levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

В.С. Шеин,  (Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2007-2

 

Достоверность прогноза и эффективность поисков полезных ископаемых определяются теоретической основой геологии. Многие 10-летия такой основой успешно служило учение о геосинклиналях и платформах. Ныне в качестве основы интерпретации геологического строения, прогноза и поисков нефти и газа многие исследователи пытаются использовать новую теоретическую парадигму – геодинамику (А.А.Абидов, А.В.Балли, В.П.Гав­рилов, М.Е.Герасимов, Г.Ж.Жол­таев, В.А.Игнатова, С.Клутин, Е.В.Кучерук, Л.И.Лобковский, К.О.Соборнов, Б.А.Соколов, А.Перродон, Г.Ульмишек, В.Е.Хаин, М.Хелбути и др.). К.А.Клещев, В.С.Шеин впервые применили теорию тектоники плит при интерпретации геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности Республики Куба и прилегающих акваторий. В 1975 г. ими составлена, а в 1980 г. издана тектоническая карта этой страны, разработаны модели строения сложнопостроенных месторождений, принципиально отличающихся от традиционных. Это привело к новым открытиям залежей нефти и газа, значительному увеличению добычи нефти в этой стране. Полученный положительный опыт переинтерпретации геологического строения Республики Куба был распространен на территорию юга б.СССР. Позднее были построены карты плитотектонического, нефтегазогеологического районирования территории СССР (1990) и Российской Федерации (1995).

Результатам использования геодинамики для решения вопросов прогноза и поисков нефти и газа посвящен ряд публикаций (А.А.Абидов, В.П.Гаврилов, Е.В.Кучерук, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин, [1-4]), проведены международные симпозиумы в Москве (1988, 1992, 2004), Ташкенте (2002, 2005). Итоги их работы показали, что в мире наметилось три основных направления применения геодинамики в нефтегазовой геологии. Первое условно можно назвать “компьютерным моделированием” (С.Клутин, Л.И.Лобковский и др.), второе – “теоретическим поиском” (А.А.Аби­дов, В.П.Гаврилов, О.Г.Сорохтин и др.), третье – “практическим использованием в геологии нефти и газа” [1-4]. Первое направление связано с построением компьютерных моделей, касающихся формирования бассейнов, природных резервуаров, генерации, миграции УВ, второе – основано на теоретических обоснованиях происхождения, гене­рации, миграции УВ и др., третье – ориентировано на переинтерпретацию истории геологического развития региона, разработку моделей строения бассейна, составление карт нового поколения как региональных, так и детальных, базирующихся на основных положениях современной геологической парадигмы – геодинамике. Компьютерное направление исследований широко развито в западных странах, США, теоретическое и практическое – главным образом, в России и странах б.СССР. За последние 10-летия западные специалисты разработали ряд новых компьютерных программ для прог­ноза качественных пород-коллекторов, определения процессов генерации, миграции УВ и успешно ими пользуются, например, программой “Genex simulation”, “Temispack” и др. Российскими учеными предпринята попытка обосновать ряд новых теоретических положений и объединить разработки в области применения теории тектоники плит в нефтегазовой геологии, т.е. создать геодинамическую основу прогноза и поисков нефти и газа (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990), разработать модели строения, эволюции НГБ [2], рассмотреть геологию и нефтегазоносность крупных регионов, например арктических акваторий (Гаврилов В.П. и др., 1993), юга б.СССР (Клещев К.А., Шеин В.С., 1991), территорий и акваторий Российской Федерации в целом [4]. Каждое из указанных направлений по-своему способствует повышению достоверности прогноза нефтегазоносности. Однако практическое направление, на наш взгляд, в большей мере приближено к решению задач прогноза и поисков нефти и газа, так как геодинамический анализ геологии и нефтегазоносности территорий и акваторий позволил использовать новую геологическую парадигму на всех этапах геолого-разведочного процесса – региональном, поисковом и разведочном.

Современный (геодинамический) принцип прогноза нефти и газа базируется на органической теории происхождения нефти и газа и традиционных критериях, разработанных многолетней практикой геолого-разведочных работ (тектонических, структурных, палеотектонических, неотектонических, палеогеографических, литолого-стратиграфических, геохимических, гидрогеологических и др.), но рассматриваемых с позиций геодинамики, т.е. на новых представлениях о строении и эволюции крупных тектонических элементов (континентов, океанов, платформ, складчатых областей и др.); новом понимании условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления в их пределах; методах палеогеодинамического анализа; подходах составления карт нового поколения, например плитотектонического, нефтегазогеологического районирования, прогноза зон нефтегазонакопления, моделей строения бассейнов, суббассейнов, зон нефтегазонакопления, месторождений нефти и газа и других; учете влияния процессов современной геодинамики на формирование и размещение залежей нефти и газа [1-4].

Принципы палеогеодинамических реконструкций нефтегазоносных областей заключаются в выделении наиболее важных для этих регионов плитотектонических структур – пассивных, трансформных, континентальных палеоокраин, палеорифтов, надрифтовых депрессий, островных дуг, активных континентальных палеоокраин и др., обусловливающих формирование НГБ.

Принципиальная плитотектоническая модель формирования НГБ состоит в выделении трех главных периодов: раннего (дивергентного), среднего (конвергентного) и заключительного (изостатического). Эти три периода образуют полный цикл геодинамической эволюции бассейна. В ранний и заключительный периоды цикла преобладают вертикальные, а в средний – горизонтальные тектонические движения. Важно также различать бассейны, образовавшиеся в результате межплитных и внутриплитных движений (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [4]). Бассейны могут сформироваться либо в полный цикл эволюции, либо в два цикла, либо в неполный цикл геодинамической эволюции.

В основе методики геодинамического анализа НГБ лежат палеогеодинамические реконструкции плит, выделение прошлых геодинамических обстановок и связанных с ними плитотектонических структур, например пассивных, трансформных, активных континентальных палеоокраин, составление моделей строения НГБ, построение литолого-фациальных структурно-тектонических, геохимических, гидрогеологических и других карт, схем, позволяющих определить перспективы нефтегазоносности. В отличие от существующих принципов тектонического районирования, геодинамический подход дает возможность показать не только возраст складчатости, морфологию структур, но и условия их образования в процессе геодинамической эволюции. Например, для Прикаспийского НГБ выделены: океанический рифт, трансформные, пассивные континентальные палеоокраины, их внешние и внутренние зоны, трансформированные столкновения плит ли­бо слабо подвергшиеся деформациям (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [2, 4]).

Геодинамический принцип нефтегазогеологического районирования основан на учете сходства и различий плитотектонических структур слагающих их формаций, нефтегазоносности в различных регионах. Ранг и размеры нефтегазоносных территорий в значительной мере контролируются размерами плит, характером геодинамических процессов: межплитным или внутриплитным. С крупными плитами и межплитными движениями связаны нефтегазоносные территории и акватории наиболее крупного ранга – пояса нефтегазонакопления (глобальные, региональные), мегабассейны со структурами меньшего размера (бассейны, суббассейны, зоны нефтегазонакопления). На таких суперконтинентах, как Пангея, Лавразия, Гондвана, и разделяющих их палеоокеанах были сформированы крупнейшие структуры (пассивные континентальные окраины, рифты, надрифтовые депрессии большой протяженности) с огромными объемами осадочного материала и другими благоприятными факторами для нефтегазонакопления. Именно эти крупнейшие плитотектонические структуры образуют глобальные пояса нефтегазонакопления. В пределах нашей планеты выделено четыре глобальных пояса нефтегазонакопления – Тетиский, Лавразийский, Гондванский и тихоокеанский (Ульмишек Г. и др., 2004; [2, 4]). В пределах этих глобальных поясов нефтегазонакопления обособляются региональные пояса, мегабассейны, которые обычно приурочены к плитотектоническим структурам, имеющим меньшие размеры по сравнению со структурами суперконтинентов, например с палеоконтинентами или мезоконтинентами. Нефтегазоносные бассейны, суббассейны, зоны нефтегазонакопления выделяются по преобладанию плитотектонических структур (рифтов, надрифтовых депрессий, пассивных окраин, орогенов столкновения плит и др.), связанных с частями палеоконтинентов, мезоконтинентов, микроконтинентов, т.е. со структурами меньшего порядка. От размеров и типов выделенных плитотектонических структур будут зависеть площадь, объем, условия нефтегазообразования, нефтегазонакопления, нефтегазоносность той или иной единицы нефтегазогеологического районирования.

При формировании залежей нефти и газа и их резервуаров велика роль современной геодинамики. С ее помощью можно выделить перспективные зоны нефтегазонакопления для поисков нефти и газа. Например, в породах фундамента Западной Сибири выделены зоны разуплотнений, перекрытые надежными покрышками, которые представляют поисковый интерес [(Клещев К.А., Шеин В.С., 2004)]. Горные породы в процессе деформации подвергаются неравномерному объемному сжатию. В результате отдельные части резервуара увеличивают объем (разуплотняются), образуя коллектор, другие, напротив, уменьшают объем (уплотняются) и становятся непроницаемыми, образуя покрышки, т.е. современная геодинамика обусловливает образование разных флюидодинамических зон в зависимости от геодинамической обстановки формирования бассейна. Выделяются три основные зоны: а – гидростатического давления с нормальной флюидодинамической системой, соответствующей артезианской гидродинамической модели бассейна; б – геостатического давления с аномальной флюидодинамической системой и температурой, превышающей 100 оС; в – переходная от нормальной к аномальной флюидодинамической системе с квазиэлизионной обстановкой и локальным проявлением аномального пластового давления. С учетом современной геодинамики пересмотрены модели строения ряда крупных месторождений, таких как Астраханское, Салымское, Тенгизское, где в разрезе нефтепродуктивных толщ выделены зоны максимальной и минимальной нефтегазопродуктивности, т.е. с помощью анализа проявления современной геодинамики можно разделять поле залежей на участки с различными коллекторскими свойствами и нефтепродуктивностью (Петров А.И., 1995; Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [4]).

Геодинамический анализ, на наш взгляд, должен сопровождать все этапы геолого-разведочного процесса – региональный, поисковый, разведочный. На региональном этапе главным итогом геодинамического анализа должны являться карты плитотектонического и нефтегазогеологического районирования. На карте плитотектонического районирования России и сопредельных стран (Клещев К.А. и др. 1995; [4]) отображены пли­тотектонические структуры, сыгравшие решающую роль в формировании НГБ. Среди них наиболее крупные структуры – палеоконтиненты, обычно соответствующие древним платформам, осколки палеоконтинентов, т.е. малые палеоконтиненты, развитые чаще всего в пределах молодых платформ, реликты палеоокеанов, точнее, сохранившиеся фрагменты океанов внутри современных континентов, например Центрально-Прикаспийский палеорифт, современные океанические структуры. Среди указанных крупных структур, в свою очередь, выделяются континентальные и океанические рифты, надрифтовые прогибы, депрессии, пассивные, трансформные, активные континентальные палеоокраины, орогены столкновения плит и др. На такой карте отображена, в основном, плитотектоника осадочного чехла, с которым связаны основные запасы нефти и газа. Однако важно показать и плитотектонику комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. В связи со значительной разведанностью чехла все активнее проводятся исследования по изучению нефтегазоносности тектонических комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. В мире в этих комплексах выявлено более 500 месторождений. Эти месторождения обычно причисляют к породам фундамента. На самом же деле ниже осадочного чехла, на наш взгляд (Клещев К.А., Шеин В.С., 2004), распространены разнообразные по строению и составу тектонические комплексы: переходный, складчатое основание, фундамент. Среди названных комплексов выделяются разные типы в зависимости от геодинамической обстановки формирования. Например, складчатое основание коллизионного либо активно-окраинного типа, фундамент континентальный, океанический, океанический обдуцированный. В одних случаях под чехлом залегает континентальный фундамент, в других – океанический, в третьих – складчатое основание (активно-окраинное, коллизионное и др.), в четвертых – переходный комплекс разного типа, в пятых – определенное сочетание указанных комплексов. В этой связи необходимы палеогеодинамические реконструкции плит и построение карт распространения тектонических комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. К.А.Клещевым и В.С.Шеиным предпринята попытка рассмотреть понятие “фундамент” и проблему нефтегазоносности доюрского комплекса на примере Западной Сибири. В этой связи осуществлены палеогеодинамические реконструкции плит, выделены плитотектонические структуры, образованные в палеозойский и мезо-кайнозойский циклы геодинамической эволюции, составлена карта плитотектонического районирования доюрских структур Западной Сибири. Эти построения послужили основой для выделения доюрских потенциально нефтегазоносных бассейнов, оценки перспектив нефтегазоносности, определения типов ловушек для нефти и газа – стратиформных, нестратиформных, комбинированных.

На поисковом этапе геолого-разведочного процесса широко использовались геодинамические модели нефтегазоносных бассейнов [2, 4]. Они позволили выделить новые нефтеперспективные стратиграфические комплексы и объекты поисков УВ. Например, в пределах Прикаспийского НГБ рекомендованы к дальнейшему опоискованию объекты в подсолевом палеозойском комплексе структур в приразломных зонах Аралсорской трансформной окраины, в Западно-Сибирском – палеозойские отложения пассивной окраины Верхнехетского палеомикроконтинента, в бассейнах Восточной Сибири – рифей-палеозойские отложения внутренних и внешних зон пассивных палеоокраин, трансформированных столкновением плит, особенно в районах организации новых центров нефтегазодобычи (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [1, 2, 4]).

На этапе разведки месторождений использованы модели строения резервуаров нефти и газа, составленные с учетом анализа проявления современной геодинамики. Их построение осуществлялось с помощью технологии моделирования напряженно-деформационного состояния пород (Петров А.И., 1995) и седиментационно-емкостного моделирования (Фортунатова Н.К., 2000). Например, на Астраханском газоконденсатном месторождении в пределах контура газоносности выделены участки непродуктивные, высокодебитные и переходные по газопродуктивности. Этот подход используется также и для прогноза зон нефтегазопродуктивности разреза как на поисковых площадях, так и на месторождениях, например Приобском, Салымс­ком, Средненазымском и др. На одной из рекомендованных ВНИГНИ поисковых скважин (РС-2/4) на Салымском месторождении получен высокодебитный приток нефти из верхнеюрских отложений. Из приведенных примеров видно, что применение геодинамического анализа повышает достоверность прогноза и эффективность ведения поисков нефти и газа. В то же время многие задачи регионального, поискового и разведочного этапов геолого-разведочного процесса находятся на ранней стадии их решения. Например, уточнение принципов пересчета промышленных запасов УВ с учетом современной геодинамики, выяснение влияния современного напряженно-деформационного поля на геофизические параметры, в первую очередь, на сейсмические, недостаточно используются геодинамические критерии при нефтегазогеологическом районировании при оценке перспектив нефтегазоносности.

Одной из главных задач использования новой геологической парадигмы является нефтегазогеологическое районирование. Это важно, в первую очередь, потому, что оценка ресурсов и запасов УВ страны позволит повысить достоверность прогноза и точнее ориентировать поиски нефти и газа. Для перехода на нефтегазогеологическое районирование, выполненное по геодинамическим критериям, потребуется определенное время. В этой связи приводим сравнение традиционного и геодинамического подхода нефтегазогеологического районирования России (табл. 1). Преимущества геодинамического принципа нефтегазогеологического районирования рассматривалось ранее [4]. Еще раз в этом можно убедиться на конкретном примере, сравнив площади распространения нефтетематеринских толщ, направления миграции УВ из очагов генерации, определенные на основе традиционных и геодинамических подходов. Площади распространения нефтематеринских толщ, определенные с учетом палеогеодинамических реконструкций плит, значительно (более, чем вдвое) превышают таковые, оконтуренные с традиционных позиций (рис. 1). Появляются новые очаги генерации УВ, меняются и представления о направлении миграции УВ. Сравнение указанных подходов к оценке перспектив нефтегазоносности для Волго-Уральского и Прикаспийского НГБ, выполненное Е.С.Ларской (1997), В.В.Пайразяном (1999), показало, что прогнозные ресурсы, определенные с учетом геодинамических построений, оказались значительно выше (на 30 %). Анализ распределения УВ-ресурсов мира, образованных в разных геодинамических обстановках, осуществленный Геологической службой США (Ульмишек Г. и др., 2004), показал, что наибольшими ресурсами обладают бассейны пассивных континентальных палеоокраин и предорогенных прогибов. В них содержится 68 % мировых ресурсов нефти и 49 % газа. Вторыми по значимости являются бассейны рифтов и надрифтовых депрессий, где сконцентрировано 22 % нефти и 44 % газа. В бассейнах активных континентальных окраин и островных дуг содержится 4 % ресурсов нефти и 3 % газа, а в бассейнах орогенов столкновения плит – 6 % нефти и 4 % газа.

Таблица 1.

Нефтегазогеологическое районирование территорий и акваторий России.


Традиционное нефтегазогеологическое
районирование


Нефтегазогеологическое районирование
по геодинамическим критериям (по работам [2, 4])

Нефтегазоносные, газонефтеносные мегапровинции (НГМП, ГНМП

Восточно-Европейская

Нефтегазоносные, газонефтеносные провинции (НГП, ГНП)

Тимано-Печорская НГП

Нефтегазоносные, газонефтеносные бассейны (НГБ, ГНБ)

Тимано-Печорcкий НГБ

Восточно-
Европейский региональный
пояс нефтегазонакопления (РПН) Лавразийского глобального пояса нефтегазонакопления (ГПН)

Волго-Уральская НГП

Волго-Уральский НГБ

Прикаспийская НГП

Прикаспийский НГБ

Восточно-Сибирская

Енисейско-
Анабарская ГНП

Енисейско-Анабарский ГНБ

Восточно-
Сибирский РПН
Лавразийского ГПН

Лено-
Вилюйская ГНП

Лено-Вилюйский ГНБ

Лено-
Тунгусская НГП

Прибайкальский НГБ

Присаянский НГБ

Восточно-Енисейский НГБ

Дальне-восточная

Охотская НГП

Северо-Восточно-Сахалинский НГБ

Охотский
нефтегазоносный
мегабассейн (НГМБ) Тихоокеанского ГПН

Западно-Сахалинский ГНБ

Южно-Сахалинский ГНБ

Западно-Камчатский ГНБ

Притихоокеанская
НГП

Хатырский НГБ

Беринговоморский НГМБ Тихоокеанского ГПН

Анадырский НГБ

I

Баренцево-
Карская ГНП

Баренцевоморский ГНБ

Западно-
Арктический НГМБ Лавразийского ГПН

Восточно-
Арктическая
потенциально нефтегазоносная провинция (ПНГП)

Новосибирско-Чукотский потенциально нефтегазоносный бассейн (ПНГБ)

Восточно-
Арктический НГМБ Лавразийского ГПН

Восточно-Арктический ПНГБ

Аляскино-Чукотский НГБ

Западно-
Сибирская НГП

Бассейны верхнего
(юрско-­мелового) и нижнего (доюрского) этажей нефтегазоносности

Западно-
Сибирский НГМБ
Лавразийского ГПН

Северо-
Кавказская НГП

Северо-Кавказский НГБ

Кавказский РПН
Тетисского ГПН

I

Нефтегазоносные, газоносные самостоятельные области, районы (НГО, ГНО, НГР, ГНР)

Балтийская НО

Балтийский нефтеносный бассейн (НБ)

Восточно-
Европейский РПН
Лавразийского ГПН

Северо-
Донецкий район

Преддонецкий газонефтеносный суббассейн Днепровско-Припятского ГНБ

Район Северо-
Западного Кавказа

Азово-Кубанский суббассейн Северо-Кавказского НГБ

Кавказский РПН
Тетисского ГПН

Верхне-
Буреинский район

Верхне-Буреинский ГНБ

Восточно-
Сибирский РПН
Лавразийского ГПН

 
 
 

Рис. 1. СХЕМЫ РАСПРОСТРАНЕНИЯ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ И ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ МИГРАЦИИ НЕФТИ И ГАЗА,
УСТАНОВЛЕННЫЕ С ПОМОЩЬЮ ТРАДИЦИОННЫХ И ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ (по Ларской Е.С., 1977; Пайразяну В.В., 2000)
1 – крупные поднятия: а – в пределах суши Восточно-Европейского палеоконтинента, б – в пределах палеомикроконтинентов; 2 – поднятия в акваториях; 3 – Сакмарская островная дуга; 4 – рифты: а – континентальные, б – океанические; 5 – надрифтовые депрессии, пассивные континентальные палеоокраины в пределах суши и акваториях; установленные границы площади распространения нефтематеринских толщ: 6 – с традиционных, 7 – с геодинамических позиций; основные направления миграции нефти и газа: 8 – с традиционных, 9 – с геодинамических позиций

 

Приведенное фактическое распределение ресурсов УВ мира обусловлено геолого-геохимическими особенностями строения бассейнов, образованных разными плитотектоническими структурами (рис. 2). Объемы осадочного чехла, распространение пород-коллекторов, пород-покрышек (эвапоритовых, глинистых), нефтематеринских пород, высокое содержание ОВ в нефтегазоматеринских толщах и другие наиболее благоприятные критерии для нефтегазообразования и нефтегазонакопления характерны бассейнам, связанным с пассивными континентальными палеоокраинами, предорогенными прогибами и крупными депрессиями, образованными над межконтинентальными и внутриконтинентальными рифтами. Крупнейшие месторождения зарубежных регионов мира от мегагигантов до крупных также связаны с упомянутыми структурами (табл. 2). В зарубежных странах мира открыто более 64 тыс. месторождений. Большинство гигантских – крупнейших месторождений нефти и газа приурочено к бассейнам пассивных континентальных окраин (Тетисский глобальный пояс нефтегазонакопления), надрифтовых депрессий (Лавразийский глобальный пояс неф­тегазонакопления). Более мелкие по запасам месторождения приурочены к Гондванскому и Тихоокеанскому глобальным поясам нефтегазонакопления, где преобладают бассейны активных континентальных палеоокраин, орогенов столкновения плит (см. табл. 2). Анализ распределения ресурсов УВ России показал, что оно несколько отличается от закономерностей распределения ресурсов мира. Основная доля ресурсов УВ в России приурочена к бассейнам надрифтовых депрессий (60 % ресурсов нефти и 69 % газа). На долю бассейнов пассивных континентальных палеоокраин приходится соответственно 31 и 24 % ресурсов, бассейнов активных окраин – 5 и 3 %, орогенов столкновения плит – 4 %, а наибольшее число выявленных месторождений нефти и газа России приурочено к бассейнам пассивных континентальных палеоокраин и сопряженных с ними предорогенных прогибов (71 %), бассейнам рифтов и надрифтовых депрессий – 23 % месторождений, бассейнам субдукционного типа (активных континентальных окраин и островных дуг) – 3 % месторождений, бассейнам орогенов столкновения плит – 3 % месторождений. В то же время наибольшее число крупных месторождений в России и сопредельных странах СНГ выявлено в пределах надрифтовых депрессий (Самотлорское, Уренгойское, Штокмановское, Заполярное, Ленинградское и др.), пассивных континентальных палеоокраин и предорогенных прогибов (Астраханское, Тенгизское, Верхнечонское, Вуктыльское, Юрубчено-Тохомское, Ромашкинское, Ка­рачаганакское, Ковыктинское, Левобережное, Чаяндинское, Оренбургское и др.). Приведенные отклонения между распределением ресурсов мира и России, на наш взгляд, связаны с двумя главными причинами.

Таблица 2.

Приуроченность крупных по запасам месторождений нефти и газа к разным плитотектоническим структурам
(по материалам зарубежных регионов).


Класс месторождений
по доказанным запасам


Запасы
нефти, млн т;
газа, млрд м3


Число месторождений в разных регионах мира

I

II

III

IV

V

VI

VII

VIII

IX

X

Нефтяные:

мегагиганты

> 6850

2

супергиганты

685-6850

1

27

1

5

1

1

гиганты

68,5-685,0

11

2

17

14

120

36

40

12

2

44

крупнейшие

13,7-68,5

62

9

42

86

105

144

167

34

5

235

крупные

6,80-13,70

58

3

23

75

67

109

101

34

2

325

средние

3,43-6,80

73

24

38

100

56

158

148

64

1

355

мелкие

<3,43

884

219

213

815

160

983

1551

795

3

30410

Всего

1088

257

334

1090

537

1431

2012

939

14

31370

Газовые:

мегагиганты

> 14000

супергиганты

1400-14000

1

4

1

гиганты

140-1400

3

5

1

5

15

3

3

7

9

3600крупнейшие

28-140

29

12

10

40

16

25

13

33

4

252

крупные

14-28

53

6

15

61

11

20

20

50

270

средние

7-14

41

13

4

100

12

30

13

65

1

611

мелкие

<7,00

421

256

89

994

27

201

421

1759

16

19131

Всего

547

292

119

1201

85

280

470

1914

21

20273

Примечание. Регионы и преобладающие плитотектонические структуры,  сформировавшие НГБ:
I – Юго-Восточная Азия (активные континентальные палеоокраины,  островные дуги),
II – Австралия (пассивные континентальные палеоокраины,  надрифтовые депрессии),
III – Китай (надрифтовые депрессии),
IV – Западная Европа (надрифтовые депрессии),
V – Ближний и Средней Восток (пассивные континентальные палеоокраины),
VI – Африка (пассивные континентальные палеоокраины,  надрифтовые прогибы),
VII – Латинская Америка (орогены столкновения плит,  пассивные,  активные континентальные палеоокраины),
VIII – Канада (пассивные континентальные палеоокраины),
IX – Аляска (пассивная континентальная палеоокраина),
X – США (надрифтовые депрессии,  пассивные континентальные палеоокраины).

 
 

Рис. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В БАССЕЙНАХ МИРА,
ОБРАЗОВАННЫХ В РАЗНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ОБСТАНОВКАХ
(по Е.С.Ларской, Д.Клемме, В.В.Пайразяну, Г.Ульмишеку, В.Е.Хаину и др.)
1 – значения параметров: а – минимальные, б – максимальные;
2 – линия, показывающая отношение между числом нефтяных (а) и газовых (б) залежей;
3 – начальные потенциальные ресурсы нефти и газа

 

Первая из них – недостаточная разведанность бассейнов пассивных палеоокраин Восточной Сибири и арктических акваторий. На Восточную Сибирь приходится всего 3 % глубоких скважин, на арктические акватории – 0,0015 % общего числа скважин, пробуренных в регионах России. Плотность бурения отдельных регионов в России достигает 130 м/км2 (Северный Кавказ), в то время как бассейны Восточной Сибири, арктических акваторий, Дальнего Востока имеют плотность 0,1-9,0 м/км2, причем хуже всего изучены пассивные палеоокраины, особенно внешние зоны, трансформированные столкновениями плит. На схемах нефтегазогеологического районирования Восточной Сибири и арктических акваторий [2, 4] видно, что значительная часть территорий и акваторий принадлежит бассейнам пассивных континентальных палеоокраин и надрифтовым депрессиям, перспективы нефтегазоносности которых, как было показано, весьма значительны. Все крупные месторождения газа и нефти Восточной Сибири приурочены, в основном, к внутренним зонам пассивных палеоокраин.

Второй причиной, повлиявшей на отклонение закономерностей размещения месторождений УВ мира и России, является уникальность геологического строения Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна, образованного над межконтинентальным Обским рифтом в центре мегабассейна и континентальными рифтами по его периферии. Этими рифтами и надрифтовой депрессией обусловлены: громадная площадь мегабассейна, большие мощности осадочного чехла, благоприятные факторы нефтегазообразования, нефтегазонакопления, такие как наличие качественных нефтематеринских толщ, коллекторов, флюидоупоров, ловушек для нефти и газа. Важно также, что чехол здесь подстилается переходным тектоническим комплексом и складчатым основанием, представленным преимущественно осадочными породами, накопившимися на отдельных микроконтинентах. Ловушки для нефти и газа здесь формировались в разное время: доюрское (в палеозойском этаже нефтегазонакопления), юрско-меловое и олигоцен-антропогеновое. Последние формировались в северной части Западной Сибири, юрско-меловые ловушки – в южной половине мегабассейна. Формирование ловушек совпадало с массовой генерацией УВ.

 

Рис. 3. ОСНОВНЫЕ ПЛИТОТЕКТОНИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ АРКТИЧЕСКИХ АКВАТОРИЙ И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ СУШИ
Крупнейшие структуры: 1 – Северо-Амери­канский, Восточно-Европейский, Сибирский палеоконтиненты (древние платформы)
с архей-протерозойским кристаллическим фундаментом: а – выступы фундамента, б – фундамент, перекрытый осадочным чехлом, в – преобразованные части палеоконтинентов последующими (после накопления чехла) плитотектоническими процессами (складчатость, вулканизм, надвиги и др.), 2 – Баренцевский, Западно-Сибирский континентальные блоки (микроконтиненты), отколовшиеся от древних платформ палеоконтинентов и объединенные в последующем (рифей – палеозой) в мезоконтиненты (молодые эпирифейские и эпипалеозойские платформы) с древним кристаллическим фундаментом в пределах микроконтинентов, складчатым основанием и переходным комплексом в межблоковых зонах, 3 – Арктический (Арктида) блок и микроконтиненты, отколовшиеся от древних платформ и объединенные в последующем (рифей, палеозой, ранний мел) в мезоконтинент (молодая эпираннемеловая платформа с кристаллическим фундаментом в пределах микроконтинентов, складчатым основанием, переходным комплексом в межблоковых зонах: а – эпираннемеловая часть платформы, б – эпираннемеловая часть платформы, преобразованная позднемел-кайнозойской складчатостью; 4 – современные океаны, окраинные моря; крупные структуры: 5 – область схождения литосферных плит и причленения к окраинам континента островных дуг, террейнов континентальных блоков и др.: а – с юрского времени, б – с мелового времени, 6 – рифты: а – континентальные, б – океанические, оси спрединговых центров, 7 – наиболее глубокие (> 2 км) части океанических котловин (а), океанические поднятия, хребты (б), 8 – вулканогенные пояса активных континентальных окраин, 9 – пассивные континентальные окраины: а – позднемел-кайнозойские, нетрансформированные столкновением плит, б – древние, трансформированные столкновением плит, 10 – орогены столкновения плит (складчатые пояса разного возраста): а – гренвильские, байкальские, б – каледонские, в – герцинские, г – мезозойские, д – позднемел-кайнозойские; 11 – разломы: а – фронтальные зоны складчатости, надвиги, б – крупные сдвиги; 12 – древние массивы: а – террейны, палеомикроконтиненты, б – древние массивы, остатки палеоконтинента Арктида на поверхности; границы: 13 – палеоконтинентов: а – малоизмененных последующими плитотектоническими процессами, б – переработанных последующими тектоническими процессами, 14 – палеомезоконтинентов: а – рифей-вендских (Баренция), б – рифей-палеозойских (Западная Сибирь), палеозойских (Норвегия), в – рифей-палеозойских, раннемеловых (Арктида), 15 – суша и моря, 16 – области вечной мерзлоты Гренландии; крупные палеоконтиненты (древние платформы): А – Северо-Американская, Б – Восточно-Европейская, В – Сибирская; палеомезоконтиненты (буквы в кружках): Г – Баренция, Д – Западно-Сибирский, Е – Арктида, Ж – Норвежский; наиболее глубокие части современных океанов (буквы в квадратах): З – Атлантического, И – Северного Ледовитого, К – Тихого; плитотектонические структуры в пределах палеоконтинентов, мезоконтинентов и современных океанов  (римские цифры в кружках): Северо-Американская платформа: I – непреобразованная часть, II – преобразованная последними тектоническими процессами часть; Восточно-Еропейская платформа: III – непреобразованная, IV – преобразованная часть; Сибирская платформа: V – непреобразованная, VI – преобразованная; орогены столкновения плит (складчатые пояса) (арабские цифры в кружках): 1 – Южно-Гренландский (раннепротерозойский), 2 – Восточно-Гренландский (среднепалеозойский), 3 – Северо-Гренландский (среднепалеозойский), 4 – Иннуитский (позднепалеозойский), 5 – Брукса (позднемел-палеогеновый), 6 – Врангеля (позднемел-палеогеновый), 7 – Чукотский (предоксфорд­ский, повторные деформации в раннем мелу), 8 – Южно-Анюйский (раннемеловой), 9 – Южно-Таймырский (позднепалеозой-триасовый), 10 – Новоземельский (среднепалеозой-триасовый), 11 – Уральский (позднепалеозой-триасовый), 12 – Шпицбергенский (среднепалеозойский), 13 – Скандинавский (среднепалеозойский); крупные сдвиги: 14 – Хатангский, позднемел-палеогеновый, 15 – Пайхойский, позднепалеозойский; террейны: 16 – Омолонский, 17 – Охотский; глубоководные котловины современных океанов и время их раскрытия: 18 – Норвежская (K2-P1), 19 – Лофонтеновская (K2-P1), 20 – Евразиатская (P1), 21 – Макарова (К2-Р1), 22 – Амеразийская (J3-K1); океанические хребты: 23 – Гаккеля, 24 – Ломоносова, 25 – Альфа, 26 – Менделеева; активные окраины Евразии и Северной Америки: 27 – Евразиатская, 28 – Северо-Американская, 29 – Охотско-Чукотская; 30 – позднемел-современные пассивные континентальные окраины;  континентальные массивы: 31 – Карский, 32 – Чукотский

 

Другим важным регионом, где широко развиты бассейны рифтов и пассивных континентальных палеоокраин, являются арктические акватории. Выяснение геодинамической эволюции этого региона позволило разработать плитотектонические модели нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов, установить стратиграфический диапазон слагающих их тектонических комплексов (чехла, переходного, складчатого основания, фундамента), определить основные плитотектонические структуры (рис. 3), осуществить нефтегазогеологическое районирование [2, 4]. Плитотектонические структуры региона сформировались в пять главных этапов: рифей-раннекембрийский, среднекембрий-раннедевонский, среднедевон-триасовый, юрско-меловой, позднемел-кайнозойский. Главными структурами, определяющими строение разных районов Арктики, являлись: Северо-Американский, Восточно-Европейский, Сибирский палеоконтиненты (древние платформы). В процессе геодинамической эволюции от них откалывались микроконтиненты, в последующем в результате столкновения плит они соединялись, образуя мезоконтиненты (молодые платформы) разного возраста, например Западно-Сибирский (средний рифей), Баренцевоморский (конец рифея – начало венда), Арк­тический. Последний в разных частях преобразовался столкновением плит в палеозое перед аптом и в конце позднего мела – палеогене, т.е. палеоконтиненты, палеомезоконтиненты в процессе геодинамической эволюции и накопления осадочного чехла постоянно усложнялись, часть их (на краях) превращалась в складчатые поя­са, образуя складчатое основание либо переходный тектонический комплекс (см. рис. 3). Палеоконтиненты и палеомезоконтиненты в разное время, начиная с рифея, разделялись Доуральским, Палеоазиатским, Япетусским, Уральским, Панталасским, Южно-Анюйским, Северным Ледовитым океанами. В результате формирование НГБ в разных районах арктических акваторий России происходило по-разному. В целом здесь можно выделить четыре района: Западный (Баренцево, Печорское, Белое, Карское, Норвежское моря), Центральный (море Лаптевых, Северный Ледовитый океан), Восточный (Восточно-Сибирское, Чукотское моря, котловина Макарова) и Дальневосточный (Берингово море).

В образовании бассейнов западной части региона решающая роль принадлежала перемещениям Восточно-Европейского, Северо-Американского палеоконтинентов, палеомезоконтинентов Баренция и Арктида, а восточной части – дрейфу Сибирского, Северо-Американского палеоконтинентов и палеомезоконтиненту Арктида. Промежуточное положение занимают центральные районы Арктики (море Лаптевых и Евразиатский океанический бассейн). Осадочный чехол западной части Арктического региона охватывает разрез от палеозоя до кайнозоя (возможно, рифея), восточной – в основном, мезозоя и кайнозоя, а в центральной – верхнего мела и кайнозоя. Ниже осадочного чехла в этих районах залегают разные тектонические комплексы: кристаллический и океанический фундаменты, складчатое основание, переходный. В западной части Арктики в основании большинства НГБ залегает кристаллический фундамент, в восточной части чехол чаще всего подстилается складчатым основанием, в центральной – океаническим фундаментом, складчатым основанием, в дальневосточной – складчатым основанием.

Исходя из описанных плитотектонических моделей [2] нефтегазогеологического районирования, предварительно оценены перспективы нефтегазоносности Восточной Сибири и арктических акваторий России [4]. Особое внимание уделено анализу возможностей выявления крупных месторождений в нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнах. Выяснено, что для их формирования, в первую очередь, необходимы: а – большой объем осадочных отложений; б – пребывание плит в умеренных широтах, что способствует формированию качественных нефтематеринских толщ, резервуаров для УВ (в том числе карбонатных); в – наличие зон сочетания очагов генерации и зон аккумуляции при режиме средних скоростей осадконакопления; г – одновременное протекание процессов генерации УВ и формирования ловушек для нефти и газа, что увеличивает эффект аккумуляции эмигрирующих УВ; наличие: д – крупных ловушек, е – зон развития соленосных и глинистых покрышек, ж – участков повышенных температурных градиентов, что ускоряет процесс генерации, препятствует уменьшению пористости, з – зон унаследованного развития поднятий в пределах внутренних (платформенных частей) пассивных палеоокраин, способных длительное время аккумулировать УВ.

Самые крупные скопления УВ в мире сконцентрированы в пределах длительно развивающихся (более 300 млн лет) пассивных окраин, например Персидской, Аляскинской и др., трансформированных столкновением плит в мел-кайнозойский этап развития. Помимо указанных критериев признаком наличия крупных газовых месторождений могут быть проявления жестких термобарических условий, развитие терригенных угленосных толщ, зоны высокой газонасыщенности пластовых вод и инверсии (смены погружения бассейна, его длительным воздыманием). Большинство отмеченных признаков, способствующих образованию крупных месторождений нефти и газа, характерны для НГБ Восточной Сибири и арктических акваторий. Учитывая это и другие особенности, полагаем, что крупные по запасам месторождения газа и нефти возможно обнаружить в пределах бассейнов длительно формировавшихся пассивных континентальных палеоокраин, трансформированных столкновением плит. К ним относятся Енисейско-Анабарский, Лено-Вилюйский, Восточно-Енисейский, При­саянский, Восточно-Арктический. В бассейнах надрифтовых депрессий крупные месторождения газа и нефти можно выявить в пределах Южно-Карского, Ямальского, Гыданского суббассейнов и Баренцевоморского ГНБ. С меньшей уверенностью предполагаются открытия крупных скоплений газа и нефти в акваториях Лаптевского потенциально нефтегазоносного бассейна.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Актуальные проблемы геологии нефти и газа /Под ред. В.П.Гаврилова. – М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005.
2. Клещев К.А. Плитотектонические модели нефтегазоносных бассейнов России / К.А.Клещев, В.С.Шеин // Геология нефти и газа. – 2004. – № 1.
3. Хаин В.Е. Геодинамические обстановки нефтегазоносных бассейнов СССР / В.Е.Хаин, К.А.Клещев, Б.А.Соколов, В.С.Шеин // Поиски нефти и газа. – М.: Изд-во ВНИГНИ, 1989.
4. Шеин В.С. Геология и нефтегазоносность России. – М.: Изд-во ВНИГНИ, 2006.


©  В.С. Шеин, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2007-2.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru