Бохайвань и др. начинают открывать средние и небольшие по

к!5

запасам ГК- и Г-скопления, в частности к востоку от Дачинского вала на склонах впадин Синшань-Иншань выявлено 8 месторождений с залежами свободного газа (Цанте, Вандиатун и др.). Нефти месторождений КНР однотипны: бессернистые, средние по плотности и легкие, ультрапарафиновые, на малых глубинах встречены и тяжелые нефти. Свободные газы - метановые (СН^ от 82-85 до 99%), содержание кислых и инертных газов (КИТ) коррелируется с литолого-фациальным составом коллектора: в красноцвет'ах высоко содержание А^ , ничтожное СО^, в карбонатах присутствует Н^ (Сычуань).

Основные выводы по нефтегазоносности Американского континента: I) Северная и Шная Америка по масштабам накопления и "текущей" сохранности нефти и продуктов ееаэолюции в виде скоплений, а также газа в плотных коллекторах, уникальны; 2) отмечается преимущественная или исключительная нефтеносность большинства НТВ; 3) большая часть оцененных запасов тяжелых нефтей, мальт и битумов, а также значительная часть запасов "обычных" нефтей и свободного газа локализована в терригенных коллекторах неморского и дельтового генезиса.

Основные выводы по нефтегазоносности Австралии и Океании:

1. Подавляющая часть месторождений УВ приурочена к стратиграфическому диапазону пермь-эоцен, максимально продуктивны отложения перми, верхнего триаса, юры, неокома и эоцена.

2. Более 80% разведанных запасов свободного газа и 90% нефти приурочено к неморским, преимущественно сероцветным и дельтовым толщам. Нефти и конденсаты относятся к единому генотипу (практически бессернистые, легкие, высокопарафиновые, с высоким содержанием изопреноидов при резком преобладании пристана над фитаном).

3. В шельфовых и шельфово-материковых НГБ Австралии наблюдается закономерность: от месторождения к месторождению по направлению к суше и на суше с увеличением степени раздробленности и , "ослаблением" термоглубинных условий залегания увеличивается общее число нефтяных залежей и относительная доля нефти в совокупных запасах. Таким образом, регион Австралии и Океании демонстрирует ¡.ркий пример приуроченности скоплений УВГ к континентальным угленосным и дельтовым толщам, а нефти - с одной стороны, к континентальным слабоугленосным озерным, с другой стороны, к дельтовым отложениям, нарушенным разломами.

Наиболее подробно автор рассмотрел глобальной стратиграфическое и формационное распределение выявленных геологических запасов свободного газа. 26

Анализ распределения запасов газа на суше и шельфе СЕА по формационной приуроченности газовмещающих коллекторов показал, что из 70,04 трлн.м3 (на 1.01.1968) на неморские формации приходится 69,9%, переходные и дельтовые - 2,9%, группу морских 26,0%, ВОФ -0,2%. Из 162,3 трлн.м3 "начальных мировых запасов свободного газа (геологических, расчеты автора) в континентальных толщах сосредоточено бплее 68,0 трлн.м3 свободного газа, в отложениях переходного генезиса - 3,9 трлн.м3, в дельтовых - 21,3 трлн.М3, в суме 93,2 (57,4$). Среди отложений морского генезиса наиболее выдающаяся роль в плане гаэосодерясания принадлежит карбонатным толщам, обладающим весьма низким собственным генерационным потенциалом газоносности (ГПГ).

ГЛАВА 5. ОБЩИЙ ПОТЕНЦИАЛ ГА30НЕМЕНАК0ПЛЕШЯ И СОХРАННОСТИ ОСАДОЧНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОМПЛЕКСОВ

Изучение генерационных и аккумуляционных свойств осадочных пород и их влияния на процессы УВ-накопления ставят на повестку дня вопрос о целесообразности введения в геологическую науку о нефти и газе понятий о генерационном, аккумуляционном и консерва-циснном потенциалах газонефтеносности (ГПГН, АПГН и. КПГН) автономных продуктивных комплексов осадочных бассейнов, разделенных региональными флюидоупорами, как о внутренних специфических свойствах осадочных толщ этих комплексов, определяющих ту или иную возможность проявления процессов генерации, аккумуляции и консервации УВ в рачках геологического времени. ГПГН и АПГН определяются, с одной стороны, общим количеством и составом ОВ, соотношением между концентрированной и рассеянной формами С1В в общем его массовом балансе микрокомпонентным составом и степенью катагенеза ОВ, с другой стороны, коллекторскими и экранирующими свойствами пород, площадной и вертикальной литологической неоднородностью комплекса в целом, сложностью подземного рельефа'("напряженностью" структурно-тектонических поверхностей). Поскольку АПГН зависит от факторов (параметров), определяющих миграцию УВ из глин и углей в коллекторские горизонты, последующую их миграцию.по коллекторам и аккумуляцию, количественной мерой АПГН должна быть величина, в которой были бы отражены эмиграционные и миграционные, возможности конкретных осадочных толщ - эмиграционный и миграционный потенциалы газонефтеносности (ЭПГН и НПГН). В качестве конкретных количественных выражений ЭПГН и МПГН могут рассматриваться соответственно количество УВ, эми-

грировавших в коллекторы, к общему их количеству, генерированному в глинах и углях, а также отношение количества УВ, образовавших промышленные по величине скопления, к общецу количеству УВ, участвовавших в миграционных процессах внутри коллекторских толщ в свободном состоянии.

Консервационный потенциал газонефтеносности (КПГН) также определяется целым рядом факторов, мерой его оценки служит коэффициент сохранности УВ в залежах:

Кук^т, = ^УВ^совр. , где Р - масса УВ ; С0ХР' рзалежи *УВ перв.

рзалежи _ рзалежи _»рдифф. _*ргидр._ Кргеотерм. _ крдизъюнк.. УВ совр.~ УВ перв. " УВ — УВ — УВ "* УВ '

- расходная, часть баланса консервации)

^залежи _ х ^ + 4 Р .

ЛУВ сохр. ~ рзалежи '

*УВ перв. р дизъюнк.

КПГН К^- = I * ™ет , юрский комплекс ЗШ:КПГН-0,9

*УВ перв.

На основании понятий о ГПГН, АПГН и КПГН сфор^лировано понятие об общем потенциале газснефтенакопления и сохранности (ОПГННС) осадочных комплексов, который определяется частными потенциалами газонефтеносности. Мерой количественной оценки ОПГННС может служить коэффициент аккум^я^ии^генерахдеонный:

ОПГННСген рген(гл,уг^ рген(пес,ал7 = Кш<Н

Понятия о генетических потенциалах, как о составных частях общего потенциала газонефтенакопления осадочных продуктивных комплексов могут быть использованы для решения ряда научных и практических задач нефтегазовой геологии, в частности, для качественной оценки перспектив нефтегазоносности и количественной оценки НПРУВ малоизученных геологических объектов.

ГЛАВА 6. ГЕОТЕРШЧЕСКАЯ И ШВДОБАРИ ЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКИ И

ПАЛЕОГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ СВДИМЕНТАЦИОННЫХ БАССЕЙНОВ РАЗЛИЧНОГО ТИПА И ВОЗРАСТА

Основополагающими в области отечественной геотермии являются исследования М.Ф.Белякова, В.Н.Дахнова, Д.И.Дьяконова, Е.А.Любимове

вой, Ф.А.Макаренко, Я.р.Смирнова и др. Первостепенную важность изучения современных геотермических условий осадочных толщ и анализа палеогеотемператур в связи с размещением и прогнозированием скоплений газа и нефти подчеркивают в своих работах И.И.Аммосов, Г.Бунтебарт, В.ИД>ршков, Х.Д.Клемме, Дж.Коннан, У.К.Пасей, П.Робер, В.А.Скоробогатсв, С.И.Сергиенко, Дк.Хант, Я.А.Ходжшсулиев и др. Вопросы распространения и генезиса негидростатических флюидальных давлений рассмотрены в работах К.А.Аникиева, А.А.Карцева, В.В.Коло-дия, Е.В.Кучерука и Л.Л.Шендерей, K.(i!arapa, В.А.Скоробогатова, У.Х.Фертдя и мн.др. В работе проанализированы современные геотермические и флсидобарические условия многих СБ мира, наиболее детально - молодых плит СЕА, бассейнов Китая, Австралии и других регионов.

Для зональной характеристики пространственного (объемного) геотемпературного поля СБ различного типа и возраста автор предлагает внутри них выделять по средним величинам ССГ (°С/Ю0 м) зоны аномально напряженные (более 5,41), высоконапряженные (4,21-5,40), средненапряженные (3,01-4,20), низконапряженные (1,81-3,00), остывшие и лавинно-седиыентационные (менее 1,80). Вместе с тем, любой бассейн представляет собой сочетание геотермически разнонапряжен-шх зон сложной пространственной конфигурации. В силу этого, для общей площадной характеристики напряженности геотемпературного поля НТВ и УГБ предлагается среди них выделять высоко-, средне- и низкорежимные (напряженные), а также остывшие (геотермически- и литофлюидобарически "мертвые") бассейны, различающиеся граничными величинами термоградкентных единиц площади (ТГЕП) соответственно ("С/НЮ м) 5,0-4,0-3,0-2,0.

Для анализа условий формирования и сохранности скоплений УВ необходимо знать пространственную прогретость осадочного чехла в целом и отдельных относительно автономных генерационно-аккумуляцио-шкх комплексов или объемов пород (АГАР, АГАО). Характеристика прсгретости геологических объектов нонет выражаться в температурных единицах объема (Т£0), рассчитываемых как сумма произведений ССТ (сС) на объем пород комплекса в конкретной зоне (в долях от сум,'.арного), прогретой до данной температуры. В частности, современная объемная прогретость юрсксго комплекса ЗСП оценивается в 115 ТЕО.

Совргг,зг.ныз геотемпературы значительно отличаются от палеогеотемператур (И1), в три числе и от их максимального уровня (КПТ). Ранее автором бил нрод~ог.гн аналитический метод определения ПТ, названный методом изьпзнягетсся геотерг/кческих градиентов (МЙГГ).

Опыт его применения в практике расчетов ПГ и ПТ показал, что использование подобной модели расчетов, по сути плотностной - тепло-физической, приводит к некоторому завышению восстанавливаемых ПГ (а как следствие и ПТ) для ранних этапов палеотемпературной истории геологических объектов, в особенности частных ПГ для осадочных толщ, обогащенных РОВ и КОЗ. Это потребовало дополнить модель рас- • четов в рамках МИГГ генерационно-аккумуляционным блоком, в котором учтена генерационная фазовая трансформация OB из твердого состояния в смесь геофлюидов, тепловое сопротивление которых существенно выше, чем углей и органо-минеральной матрицы пород, а также перераспределение газа и нефти внутри коллекторской толщи и "нагнетание" их теплоизолирующей массы в ловушки. В конечном итоге уменьшение ПГ вследствие погружения и уплотнения пород (снижения пористости и выдавливания воды) отчасти сдерживается увеличением теплоизолирующего потенциала осадочных толщ в ходе генерационно-аккумуляцион-ных процессов, в особенности в областях преимущественной и исключительной газогенеращи. Подобная генерационно-аккумуляционно-плот-ностная модель изменения теплопроводности разреза существенно луч-пр объясняет природные закономерности современных вариаций и изменения во времени термобарофлюидальных полей, в частности, приуроченность геотермоаномалий к крупным гомогенным массам УВ. Таким образом, основная формула МИГГ дополнена К)|а - генерационно-аккумуля-ционным коэффициентом изменения теплопроводности и приняла вид:

ПГ = ^ * ftfc--- (модификация >.МГГга). По данному методу для

кт X к;; X к™

молодых плит CEA автором проведен расчет ПТ и составлена серия карт и графиков.

Для анализа взаимоотношения геотемпературного и катагсне'ти-ческого полей и конструирования палеотемпературной шкалы катагенеза выбрана Западно-Сибирская плита, являющаяся благоприятным объектом для подобных исследований. В северных районах провинции для разных градаций катагенеза в породах юры установлены следующие температурные рубежи (°С по шкале МПТ): MKj (R° от 0,5 до 0,64%) - до 106, переходная к MKg и MKg (0,65-0,84%) - до 123, переходная к MKg (0,65-0,59%) - до 130, МК3 (1,00-1,13%) до 136, переходная к МК4 и MKj (1,15-1,49%) - до 148, переходная и №% (1,50-1,59%) - до loó, AKj (2,00-2,50%) - до 185. В породах неокома температурные границы перехода от одной стадии катагенеза к другой выше на 8-9°С вследствие влияния, по-видимому, геологического времени.Проведенные исследования показали, что в объеме HCT все параметры геотермополя 30

характеризуются более значительной напряженностью и пространственно-временными вариациями, чем в морских терригенных и особенно терригенно-карбонатных толщах. Кроме того, в работе изложена авторская концепция генезиса ВГПД (выше гидростатического геофлюи-дальных пластовых давлений) в породах различного типа и возраста, согласно которой первостепенное значение имеют процессы газогенерации в земных недрах.

ГЛАВА 7. ВЛИЯНИЕ ХРОНОТЕРМОБАРОЛИТОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА ПРОЦЕССЫ ОБРАЗОВАНИЯ И ЭВОЛЮЦИИ ГОРЮЧИХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ (ТЕМПЕРАТУРА, ВРЕМЯ, ДАВЛЕНИЕ, КАТАЛИЗ В ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ)

К геологическим факторам, обусловливающим процессы, происходящие в осадочных толщах, относятся: температура, горное давление, длительность воздействия и характер динамики изменения температуры и давления, каталитические особенности минеральной среды, эволюция минерального субстрата пород и геофлюидальной системы. В рассматриваемой проблеме важнейшим моментом является качественная и количественная оценка роли каждого из .факторов, воздействующих на процессы преобразования ОВ в земных недрах и на масштабы и особенности генерации ОПС, которые определяют вертикальную и катагенетичес-кую зональность образования УВ. Первостепенный фактор катагенеза 0В-геотемпература, точнее динамика ее изменения в рамках геологического времени, запечатленная в том или ином уровне катагенеза. Роль геологического времени, или длительности воздействия на ОВ различных геотемператур, рассматривается с двух противоположных позиций. С одной стороны И.И.Аммосов, К.Е.Бэркер, В.С.Вышемирский, В.И.Горшков, С.Г.Неручев, Л.К.Прайс, абсолютизируя температурный фактор, рассматривают геологическое время в качестве хотя и действующего, но несущественного фактора преобразования ОВ. С другой стороны Н.Бостик, Н.Б.Вассоевич, Д.Вельте, Г.Демезон, Дж.Карвайль, А.А.Карцев, Дж.Коннан, Г.А.Иванов, М.Л.Левенштейн, Н.В.Лопатин, В.Ф.Раа-бен, А.Н.Резников, В.А.Соколов, Б.Тиссо, Дж.Хант, Х.Хедберг и мн. др. считают влияние времени на геологические процессы в целсм и на преобразование ОВ, в частности, значительным и сопоставимым по значимости с влиянием геотемпературного фактора. В работе на основании собственных аналитических исследований и критического анализа работ других исследователей изучены различные аспекты постав-

31

ленной проблемы. В итоге автор пришел к следующим выводам.

Динамика и особенности катагенетичебких процессов в объеме органической и минеральной компонент (твердая фаза) и насыщающих их геофлюидов определяются и контролируются взаимовлиянием трех ведущих факторов катагенеза (эпигенеза): reoтемпературы, давления (литостатического, эволюционно-динамического и стрессового для твердой фазы, флюидобарического) и органоминерального катализа при главенствующей роли первого. Однако, поскольку воздействие этих факторов на осадочные породы носит непрерывно-импульсный характер и имеет временное измерение (диапазон проявления в рамках геологического времени), то ход, направленность и.результаты физико-химических трансформаций вещества в объеме ОБ, помимо трех вещественно-энергетических факторов, контролируются еще одним фактором (точнее надфактором) - временным (материя - энергия - длительность). По мере прогрессивного повышения геотемпературы время ее воздействия на 03 играет все возрастающую роль: от исчезающе малой при низких температурах (менее 30-50°С) до ощутимой при средних (60-120+150°С) и значительной при более высоких температурах. Однонаправленное влияние роста температуры (через газообразование) и литостатического давления приводит к более быстро^ ухудшению ФЕС коллекторов в разрезе КСТ по сравнению с морскими терригенными толщами. Постинверсионный метаморфизм наиболее ярко проявляется при смене условий "лавинной" седиментации (например, в УГБ) медленным воэдыманием (в начальный период после тектонической инверсии)

ГЛАВА 8. ГЕОХРОНОТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ЭВОЛЮЦИИ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СКОПЛЕНИЙ В КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ И МОРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ (ОПЫТ СРАВНИТЕЛЬНОГО АНАЛИЗА)

Выяснению условий формирования залежей газа и нефти в осадочных толщах Земной коры в зависимости от конкретных геологических и генетических факторов посвящены работы А.А.Бакирова, И.О.Брода, Н.Б.Вассоевича, Д.Вельте, И.В.Высоцкого, У.Гассоу, И.М.Губкина, Ф.Г.Гурари, У.Доу, Н.А.Еременко, А.А.Карцева, А.Л.Козлова, Дк.Кон-нала, Л.А.Крылова, А.И.Леворсена, Д.Лейтхойзера, К.Лэндса, С.П.Максимова, В.Д.Наливкина, С.Г.Неручева, И.И.Нестерова, В.Ф.Раабена, У.Рассела,"В.П.Савченко, М.Тайхмюллер, Б.Тиссо, Дж.Ханта, Х.Хед-берга и мн.др.

Локализованные в ловушках УВ-скопления (одно- и многофазные) вследствие изменения термобарических и литолого-тектонических условий во вмещающих,' а также материнских и транзитных породах (на 32 '

путях миграции) находятся в состоянии прерывисто-непрерывного массоэнергообмена с окружающей водно-био-минеральной средой и претерпевают медленную термобарогеохимическую эволюцию фазового состояния и состава фаз. "Революционные" изменения условий локализации УВС (новейшие подвижки по разломам как внутри, так и вне объема ловушек, быстрый подъем и размыв перекрывающих пород и т.д.) приводят, как правило, к их уничтожению - рассеянию, в первую очередь, природного газа. В многоаспектной проблеме формирования и эволюции УВС в породах различного типа и возраста важнейшее значение имеет анализ форм, масштабов, длительности и направленности процессов эмиграции, вторичной миграции и аккумуляции газа и нефти, наличия условий для их сохранности, а также поиск "генетических корней" УВС - генетическая интерпретация состава и свойств их вещества и фазового состояния. В работе проанализирован природный баланс распределения генерированных ОПС в земных недрах, на основе комплексного изучения всех звеньев "геотехнологической" цепи ГЭМАК исследованы условия формирования и эволюции залежей газа и нефти в большинстве ведущих бассейнов всех континентов Земли (кроме Антарктиды) под углом зрения поставленной в настоящей работе проблемы. Причем, для многих рассмотренных ОБ приведена авторская точка зрения на закономерности газонефтенакопления. Результаты исследований автора по ведущим бассейнам СЕА спубликованы/зг, И, и др./ В качестве иллюстрации приведены концептуальные итоги анализа по Австралии и Океании, сформулированные в виде следующих выводов:

I. Геологические и геохимические закономерности и особенности локализации УВС и физико-химических свойств газа и нефти в продуктивных породах всех бассейнов Австралии и Океании, кроме НТВ Ама-деус, свидетельствуют о их генетической свгзи с генерационно-акку-муляционными терригенными толщами преимущественно неморского гене-зиса-аллювиально-болотными и дельтовыми (газ + конденсат, высокопарафиновая нефть преимущественно в оторочках), озерными и лагун-но-континентальными (высокопарафиновая нефть, нефтерастворенный и свободный газ в небольших газовых шапках). Среди нефтей и газов по запасам преобладают ранне- и среднемезокатагенетические (К° материнских пород от 0,46-0,50 до 1,10-1,20%). Все нефти принадлежат к единому генотипу. В залежах позднемезокатагенетических и апоката-генетических газов (И0 от 1,20 до 2,00-2,5055 и более) по мере ужесточения термокатагенетических- условий резко увеличивается содержание С02, что связано прежде всего с составсм исходного ОВ (гумусо-

33

вого типа). Подавляющая часть (по массе) нефти и конденсата произошла в результате термодеструкции лейптинитовой компоненты гумусового ОВ, по содержанию которой в керогене пород НГБ Австралии (и КВА) уникальны.

2. При формировании большинства У ВС преобладала ближняя латеральная и субвертикальная миграция. На нарушенных разломами локальных структурах большие масштабы вторичной собирательной дате-рально-вертикальной миграции в материнских толщах не привели к сколько-нибудь существенно^ газонакоплению в ловушках вследствие дегазацш и остаточного накопления нефти.

3. Реакая диспропорция между оптимальными величинами параметров ГПГН, обусловившими грандиозные масштабы биту'мо- и особенно газогенерации в осадочных толщах большинства австралийских бассейнов, и пониженными и низкими величинами параметров, определяющих МПГН, АЛГН и КПГН, привели к сравнительно малым масштабам аккумуляции и сохранности УВ в виде прошшленных по величине и добывным возможностям скоплений и низкой величине ОПГННС (з масштабах региона) . Кроме того текущее соотношение между начальными разведанными запасами свободного газа и/нефти в большинстве НГБ почти в точности соответствует генерационно-миграционным возможностям гуцусового ОВ (КОВ и РОВ), в разной степени обогащенного экзинитом (в диапазоне К0 0,4(^1,20%). Проведенный анализ динамики и масштабов генерации, миграции и аккумуляции УВ в ходе термобарической истории СБ осадочных толщ различного генезиса, а также консервации УВ в залежах ведущих НГБ-ГНБ мира позволил сфорцулироЕать некоторые общие закономерности и частные особенности образования скоплений газа и нефти в земных недрах. Они сводятся к следующему.

Собственно гумусовое, лейптинито-гумусовое и сапропелево-гу-мусовое РОВ и КОВ угленосных и субугленосных континентальных и дельтовых отложений является источником УВ для газовых и газонефтяных залежей в конце протокатагенеза (ПК2_з), газоконденсатных, газоконденсатнонефтяных и чисто нефтяных (в условиях сильной на-рувенности недр) залежей на средних стадиях катагенеза (МК^-МКд) газоконденсатных с пониженным содержанием конденсата и ТУВГ в конце мезокатагенеза (МК^ и чисто газовых залежей на высоких стадиях (АК|-АК2 вплоть до А/12). Сапропелевое же и гумусово-сапропе-левое ОВ 'морских и континентальных озерных отложений дает начало газовым и газоконденсатным скоплениям исклвчительно на высоких (МК^ и выше) стадиях катагенеза. Расчеты генерации газа и битумои-дов сапропелевым ОВ, а также балансовые расчеты статей расхода ге-34

нерированного газа и нефти в земНых недрах свидетельствуют о том, что залежи свободного газа в толщах, содержащих сапропелевое и гуыусово-сапропелевое ОВ низких и средних стадий катагенеза, в принципе не могут образовываться без дополнительного подтока УВГ из нижележащих толщ с высокопреобразованным ОВ, поскольку генерационное соотношение между УВГ и битумоидами в интервале катагенеза ПКд-МКд таково, что количества газа едва хватает на насыщение пластовых вод и сорбционной емкости материнского ОВ и вмещающих пород. И только начиная с уровня МК3 в разрезе появляются вторичные НТК, ГКН и чисто ГК-залежи вследствие теплового разрушения рассеянных битумоидов и нефтей в залежах. Вторичный характер происхождения УВ подчеркивается повышенным содержанием в газе ТУВГ и конденсата. Принимая во внимание тот факт, что более 80% потенциальных ресурсов газа и нефти связано.с породами, ОВ в которых преобразовано до уровня катагенеза не выше МК^, а также сингенетичность большинства УВС вмещающим генерационно-аккумуляционньщ толщам пород, можно сделать вывод об исключительной роли угленосных и субугленосных отложений в формировании современных газовых, ГК-и ГКН-залежей верхней части осадочного чехла (до глубин 2-5 км, в зависимости от конкретной термокатагенетическай обстановки). Как первичная, так, в особенности, и вторичная миграция газа в породах КУСФ и БОФ происходит преимущественно и исключительно в свободном состоянии в виде микропрорывов свободной УВ-фазы и струйных потоков, подвижной части битумоидов и нефти - в значительной степени в газорас-творенном состоянии.

Автором сформулирован закон, согласно которому чем проще геологическая история развития и структурно-тектоническое строение НТВ (НТО, НГР), чем выше угленасыщенность, песчаниетость (для нефти - до определенного предела) и литологическая однородность -упорядоченность разреза автономных продуктивных комплексов, тем выше степень концентрации УВ в них, тем бо'льшие запасы по отношению к суммарным ресурсам будут сосредоточены в немногочисленных крупнейших, гигантских и уникальных залежах под региональными, реже под областными, районными и зональными покрышками. В первую очередь это относится к скоплениям свободного газа. В качестве основополагающего сформулирован также вывод о том, что именно континентальные, лагунно-континентальные и дельтовые терригенные угленосные и субугленосные толщи'с существенно гумусовым и смешанным типом ОВ (КОВ и РОВ) являются наиболее мощным генератором природ-

ного газа и легких жидких УВ (конденсата, в меньшей степени -нефти) в объеме осадочного чехла большинства НТВ мира. В относительно "мягких" термоглубинных и катагенетических условиях неморские опесчаненные толщи могут быть и весьма эффективными аккумуляторами свободных газовых и газоконденсатных скоплений. Морские и озерные терригенные и особенно карбонатные безугольные толщи становятся эффективными генераторами' природного газа термодеструкцио-нного генезиса только в жестких термокатагенетических условиях больших глубин , когда проявляется второй максицум газонакопления (в трещиноватых карбонатных коллекторах, в? от 1,3 до .

Начало процесса нефтенакопления за счет термодеструкции гуцусового пОЗ катагенетически несколько сдвинуто по сравнению с сапропелевым РОБ в связи с более поздней генерацией и задержкой эмиграции в КОВ. В зависимости от преобладания тех или иных экзинитовых микрокомпонентов (резинита, споринита и др.) "окно в нефть" для пород, содержащих лейптинито-гумусовое ОВ "открывается" в широком диапазоне катагенеза (К0 от 0,15 до 0,70%). Только с повышением доли сапропелевой компоненты в суммарном ОВ вследствие широкого развития озерных отложений с гуцусово-сайропелевой по составу органикой создаются необходимые предпосылки для формирования первично нефтегазоносных и нефтеносных зон в породах КУСФ и Б08. И наконец, сапропелевое и лейпгинито-сапропелевое полуконцентрированное ОВ дает начало автохтонным промышленным скоплениям нефти на еще более поздних стадиях катагенеза (в диапазоне МКз-иф. .

Предложена генетическая типизация нефтей по физико-химическим параметрам, согласно к. торой выделяется надтип "незрелых" нефтей (в КСТ их источником служит сапропелевая компонента и резинит) и два основных типа "нормальных" нефтей - континентальные и морские с подразделением на группы по характеру материнского ОВ; приведены типовые характеристики нефтей различного генезиса. "Неморские" и "дельтовые" нефти обладают рядом специфических особенностей, отличающих их от типично "морских" нефтей (превде всего повышенным и высоким содержанием твердых алкановых УВ, низкой сернистостью и др.). Процесс нефтенакопления в неморских углесодержащих толщах "подавлен" мощным газонакоплением, полностью реализующим аккумуляционный потенциал материнской (генерационно-аккуцуляционной) и вышележащих коллекторских толщ. Только в условиях расконсервации недр на фоне интенсивной дегазации происходит остаточное накопление высокопарафиновых бессернистых нефтей, иногда в очень крупных ¿6

масштабах. По количеству месторождений, стратиграфическом!' (в пос-ледевонское время) и географическому ареалу распространения среди нефтей преобладают высокопарафиновые (более 7%) средне- и малопарафиновые малосернистое (жнее 0,3%) нефти,, генерированные гуцу-совым, смешанным и сапропелевым по составу ОВ угленосных, субугленосных и безутльных отложений неморского, а также дельтового генезиса. Как для нефте-, так и для газогенерации и накопления наиболее благоприятным является катагенетический интервал от 0,45 до 0,85-0,90% (К0), который может быть назван катагенетическим оптимумом нефтегазонакопления.

Одним из главных достижений автор считает разработку и обоснование основных положений теории эволюции скоплений УВ в породах различного типа и возраста, а также конструирование вертикально-катагенегических ГАК-рядов эволюционного развития УВС в земных недрах/*^ У2 /• Под термобарогеохимической эволюцией УВ в залежах понимается изменение физико-химических свойств вещества и фазового состояния УВ в ловушках вследствие изменения термоглубинных, баро-флюидальных и катагенетических условий в материнских, транзитных и вмещающих залежи породах. Проследить эволюцию УВС в "чистом виде" обычно трудно, однако в ряде случаев, когда масштабы и расстояния вторично миграционных процессов были невелики, а пространственная картина размещения УВС контролировалась преимущественно генерационным и консерващонным факторами, эта проблема поддается решению.'Начала" теории эволюции УВС разработаны автором на материалах по молодым плитам Северной Евразии.

ГЛАВА 9. ПРОГНОЗ ГА30НЩТЕН0СН0СГИ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ, ДЕЛЬТОВЫХ И МОРСКИХ ПОРОД В БАССЕЙНАХ РАЗЛИЧНОГО ТИПА И ВОЗРАСТА

Вопросы качественного и количественного прогнозирования газонефтеносности недр обсуждаются в работах многих исследователей. Методические разработки проблемы оценки НПРУВ наиболее глубоко осуществлены М.Д.Белониным, Н.И.Буяловым, В.И.Деминым, А.Э.Кон-торовичем, М.Ш.Моделевским, Г.П.Сверчковым, М. О.Хвилевицким, В.И.Шпильманом и их соавторами. '

Для решения ряда прогностических задач автором на материалах по молодым плитам СЕА разработан комплексный геотермо-геохимичес-кий метод, позволяющий давать-обоснованную оценку перспектив и проводить раздельный прогноз газо- и нефтеносности малоизученных геологических объектов. В рамках работы сформулированы основные

37

геолого-статистические и методические принципы качественного и количественного прогнозов газонефтеносности объектов, находящихся на разных этапах изучения. Дана качественная оценка перспектив ряда СБ мира, наиболее детально для молодых плит CEA,, прежде всего Западно-Сибирской,и бассейна Сунляо)намечены поисковые критерии для конкретных продуктивных комплексов и разноперспективные зоны и локальные структуре. В отличие 'От Западной Сибири, где доля про-токатагенетического газа весьма значительна, особенности геологи- ■ ческого строения и развития Скифской и особенно Туранской плиты в мезозойско-кайнозойское время предопределили преобладание' газа глубинного генезиса, генерированного высокопреобразованным ОВ юрских пород. Величина ОПГННС Скифской и Туранской плит и краевых альпийских прогибов намного меньше, чем ЗСП, вследствие меньшего газогенерационного потенциала врско-меловых пород, а именно, развития в разрезе вместо двух-трех углесодержащих толщ только одной -нижне-среднеюрской, а также вследствие худших условий для консервации газа в скоплениях - наличия многочисленных дизъюнктивных нарушений, перерывов в осадконакопленки и др. Высокий потенциал нефтенакопления ЗСП предопределяется наличием в разрезе высокопродуктивных материнских толщ морского и озерного генезиса в стратиграфическом интервале от нижней юры до нижнего апта включительно, находящихся в катагенетическом диапазоне "нефтяного окна" на всей территории провинции, в том числе и на севере. Кроме того, высокая степень автономности НТК в Западной Сибири практически исключила влияние разрушающего действия потоков газа высокотемпературного генезиса на сохранность нефтяных скоплений. В то же время значительно более жесткие геохронотермобарические условия, в которых находятся породы основной нефтегазоматеринской толщи (юрской) и вмещающих залежи толщ обусловили низкий потенциал нефтенакопления (и сохранности) на Скифской и Туранской плитах. Установлено, что в недрах неизученных и слабоизученных районов молодых плит подавляющая часть неоткрытых ресурсов газа (более 90%) генетически и пространственно связана с неморскими, в т.ч. углесодержащими толщами нижне-среднеюрского и неоком-аптского возраста, нефти -как с морскими, так и с континентальными толщами.

На глобальном уровне оценки перспектив Земли, в т.ч. недостаточно изученных (по глубоким горизонтам), мало- и неизученных ОБ в работе сделан общий вывод, что в предстоящих открытиях среди УВС "обычных" газов и нефтей (рентабельных к разработке в обозри-38

мом будущей) по числу и совокупным запасам будут преобладать га-зосодержащие месторождения и залежи, а среди нефтей, по крайней мере по числу - малосернистые разнопарафиновые нефти континентального, дельтового и прибрежно-морского "гумусового" генезиса.

3 рамках развития и совершенствования методической базы количественного прогноза газонефтеносности предложена новая модификация объемно-генетического метода - ОГМА (аналогий); разработан и апробирован на материалах по Западной Сибири и НГБ Сунляо эмпирико-статистико-концептуальный метод расчета ресурсов УВ (ЭСКМ), основанный на поисках и обосновании количественных (графо-аналитичес-ких) связей между плотностями запасов и ресурсов УВ на эталонных и подсчетных участках с одной стороны, и генетическими параметрами прогноза, с другой, усовершенствованы экспертные методы оценки НПР -по удельным плотностям ресурсов на эталонах (ЭМПР), по концентрации ресурсов в месторождениях-лидерах (SMXP) и прямого прогнозирования ресурсов (ЭМПП). Предложены новые методические приемы дифференциации ресурсов по зажнейшим элементам структуры. Разработан метод аккумуляционно-консервационного локального прогноза (АКЛП), базирующийся на расчете величин реально ожидаемых перспективных ресурсов УВ (с учетом лекальных консервационных условий). Вместе с сотрудниками лаборатории прогнозных ресурсов газа и лаборатории математических методов в геологии ВНИИГАЗа на базе вновь разработанных и усовершенствованных методов автором дана многовариантная оценка НПР газа и нефти ЗСНГО, а также проведено структурирование ресурсов геологическими методами. НПР свободного газа Западной Сибири заключены в интервале 70,4-87,1 трлн.:.!3, осредненная величина по всем методам - 78,3 трлн.м3, наиболее приемлемая по геологическим методам - 80,0 трлн.м3 (по мнению автора, суша - юра + мел) и около 83,0 трлн.м3 (вместе с зоной контакта и триасом), шельф - 20,0 трлн.м3, мегабассейпа в целом 100-103 трлн.м3. По оценке автора, НПР свободного газа С£А в границах бывшего СССР заключены в интервале 200-220 трлн.;/3 (суша и акватории). Авторские многовариантные расчеты НПР свободного газа OB Сунляо дали интервальную оценку 403—185 млрд.м3. Проанализирована газонефтеносность Земли и распределение ресурсов газа по формацийнной принадлежности материнских толщ. Из 406-174 трлн.м3 НПР свободного газа "традиционных" источников (оценка автора) на долю неморских отложений ( генетическую) приходится 62,5%. Разработаны, концептуальные основы, стратегические направления и тактические задачи проведения дальнейших ПРР в

39

северных районах ЗСЛ и даны общие рекомендации по постановке глубокого бурения в районах развития перспективно газонефтеносных континентальных толщ на средних и больших глубинах.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе комплексных исследований закономерностей и особенностей газонефтеобразования и газонефтенакопления в осадочном чехле ведущих бассейнов мира проанализированы условия формирования и эволюции УВС в породах континентального, дельтового и морского генезиса, разработана авторская концепция онтогенеза газа и нефти в неморских сероцветных и красноцветных толщах, предложен комплекс критериев и методов качественного и количественного прогнозирования газонефтеносности недр на региональном, областном, зональном и локальном уровнях. В итоге всестороннего изучения глобальных аспектов проблемы газонефтеносности континентальных толщ проведено обобщение рассматриваемой проблемы, имеющее как теоретическое, так и практическое значение для оптимизации ПРР на газ и нефть в малоизученных районах, предложено ряд новых методик в области геохимии, геотермии и количественного прогноза, сформулированы основные положения нового направления в нефтегазовой геологии - теории эволюции углеводородных скоплений в породах различного типа, формацисн-ной принадлежности и возраста. Результаты выполненных исследований сводятся к следующему:

1. Установлена ведущая роль континентальных сероцветных и красноцветных, а также дельтсвкх формаций в осадочном выполнении большинства седиментационных бассейнов, прежде всего восточного сектора Восточного полушария Земли (север Евразии, Дальний Восток, ЮВА, Австралия), в которых на долю неморских толщ приходится от 30-60 до 80% и более объема чехла.

2. Предложена методика сравнительно точного подсчета валового ОВ (РОВ + ПКОВ + КОВ) в осадочных толщах, получены новые оригинальные и обобщающие данные о содержаниях и геохимических особенностях ОВ в отложениях ведущих (Б мира, а также новые представления о закономерностях накопления ОВ в зависимости от литотипов и формацио-нной принадлежности пород.

3. Установлены генерационно-массовые отношения между СН^, ТУВГ и битумоидами в зависимости от типа и состава ОВ в широком диапазоне его катагенетической преобразованности. Предложено новое понятие

о фазах максимальной генерации газа и битумоидов, установлены важнейшие катагенетические рубежи газо- и битумообразования в ОВ различного типа. Проанализированы генерационные свойства осадочных толщ ряда бассейнов мира.

4. Предложена новая классификация разведанных запасов, перспективных и прогнозных традиционных и нетрадиционных ресурсов УВ по степени их достоверности и предельному уровню подтверждаемое™ поисково-разведочными работами и в ходе дальнейшей эксплуатации месторождений. Разработана общая схема и количественные критерии структурирования запасов и ресурсов. Проанализированы основные закономерности размещения УВС в нефтегазоносных регионах мира и распределения выявленных запасов по важнейшим элементам структуры. Установлено, что подавляющая часть геологических запасов свободного газа мира содержится .непосредственно в сероцветных и красно-цветных толщах неморского генезиса.

5. Разработано учение о генетических потенциалах газонефтеносности и общем потенциале газонефтенаколления и сохранности осадочных продуктивных комплексов, предложены параметры и формулы для их оценки.

6. Проанализированы геотермические и флюидобарические условия локализации УВС в осадочных бассейнах мира, предложены новые показатели напряженности геотермополя - ТЕО и ТРЕП, усовершенствован палеотемпературный метод изменяющихся геотермических градиентов путем включения в конструкцию расчетов генерационно-аккумуляционно-го блока (№ИТга), восстановлена пале о температурная история осадочного чехла молодых плит СЕА, предложен авторский вариант палеотем-пературной шкалы катагенеза (в диапазоне градаций ПК^-АК^), разработаны палеогеотермические критерии газонефтеносности недр.

7. Установлено, что энергетическое состояние вещества осадочных толщ, динамика и особенности катагенетических процессов в объеме органической (кероген) и минеральной (твердая фаза) компонент

и насыщающих их геофлюидов определяются и контролируются "проникающим взаимодействием" трех ведущих факторов катагенеза (эпигенеза): геотемпературы, давления (литостатического, эволюционно-динамичес-кого и стрессового для твердой фазы, флюидального) и органо-мине-рального катализа при главенствующей роли первого. Три вещественно-энергетических фактора действуют в рамках эволюционной геосистемы: материя-энергия-длительность, поэтому своеобразным надфактором является геологическое время. 4т

8. На основе комплексного изучения всех звеньев природной "геотехнологической" цепи ГЭМАК проанализированы условия формирования УВС в недрах ведущих нефтегазоносных провинций, бассейнов и УГБ всех континентов Земного шара. В качестве главного сформулирован вывод о том, что именно континентальные, лагунно-конти-нентальные (в т.ч. паралические) и дельтовые угленосные и субугленосные толщи с существенно гумусовым, лейптинито-гумусоЕым и смешанным типом ВОВ являются наиболее мощным генератором природного газа и легких жидких УВ (конденсата, в меньшей степени - нефти! и часто весьма эффективным аккумулятором газовых, ГК- и ГКН-с.соплений. (на малых и средних глубинах). В жестких термоглубинных условиях продуктивность неморских толщ резко ухудшается и "лидерство" в плане аккумуляции-консервации УВС переходит к морским тер-ригенно-карбонатным и особенно карбонатным толщам. В рамках исследований автором заложены основы ("начала") теории эволюции УВС в породах различного типа, формационной принадлежности и возраста,

а также сконструированы вертикально-термокатагенетические ГАК-ряды эволюционного развития УВС р земных недрах.

9. На основе качественного прогноза газонефтеноснссти и предложенных автором новых методов оценки перспективных и прогнозных ресурсов УВ проведены многовариантные расчеты НПР газа и нефти Западной Сибири и бассейна Сунляо, а также экспертно оценена общая газоносность Земли. Из 406-474 трлн.1л3 "традиционных" геологических НПР свободного газа бассейнов мира (оценка автора, в т.ч. СЕА, суша и шельф - 200-220) около 63% генетически связано с континентальными и дельтовыми толщами, в то же время генетическая доля неморских, превде всего озерных формаций в НПР нефти мира не превышает 15%. В работе даны практические рекомендации по постановке ПРР в малоизученных районах развития перспективно газоносных континентальных толщ территории России.

Основные защищаемые в работе положения

1. Выдающаяся роль континентальных сероцветных, пестроцветных, красноцветных и дельтовых терригенных толщ в осадочном выполнении большинства ведущих бассейнов мира с позднепалеозойским, мезозойским и кайнозойским возрастом осадочного чехла.

2. Методика оценки валового органического вещества в неморских сероцветных толщах, вывод о глобальном преобладании массы ОВ в 42

континентальных и дельтовых толщах над суммарной массой ОВ в морских образованиях, новые представления о динамике и масштабах генерационных процессов в породах различного генезиса с выделением фаз максимальной генерации газа и битумоидов,,

3. Общая схема и количественные критерии структурирования запасов и ресурсов газа, конденсата и нефти, глобальные закономерности размещения УВС в бассейнах различного типа и возраста и распределение разведанных запасов газа и нефти по важнейшим, прежде всего генетическим элементам структуры.

4. Усовершенствованный метод изменяющихся геотермических градиентов в модификации МИГГга, палеотемпературная шкала катагенеза и палеотемпературные критерии газонефтеносности земных недр.

5. Теоретические положения о генетических потенциалах газонефтеносности и общем потенциале газонефтенакопления и сохранности осадочных продуктивных комплексов.

6. Новая концепция формирования заленей газа и нефти в континентальных толщах и основы термобарог.еохимической эволюции скоплений УВ в породах различного типа, формационной принадлежности

и Еозраста.

7. Новые геологические методы интегральной и дифференциальной оценки неоткрытых ресурсов УВ, качественный и количественный прогноз газонефтеносности континентальных и морских отложений крупнейших НТВ Евразии, вывод о ведущей роли континентальных сероцветных и красноцветных толщ в глобальном газонаиоплснии.

Список основных работ по теме диссертации

1. Перспективы газоносности южных районов Томской области. - Труды* ВНИИГАЗа , № 47/55, М., "Недра", 1975, с.48-53.

2. Нефтегазоносность и соотношение концентрированной и рассеянной форм органического вещества в нижно-среднеюрских отложениях Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1976, № I, с.50-54 (совместно с В.И.Ермаковым).

3. Оценка перспектив газонефтеносности неокомских отложений северных районов Западной Сибири по'результатам геолого-геохимических исследований. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1977. № 8, с.9-14 (совместно с Н.А.Васиным, А.А.Константиновым).

4. Максимальные палеотемпературы и газонефтеносность нижне-средне-юрских отложений Западной Сибири. - Геология и разведка газовых и газсконденеатшх месторождений,. 1977, № 10, с.¿'¿-¿8.

5. Геологическое строение и газоносность Восточной Якутии и При-охотья. - Научно-технический обзор. Серия: геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.ВНИИЭГазпром, 1977, 51 с.(совместно с В.И.Ермаковым, Т.И.Хенвиным и др.)

6. Перспективы газоносности палеозойских угленосных отложений юго-восточной части Западной Сибири (в пределах Томской области). -Геология и разведка газовых и.газоконденсатных месторождений, 1977, № 9, с.3-8 (совместно с Пашкевич Е.И.).

7. Методика реконструкции палеогеотермических режимов осадочных комплексов нефтегазоносных областей. - Научно-технический сборник "Проблемы нефти и газа Тюмени", 1978, вып.37, с.10-14.

8. Прогнозирование зон преимущественного газонакопления в мезозойских и палеозойских углесодержащих толщах на Западно-Сибирской плите. - В кн. "Условия раздельного формирования зон нефте- и газонакопления в нефтегазоносных бассейнах СССР и зарубежных стран". Труды ЗапСибНИГНИ, вып.138, часть П, Тюмень, 1978,

с.76-82 (совместно с В.И.Ермаковым, Н.И.Леонгардт, Е.И.Пашкевич).

9. Геохимические и палеогео?ермйческие критерии формирования зон преимущественного газо-,'и нефтенакопления (на примере юрских отложений Западной Сибири). - В кн. "Основные направления научно-технического прогресса в развитии сырьевой базы газовой промышленности в 1976-80 г.г.". М., ВНИИГАЗ, 1978, с.32-36.

10. Гумусовое органическое вещество: формы нахождения, состав, преобразование. - В >:н. "Накопление и преобразование органического вещества современных и ископаемых осадков". М., "Наука", 1978, с.¿8-34 (совместно с В.И.Ермаковым, З.В.Кабановой и др.).

11. Влияние генерационных и•аккумуляционных условий на масштабы га-зонефтенакопления в юрских и меловых отложениях Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1978, № 12, с.45-52.

12. Условия формирования углеводородных скоплений и перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов на севере Западной Сибири. - Геология нефти и газа, № 4, 1979, с.11-17 (совместно с В.И.Ермаковым, Н.И.Леонгардт, Е.И.Пашкевич).

15. Геолого-геохимические и палеогеотермические критерии нефтеносности верхнеюрских битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири. - В тезисах докладов У1 Всесоюзного семинара "Органическое 'вещество в современных и ископаемых осадках". М., 1979, с.237—¿38•

11. 0 причинах сверхгидростатических пластовых давлений в юрских и неокомских отложение Западной Сибири. - Геология и разведка газо-44

•сонденсатных месторождений, 1979, № 8, с.22-28.

15. Особенности формирования углеводородных скоплений в юрских отложениях лрасноленинского района Западной Сибири. - Геология

и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1979, » 10, с.22-26.

16. Условия формирования углеводородных скоплений в верхнеюрских отложениях центральных и северных районов Западной Сибири. -Геология нефти и газа, 1980, № II, c.25-3i.

17. Гео;ермичеекие критерии формирования и сохранности скоплений углеводородов в юрских и меловых отложениях Западной Сибири. -В тезисах докладов Республиканского совещания, часть 2. Нефтегазоносные провинции СССР и некоторых зарубежных стран. Львов, 1981, с.95-96.

18. Возможности количественного прогноза нефтегазоносности с использованием иерархических моделей нефтегазонакопления, факторного

и регрессионного анализов. - В тезисах докладов Всесоюзного семинара "Пути повышения достоверности прогнозных оценок нефтегазоносности". Л., 1981, с.32-34 (совместно с В.И.Ермаковым, М.О.Хвилевицким, Т.В.Гудымовой).

19. Зональность размещения углеводородных скоплений как основа для прогнозирования зон преимущественного газонакопления. - Обзор ВНИЮГазпрома. Серия: геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. M., 1981, J,3 8, 38с(совместно с И.П.йаб-ревым, В.И.Ермаковым и др.).

¿0. Юрские субугленосные формации эпигерцинских плит и их нефтегазо-носность. - В кн. "Формационный анализ в нефтяной геологии". г.1., ИГИРГИ, 1981, с.21-39 (совместно с М.'.Зонн, М.В.Коржем, Н.А.Крыловым и др.).

21. Рациональные методы количественной оценки прогнозных запасов газа на разных этапах геолого-геофизической изученности перспективных территорий. - В кн. "Основные проблемы развития сырьевой базы газовой промышленности СССР". Ч., В1ШГАЗ, 1981, с.3-13 (совместно с В.И.Ермаковым, Л.О.лвилевицким, Т.И.Аенвиным).

'¿¿. Континентальные угленосные формации и нефтенакопление. - В тезисах докладов "Осадочные бассейны ч их нефтегазоносность". М., 1981, с.100-101. (совмэстно с В.И.Ермаковым).

23. Масштабы и динамика процессов газонефтеобразования и накопления в юрских и меловых отложениях Западной Сибири. - В тезисах докладов "Осадочные бассейны и их нефтегазоносность". M., 1981, с.¿80-281. 45

24. Оценка начальных потенциальных ресурсов с использованием "закона пропорционального прироста разведанных запасов" газа и нефти. - В кн. "Обоснование направлений поисково-разведочных работ на газ и методы разведки газовых месторождений". М., ВНИИГАЗ, 1982, с.3-9 (совместно с В.И.Ермаковым, М.О.Хвилевиц-ким и др.).

25. Поиски и разведка скоплений углеводородов в ловушках сложного строения в юрских и меловых отложениях северных районов Тюменской области. - В кн. "Обоснование направлений поисково-разведочных работ на газ и методы разведки газовых месторождений". М., ВНИИГАЗ, 1982, с.58-67.

¿6.. Состав и формы накопления гумусового органического вещества. -В кн. "Геохимия современных и ископаемых осадков". М., "Наука",

1982, с.123-128 (совместно с В.И.Ермаковым, Е.И.Гайло и др.).

27. Общий потенциал газонефтенаколления осадочных продуктивных

комплексов. - В кн. "Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов". М., "Наука", 1982, с.155-165 (совместно с В.И.Ермаковым).

¿.8. О соотношении газа и нефти в юрских и меловых отложениях на севере Западной Сибири. - В кн. "Геология и нефтегазоносность Западной Сибири". М., ИГИРГИ, 1982, с.18-29 (совместно с В.И.Ер-- маковым).

-с9. Перспективы поисков газовых месторождений в северных районах Западной Сибири. - Геология нефти и газа, 1983, № II, с.15-19, (совместно с В.Н.Ростовцевым).

30. Континентальные угленосные и субугленосные формации и их значение в формировании углеводородных скоплений на молодых платформах. - В кн. "Условия образования и закономерности размещения залежей нефти и газа". Киев, Наукова Думка, 1983, с.73-78 (совместно с В.И.Ермаковым).

31. Геотермические критерии формирования и сохранности углеводородных скоплений в юрских и меловых отложениях Западной Сибири. -В кн. "Повышение эффективности прогнозирования, поисков и разведки газовых и газоконденсатных месторождений". М., ВНИИГАЗ,

1983, с.64-74.

3-е. Нефтегазообразование как одна из причин развития зон аномально-высоких пластовых давлений. - В тезисах докладов 1У Всесоюзного семинара "Эволюция нефтегазообразования в истории Земли". М., МГУ, 1984, с.301 (совместно с О.А.Калятиным). 46