viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

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

      А.И. Тимурзиев, (ОАО “ЦГЭ”)

 

 

 

Ведущая роль тектонических критериев в общем комплексе факторов, определяющих условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления, признается всеми исследователями. Большое место в ряду этих факторов отводится деформациям новейшего тектонического этапа. Отсутствие целенаправленных детальных исследований влияния новейших тектонических движений (НТД) на формирование и закономерности размещения скоплений УВ определяет в целом недооценку роли неотектогенеза на нефтегазоносность осадочных бассейнов. В связи с этим было выполнено детальное изучение новейшей тектоники запада Туранской плиты (Тимурзиев А.И., 1986, 1991) для установления ее связей с глубинным строением и нефтегазоносностью недр (Тимурзиев А.И., 1988), выработки количественных критериев неотектонического контроля (Тимурзиев А.И., 1989, 1992) и методов оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур (Тимурзиев А.И., 1988, 1993). Учитывая высокую степень геологической изученности и разведанности Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области (НГО) (доля разведанных запасов от суммарных прогнозных ресурсов УВ превышает 95 %), а также наличие данных о распределении запасов УВ в пределах структурно-тектонических зон и отдельных месторождений, в работе выполнен детальный анализ распределения запасов УВ в корреляции с количественными характеристиками НТД для обоснования неотектонических критериев нефтегазоносности недр.

        Основные черты новейшей структуры и морфоструктуры

Изучение НТД осуществлялось на основе комплексного анализа структуры и мощностей среднемиоцен-четвертичных отложений, а также рельефа дневной поверхности. Комплекс неотектонических исследований содержал: а – структурные построения и анализ мощностей; б – структурно-геоморфологические исследования. Последние включали морфометрические построения (карты морфоизогипс, расчлененности рельефа, линеаментов, количественного распределения (густоты) линеаментов) по локальным поднятиям, структурным элементам II порядка и Мангышлаку в целом.

Изучались особенности структурной дифференциации региона на неотектоническом этапе. С учетом выполненных структурных построений по Южно-Мангышлакскому прогибу и отметкам залегания останцов неогеновых отложений на хребтах Центрально-Мангышлакских дислокаций размах амплитуды НТД на Мангышлаке оценивается в 800 м, а с учетом значения среднеплиоценового денудационного среза приближается к 1000 м.

Амплитуда большинства структурных элементов II порядка наполовину (Тюб-Караганский вал, Чакырганский прогиб, Беке-Башкудукский вал, Жетыбай-Узеньская ступень) и более (Каратауская мегантиклиналь, Кокумбайская ступень, Песчаномысско-Ракушечный свод, Аксу-Кендырлинская ступень) была достигнута за позднемиоцен-четвертичное время. С позднемиоцен-четвертичным этапом тектонических движений связано формирование как современной структуры Южно-Мангышлакского прогиба и осложняющих его структурных элементов, так и асимметричность его бортов. Прирост амплитуды локальных структур юрско-нижнемиоценового комплекса за среднемиоцен-четвертичное время составляет от 20-80 (Узень, Карамандыбас, Тенге и др.) до 50-100 % (Дунга, Тамды и др.). Установлена строгая закономерность, согласно которой прирост амплитуды за это время испытали только новообразованные по юрским отложениям поднятия Южно-Мангышлакского прогиба.

По характеру дифференцированности НТД на Мангышлаке выделены региональные линейные максимумы активности (Карабогазская, Песчаномысско-Ракушечная, Тасбулат-Тенгинская, Беке-Башкудукская и Каратауская), разделенные глубокими минимумами активности. Чередование линий максимумов и минимумов активности НТД связано с проявлением региональных зон растяжения и сжатия новейшего времени, тяготеющих к антиклинальным (сводовым) поднятиям и синклинальным прогибам доновейшего заложения.

Установлено закономерное изменение абсолютных значений максимумов активности НТД по структурным зонам (рис. 1):

Рис. 1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
НА ФОНЕ КАРТЫ РАЙОНИРОВАНИЯ ГРАДИЕНТА АМПЛИТУД НТД (Южно-Мангышлакская НГО)

 

1 – месторождения нефти и газа; 2 – непродуктивные структуры; 3 – южная граница складчатого борта центрально-мангышлакских дислокаций; 4 – шкала расчлененности подошвы среднемиоцен-четвертичных отложений, км/км2: а – 0-0,2; б – 0,2-0,4; в – 0,4-0,6; г – 0,6-0,8; д – 0,8-1,0; е – 1,0-1,2 и более

Amax = a + (n – 1)b,

где Аmax – максимальное значение активности НТД по зонам; а, b – постоянные:
а = 8 ´ 0,05 км/км2 и 10 м/км,
b = 6 ´ 0,05 км/км2 и 5 м/км для показателя расчлененности и градиента регионального наклона подошвы среднемиоцен-четвертичных отложений соответственно;
n – порядковый номер зоны максимумов активности НТД (с юга на север).

Экстраполируя эту закономерность в область Центрально-Мангышлакских дислокаций, получаем значение Аmax для региона (38 ´ 0,05 км/км2 – расчлененность и 35 м/км – градиент регионального наклона подошвы среднемиоцен-четвертичных отложений).

Для большей части района исследований (северный борт Южно-Мангышлакского прогиба), характеризующегося восходящими движениями в новейшее время, установлены прямые соотношения между гипсометрией поверхности современного и предъюрского рельефа. С учетом установленных прямых связей между гипсометрией рельефа и подошвой среднего миоцена, описываемой зависимостью , подошвой среднего миоцена и горизонта Ю-1 средней юры, описываемой зависимостью , обоснован вывод об унаследованном развитии Южно-Мангышлакского прогиба на протяжении платформенного и новейшего этапов развития.

Морфометрические особенности расчленения рельефа Южно-Мангышлакского плато при общности физико-географических условий и литологического состава бронирующих пород контролируются структурно-тектоническим планом и новейшей активностью недр. Региональные черты расчленения рельефа выражены в крупной полосовой зональности, являющейся геоморфологическим выражением неоднородности тектонически напряженного состояния земной коры. Установлена прямая зависимость региональной и локальной изменчивости рельефа (увеличение глубины и густоты расчленения) от активности (амплитуды и дифференцированности) НТД и корреляция между степенью расчлененности современного, предмелового и предъюрского рельефа, а также поверхности фундамента.

По результатам анализа количественного распределения линеаментов выполнено районирование Южно-Мангышлакского прогиба. По характеру новейшей раздробленности земной коры выделено три типа структур, контролирующих повышенную трещиноватость пород осадочного чехла и фундамента: а – краевые региональные зоны дробления по периферии крупных блоков фундамента над глубинными разломами земной коры; б – внутриблоковые линейные зоны трещиноватости, контролируемые региональными разломами; в – локальные зоны и поля повышенной трещиноватости в пределах антиклинальных структур. Карта густоты линеаментов при интерпретации рассматривалась как поле трещиноватости, при этом значения параметра служат количественной мерой значений тектонических напряжений новейшего времени, вызвавших деформацию пород. Мозаика поля густоты линеаментов характеризует площадную неоднородность тектонических напряжений новейшего времени, а принцип унаследованности развития позволяет связывать аномалии густоты линеаментов с активизированными структурами (пликативными и дизъюнктивными) чехла и фундамента.

Количественное изучение линеаментов показало их крайне неравномерное распределение по площади. В региональном плане изменение густоты линеаментов и расчлененности рельефа подчиняется общей зональности в дифференциации НТД, что позволяет использовать морфометрические построения для количественной оценки активности НТД, новейшей раздробленности и проницаемости земной коры.

        Анализ и оценка влияния НТД на нефтегазоносность недр

Южно-Мангышлакский прогиб.
Анализ палеотектонических по­строений показал, что современная асимметрия бортов Южно-Мангышлакского прогиба по горизонтам платформенного чехла возникла в результате среднемиоценовых деформаций и в предсреднемиоценовое время имел место противоположный уклон бортов с превышением южного борта над северным до 500 м.

Промышленные скопления УВ (99 % разведанных запасов Южно-Мангышлакской НГО) локализованы в пределах структурно-тектонических зон, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в среднемиоцен-четвертичное время. С учетом выводов о решающей роли позднекайнозойских тектонических движений в формировании современного структурного плана Южно-Мангышлакского прогиба и осложняющих его структурных элементов II (зоны нефтегазонакопления) и III (месторождения нефти и газа) порядков значение палеотектонического фактора как критерия нефтегазоносности может рассматриваться только в объеме неоген-четвертичного времени.

Амплитуда, знак и дифференцированность (градиент амплитуд) НТД количественно характеризуют важнейшие составные неотектогенеза. Их учет составлял основу неотектонического районирования. По знаку и амплитуде НТД выделены следующие области:

1 интенсивного прогибания в среднемиоцен-нижнеплиоценовое время и умеренного поднятия в среднеплиоцен-четвертичное время (осевая зона и южный борт Южно-Мангышлакского прогиба, северо-западный склон Кара-Богазского свода, западная периклиналь Беке-Башкудукского вала и южное крыло Тюб-Караганского вала с суммарными амплитудами среднемиоцен-четвертичных движений от -250 до 0 м);
2 умеренного прогибания в среднемиоцен-нижнеплиоценовое время и интенсивного поднятия в среднеплиоцен-четвертичное время (западная часть северного борта Южно-Мангышлакского прогиба, западная периклиналь Беке-Башкудукского вала, Тюб-Караганский вал и Бузачинский свод с суммарными амплитудами среднемиоцен-четвертичных движений от 0 до 250 м);
3 ограниченного прогибания в среднемиоцен-нижнеплиоценовое время и максимального поднятия в среднеплиоцен-четвертичное время (свод и восточная периклиналь Беке-Башкудукского вала, Каратауская мегантиклиналь, Восточно-Мангышлакские дислокации с суммарными амплитудами среднемиоцен-четвертичных дви­жений от 250 до 500 м и более).

С учетом выполненного районирования подавляющее большинство месторождений и запасов УВ Южно-Мангышлакской НГО концентрируется в пределах зоны, переходной между областью интенсивного прогибания и максимального поднятия в среднемиоцен-четвертичное время. На кумулятивных графиках распределения 70 % месторождений и более 95 % запасов УВ сосредоточены в диапазоне амплитуд от 0 до 150 м (2 область), составляющего менее 15 % размаха суммарных амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений. К узкому интервалу значений амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений от 100 до 150 м (2 область), составляющего 5 % размаха суммарных амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений, приурочено 71 % суммарных запасов УВ Южно-Мангышлакской НГО. В интервале значений амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений от -250 до 0 м (1 об­ласть) выявлено менее 5 % запасов УВ, а в интервале значений амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений от 150 до 500 м и более (3 область) залежи УВ не встречаются или являются полностью разрушенными.

Изменение фазового состава и физико-химических свойств УВ подчиняется следующей закономерности. Область интенсивного новейшего прогибания (1 область) характеризуется преимущественным газонакоплением, переходная область (2 область) – преимущественным нефтенакоплением и область максимального новейшего поднятия (3 область) – битумонакоплением. По групповому УВ-составу нефти Южного Мангышлака (1 и 2 области) относятся к типу метановых, Тюб-Карагана (2 область) – нафтеново-ароматических, в пределах Беке-Башкудукского вала (3 область) выделены битумы, асфальты, киры. Общее утяжеление УВ с увеличением амплитуд НТД отражает одну из основных закономерностей нефтегазоносности Южно-Мангышлакской НГО и связано с дегазацией и разрушением залежей УВ в условиях ослабления экранирующих свойств осадочного чехла и региональных флюидоупоров.

Закономерности стратиграфической приуроченности залежей УВ в зависимости от гипсометрического положения структур, установленные ранее (Юферов Ю.К. и др., 1973), объясняются особенностями новейшего структурообразования, определившими современную асим­метрию бортов Южно-Мангышлакского прогиба и высотные уровни локализации нефтегазовых резервуаров. На примере месторождений Жетыбай-Узеньской ступени установлена прямая связь высотного положения пластовых резервуаров юрской продуктивной толщи и контролируемых ими залежей УВ от амплитуд среднемиоцен-четвертичных движений. В соответствии с этой закономерностью расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносности и повышение стратиграфической приуроченности базисных горизонтов месторождений нефти и газа Южно-Мангышлакской НГО связано с увеличением активности (амплитуд и градиента амплитуд) НТД.

Основные закономерности пространственно-стратиграфического распределения нефтегазовых скоплений Южно-Мангышлакской НГО в зависимости от активности новейших деформаций земной коры находят свое подтверждение и количественное обоснование на картах активности (градиента амплитуд) НТД (см. рис. 1).

Главной закономерностью пространственного распределения скоплений УВ является их приуроченность к линейным зонам максимумов активности НТД. В пределах Южно-Мангышлакской НГО на долю месторождений со значениями активности НТД в интервале от 8 до 18, составляющего 21 % диапазона изменения значений активности НТД (от 0 до 38 ´ 0,05 км/км2), приходится 98 % суммарных запасов УВ. Ниже 6 и выше 18 значений активности НТД промышленные скопления УВ не обнаружены.

Стратиграфическая приуроченность залежей УВ подчиняется изменению активности НТД и характеризуется строгими количественными связями (табл.1).

Таблица 1

 

В интервале значений активности НТД 6-10 выявлены скопления УВ в доюрском комплексе (Северо-Ракушечное, Жиланды, Северное Карагие, Баканд, Пионерское и др.). При значении активности НТД от 10 до 12 диапазон нефтегазоносности расширяется за счет юрской продуктивной толщи (Южный Жетыбай, Тасбулат и др.). В интервале значений активности НТД от 12 до 14 установлена нефтегазоносность юрской продуктивной толщи (Тенге, Карамандыбас, Асар и др.). При значении активности НТД 14-16 стратиграфический диапазон нефтегазоносности расширяется за счет меловых отложений (Узень, Дунга, Эспелисай и др.). Залежи УВ мелового комплекса характеризуются активностью НТД выше 16 (Тюбеджик, Жангурши). Значению активности НТД > 18 отвечает верхний предел нефтегазоносности для Южно-Мангышлакской НГО.

На рис. 2 шкала запасов ΣQ (справа) и сплошная часть кривой II характеризуют распределение фактических значений разведанных запасов УВ, шкала запасов Q (слева) и штриховая часть кривой II – распределение расчетных значений теоретического распределения запасов УВ для симметричного относительно двух НГО очага генерации УВ. Аналитическая формула распределения разведанных запасов по структурным зонам –

lgQn+1 = a + b ´ lgQn.

В целом без учета мелких залежей южного борта Южно-Мангышлакского прогиба (Тамды, Южный Аламурын, Кендырли, Оймаша) с долей запасов не более 0,2 % суммарных запасов УВ Южно-Мангышлакской НГО установленная связь пространственно-стратиграфического распределения залежей и выявленных запасов УВ от активности НТД является закономерной и может служить оценочным критерием перспектив нефтегазоносности различных структурно-тектонических зон, масштабов прогнозируемых скоплений и их стратиграфической локализации в разрезе земной коры (рис. 2).

Рис. 2. ХАРАКТЕР СООТНОШЕНИЯ ГАЗОСОДЕРЖАНИЯ (I) И ДОЛИ ЗАПАСОВ УВ ОТ СУММАРНЫХ ЗАПАСОВ УВ РЕГИОНА (II) ПО СТРУКТУРНЫМ (АНТИКЛИНАЛЬНЫМ) ЗОНАМ С АКТИВНОСТЬЮ (АМПЛИТУДОЙ ) НОВЕЙШИХ ДЕФОРМАЦИЙ ЗЕМНОЙ КОРЫ В ПОПЕРЕЧНОМ ПРОФИЛЕ ЧЕРЕЗ БУЗАЧИНСКИЙ СВОД, ЦЕНТРАЛЬНО-МАНГЫШЛАКСКИЕ ДИСЛОКАЦИИ И ЮЖНО-МАНГЫШЛАКСКИЙ ПРОГИБ (ЗАПАД ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ)

 

Кривые амплитуды неотектонических движений: а – фактическая, отвечающая нормальному закону распределения,  б – теоретическая (восстановленная), отвечающая закону затухающей синусоиды; значения газосодержания и доли запасов УВ по антиклинальным зонам для смежных НГО: 1 – фактические, 2 – расчетные; структурные (антиклинальные) зоны: М – Морская, З – Заповедная, Кл – Каламкасская, Кр – Каражанбасская, К-Т – Кошак-Торлунская, Ц-М – Центрально-Мангышлакская, Б-Б – Беке-Башкудукская, У – Узеньская, Ж – Жетыбайская, Т – Тенгинская, БМФ – Большая Мангышлакская флексура; АкЗ – аконсервационная зона

В комплексе неотектонических критериев нефтегазоносности анализировались закономерности распределения скоплений УВ в зависимости от гипсометрии тектонического рельефа (амплитуда среднеплиоцен-четвертичных поднятий), расчлененности рельефа (дифференцированность рельефообразующих движений) и густоты линеаментов (новейшая раздробленность чехла). Анализ показал общий характер связей параметров пликативной (амплитуда, гипсометрия) и разрывной (градиент движений, густота линеаментов) составляющих неотектогенеза и морфогенеза с закономерностями пространственно-стратиграфического распределения зон нефтегазонакопления и единичных скоплений УВ.

Закономерное изменение всех охарактеризованных параметров неотектогенеза, а также наличие высокоградиентной зоны, совпадающей в плане по всем построениям с линией Тюб-Караганский вал – Беке-Башкудукский вал (западная периклиналь и свод) – Жетыбай-Узеньская ступень, предопределило как высотные уровни локализации залежей УВ и изменение фазового состава и физико-химических свойств УВ, так и преимущественную концентрацию основных запасов УВ Южно-Мангышлакской НГО в пределах этой зоны.

Результаты исследований свидетельствуют о формировании и размещении зон нефтегазонакопления и единичных скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами, между положительным и отрицательным знаками движений, зонах повышенных градиентов неотектонических движений.

В морфоструктурном плане им соответствует переходная между положительной (Центральный Мангышлак) и отрицательной (Южный Мангышлак) морфоструктурами I порядка региональная морфофлексура со средними значениями морфометрических аномалий расчлененности рельефа и густоты линеаментов. В пределах зон нефтегазонакопления месторождения нефти и газа приурочены к положительным морфоструктурам с максимальными значениями амплитуд, градиентов и скоростей неотектонических движений.

Бузачинский свод.
В связи с отсутствием на Бузачинском своде домиоценовых отложений градиенты амплитуд рассчитывались по восстановленным амплитудам (Горелов С.К., Розанов Л.Н., 1978). Установленное для Южного Мангышлака закономерное снижение стратиграфической приуроченности базисных горизонтов (основных запасов УВ), связанное с уменьшением амплитуд и градиента амплитуд НТД, отмечается и на Бузачинском своде.

С уменьшением амплитуды позднемиоцен-раннеплиоценовых поднятий (с юга на север и с запада на восток) происходит закономерное снижение стратиграфической приуроченности основных запасов и базисных горизонтов месторождений УВ. Из 75% запасов нефти, разведанных в юрских отложениях региона, 51 % приходится на месторождение Каламкас (амплитуда 50 м), а из 25 % запасов нефти, связанных с меловыми (неоком) отложениями, 17 % – на месторождение Каражанбас (амплитуда 150 м). При этом 100 % запасов нефти месторождения Каламкас приурочено к юре, а более 72 % месторождения Каражанбас – к мелу. По всем месторождениям Каламкасской антиклинальной линии 100 % запасов нефти локализовано в юрской толще, а по месторождениям Каражанбасской линии 50 % запасов нефти содержится в юре и столько же в мелу. Снижение стратиграфической приуроченности базисных горизонтов месторождений с уменьшением активности (амплитуд и градиента) неотектонических движений проявляется как внутри антиклинальных линий с запада на восток, так и по Бузачинскому своду в целом с юга на север.

В современном структурном плане региональные и зональные условия нефтегазоносности на западе Туранской плиты проявляются в преимущественном тяготении зон нефтегазонакопления и единичных скоплений УВ к гипсометрически приподнятым бортам прогибов, периклиналям и крыльям погружений сводовых и складчатых поднятий. Связь зон нефтегазонакопления с современным структурным планом проявляется в их концентрическом распределении относительно глыбово-складчатой зоны Центрально-Мангышлакских дислокаций, характеризующейся максимальной гипсометрией и расчлененностью современного рельефа. В региональном плане зоны нефтегазонакопления Южно-Мангышлакской и Бузачинской НГО образуют пояса стратиграфически одновысотного группирования скоплений УВ относительно эпицентра складчатой зоны. Стратиграфическая приуроченность запасов УВ концентрических дуг (поясов) закономерно снижается с увеличением их радиуса и удалением от глыбово-складчатой зоны. Распределение УВ в пределах запада Туранской плиты подчиняется не стратиграфической зональности, а образует в разрезе секущее стратиграфические горизонты объемное тело, границы которого формируют наложенную на структуру осадочных бассейнов нефтегазовую зональность. Изменение параметров нефтегазовой зональности (плотность запасов, площадные координаты и гипсометрический уровень концентрации запасов, фазовый состав и физико-химические свойства УВ) подчинено неотектонической зональности и на ее основе может прогнозироваться.

По результатам статистического анализа связей между запасами УВ месторождений Южно-Мангышлакской НГО и объемами резервуаров современных ловушек нефти и газа установлен логарифмический закон распределения

(IgQ = a + blgV),

позволяющий считать объем ловушек (при прочих условиях, обеспечивающих формирование залежей УВ) главным фактором, контролирующим масштабы нефтегазонакопления.

Таким образом, учет структурного фактора (объема ловушек) является необходимым условием любой прогнозной модели распределения УВ в недрах земной коры. Факт, что 2/3 структур, опоискованных по Западному Казахстану, б. СССР и миру в целом, являются непродуктивными, свидетельствует о недостаточности структурного фактора для нефтегазоносности недр и построения прогнозно-поисковых моделей.

Оценивая роль и место неотектонического критерия в комплексе критериев нефтегазоносности недр, подчеркнем его преимущественное влияние на масштабы вертикальной миграции УВ и сопутствующих флюидов в разрезе земной коры. Новейшая активность тектонических структур независимо от их типа и истории геологического развития определяет гипсометрический уровень локализации залежей УВ и служит таким образом в сочетании с экранирующими свойствами осадочного чехла и региональных флюидоупоров фактором стратиграфического распределения УВ в недрах земной коры.

        Примеры, подтверждающие установленные связи

Приведем примеры, подтверждающие связи нефтегазоносности недр с активностью новейших деформаций земной коры. Ввиду того, что по большинству НГБ отсутствуют данные по сопоставлению стратиграфического распределения нефтегазоносности по разрезу земной коры как функции изменения активности НТД, приведем ограниченное число примеров, в том числе, характеризующие эту связь качественно.

Месопотамский прогиб.
Рассмотрение особенностей современного размещения скоплений нефти и газа по площади и разрезу в пределах Месопотамского прогиба позволило прийти к заключению, что возраст отложений, к которым приурочены уже выявленные, наиболее крупные залежи, по направлению от гор Загроса к Африкано-Аравийской платформе становятся все более древним [2].

1. В пределах пригеосинклинального крыла и центральной взбрососбросовой зоны прогиба наиболее крупные залежи нефти приурочены к третичным отложениям (месторождения Киркук, Гач-Саран, Масджид-Сулейман и др.).
2. Центральная взбрососбросовая зона по интенсивности складкообразования близка к пригеосинклинальному крылу. Гигантские скопления нефти здесь приурочены как к третичным (свита Асмари), так и верхнемеловым (Бангестан) отложениям: Ахваз, Марун, Ага-Джари, Биби-Хакиме и др.
3. В приплатформенном крыле прогиба крупнейшие и гигантские залежи нефти связаны с верхнемеловыми и главным образом нижнемеловыми отложениями (Румейла, Зубейр, Бурган, Магва-Ахмади, Сафания-Хафджи и др.).
4. На склоне Африкано-Аравийской платформы крупнейшие и гигантские залежи нефти приурочены к отложениям верхне-среднеюрского возраста (Гхавар и др.).

В тектоническом отношении Месопотамский прогиб представляет пограничную структуру, расположенную в зоне сочленения докембрийской Африкано-Аравийской платформы и геосинклинальной области Тавра-Загроса, являющейся ответвлением Альпийско-Гималайского складчатого пояса. Возраст основной складчатости неоген-четвертичный.

Предкавказье.
Для Восточного Предкавказья Н.А.Касьяновой (1988) установлена количественная связь между запасами УВ, направленностью и амплитудой новейших вертикальных движений. При этом установлено, что, чем выше новейшая активность территории, тем выше поднимается уровень стратиграфической приуроченности залежей нефти и газа. В частности, в Терской нефтегазоносной зоне, являющейся наиболее мобильной на новейшем этапе развития, промышленные скопления УВ встречаются вплоть до сарматских отложений. Положительно влияют на сохранность залежей УВ новейшие вертикальные движения амплитудой поднятия до 2000 м (с верхнесарматского времени), выше этого предела новейшие движения играют негативную роль в сохранности залежей.

На примере Терско-Сунженского района В.И.Коноваловым (1988) установлена связь стратиграфических уровней локализации нефтегазоносности с интенсивностью проявления новейшего тектогенеза. Локальные структуры района по углам наклона плиоценовых отложений в присводовых частях крыльев условно подразделены на три крупные группы: 1 – интенсивно дислоцированные (углы наклона > 15o); 2 – среднедислоцированные (8-15o); 3 – слабодислоцированные (до 6-8o).

1. Для интенсивно дислоцированных структур (Карабулак-Ачалукское, Серноводское и др.) характерна сквозная миграция УВ c концентрацией больших скоплений преимущественно под верхними и наиболее мощными флюидоупорами верхнего миоцена и нижнего миоцена – палеогена соответственно в среднемиоценовых гранулярных и верхнемеловых трещинных коллекторах. На месторождениях, связанных с этим типом структур, отмечаются обильные признаки нефтегазоносности на поверхности, залежи или следы разрешенных залежей в отложениях среднего миоцена. Опыт разведочных работ свидетельствует, что в пределах интенсивно дислоцированных структур нет оснований прогнозировать наличие крупных скоплений УВ в нижележащем разрезе мезозоя (нижний мел, верхняя юра).
2. Для среднедислоцированных структур (Заманкульская, Алховская и др.) характерно отсутствие залежей в среднемиоценовых отложениях, формирование залежей в верхнемеловом комплексе, надсолевых и межсолевых образованиях верхней юры. Большая часть УВ сконцентрирована в подсолевых отложениях верхней юры.
3. В условиях слабодислоцированных структур (Арак-Далатарекская, Харбижинская и др.) основные скопления УВ прогнозируются в верхней юре. Эти структуры характеризуются отсутствием залежей в среднемиоценовых, верхнемеловых и большей части нижнемеловых отложений.

Тимано-Печорская провинция.
Основные запасы УВ Тимано-Печорской провинции приурочены к районам, характеризующимся градиентами регионального уклона от 40 до 80 м/км. В районах с меньшими и большими значениями градиентов запасы незначительны [4].

Западная Сибирь.
По данным [4] подобная же тенденция распределения ресурсов по районам с различными градиентами регионального уклона проявляется и для Западной Сибири, и можно считать справедливой связь максимальных запасов на платформах с зонами средних градиентов регионального уклона, свойственных данной территории.

Современные данные по глобальному распределению запасов и прогнозных ресурсов нефти и газа Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, опубликованные в работах [3, 5], позволяют объяснить закономерности их распределения соотношением активности НТД и экранирующих свойств региональных флюидоупоров. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция делится на две почти равные по площади, но существенно различающиеся по соотношению ресурсов жидких и газообразных УВ части – северную и южную. Примерно 65-70 % начальных ресурсов (~ 60 % невыявленных ресурсов) жидких УВ сосредоточено в южной части провинции. Основная часть ресурсов газообразных УВ приходится на север провинции (85-90 %). Большая часть начальных ресурсов нефти сосредоточена в неокомском комплексе – примерно 50 % всех ресурсов нефти провинции. Вторым по значимости является нижне-среднеюрский комплекс – чуть менее 20 %. Верхнеюрский (васюганский) комплекс содержит около 10 %, баженовский – 8 % и апт-альб-сеноманский – 7 %. Начальные ресурсы свободного газа распределены следующим образом: в апт-альб-сеноманском комплексе сосредоточено 50 % начальных ресурсов, в неокомском – ~ 30 %, в нижне-среднеюрском – > 12 % [3, 5].

Для Западной Сибири характерна следующая региональная зональность НТД: увеличение амплитуд и градиентов амплитуд НТД с юга на север и от краевых частей (не от складчатых бортов) к осевой зоне прогиба с максимальными значениями параметров активности НТД в пределах центральной осевой зоны северной части прогиба. Этой же зональности подчинено и общее увеличение мощности осадочного чехла и региональной турон-датской покрышки. В соответствии с региональной зональностью НТД Западно-Сибирской провинции центральная зона северной области преимущественного газонакопления связана с плановым совмещением зон максимальных значений активности НТД и мощности осадочного чехла и региональной турон-датской покрышки. Максимальная проницаемость осадочного чехла для вертикальной миграции УВ обеспечила максимальную плотность УВ-потока и объемы поступления УВ в осадочный чехол (первичная фаза УВ-потока – парообразная газоводонефтяная смесь), которые здесь были выведены на максимально высокий стратиграфический уровень (сеноман) и обеспечены максимальными экранирующими и консервирующими свойствами турон-датской покрышки от последующего рассеяния газовых скоплений в пределах молодых новообразованных (неоген-четвертичных) гигантских ловушек УВ. Месторождения УВ характеризуются здесь максимальным этажом нефтегазоносности и числом залежей, максимальными плотностью запасов и коэффициентом заполнения ловушек.

Ослабление активности НТД на фоне сокращения мощности осадочного чехла и региональных флюидоупоров для южной области привело к относительно более низкой по стратиграфическому разрезу разгрузке и концентрации ресурсов УВ в разрезе неокома и юры. Как следствие южная область Западной Сибири характеризуется преимущественной нефтегазоносностью и высокими перспективами низов осадочного чехла и фундамента по нефти. Графики распределения разведанных запасов, прогнозных и суммарных ресурсов УВ (нефти и газа) Западной Сибири идентичны, повторяя друг друга для всех изученных нефтегазоносных комплексов за исключением апт-альб-сеноманского комплекса. Графики распределения разведанных запасов и суммарных ресурсов для нефти и газа диаметрально противоположны  (рис. 3). Сдвиг вниз по разрезу максимума на графике распределения ресурсов нефти и срезание крутой верхней ветви асимметрично-нормального распределения ресурсов газа являются прямым свидетельством того, что южная область преимущественного нефтена­копления Западной Сибири испытала интенсивную дегазацию и рассеяние газовой составляющей УВ-потока (ослабление свойств турон-датской покрышки) и по остаточным ресурсам УВ является недонасыщенной газом.

Рис. 3. ГРАФИКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ РАЗВЕДАННЫХ ЗАПАСОВ,
ПРОГНОЗНЫХ И СУММАРНЫХ РЕСУРСОВ УВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
ПО СТРАТИГРАФИЧЕСКИМ КОМПЛЕКСАМ

 

1 – разведанные запасы, %: а – нефти, б – газа; 2 – прогнозные ресурсы, %: а – нефти, б – газа;
3 – сумма запасов и ресурсов, %: а – нефти, б – газа

Таким образом, в соответствии с региональной зональностью НТД Западной Сибири повышение стратиграфической приуроченности базисных горизонтов (основных ресурсов УВ) и расширение стратиграфического диапазона нефтегазоносности месторождений нефти и газа Западно-Сибирской провинции связаны с увеличением активности НТД. Зональность фазового состава выявленных запасов и прогнозных ресурсов УВ является функцией экранирующих (консервирующих) свойств осадочного чехла и подчинена зональности распространения региональных флюидоупоров. В сочетании с объемом контролирующих ловушек активность НТД и экранирующие (консервирующие) свойства региональных флюидоупоров определили все многообразие количественного (плотность запасов УВ) и пространственно-стратиграфического распределения запасов и прогнозных ресурсов УВ Западной Сибири, их преобладающий фазовый состав и физико-химические свойства.

Саратовское Поволжье.
Анализ неотектонических характеристик (амплитуд и их горизонтальных градиентов) и данных о продуктивности более 160 локальных структур Саратовского Поволжья показал, что для продуктивности структур наиболее оптимальны умеренные значения амплитуд – 525-550 м (при диапазоне изменения по району от 200 до 875 м) и градиентов амплитуд – 15-25 м/км (при диапазоне изменения 0-47 м/км) [1].

Днепровско-Донецкая впадина.
Согласно Б.П.Кабышеву (1978) в верхневизей-серпуховском продуктивном комплексе нижнего карбона, содержащем 27 % разведанных запасов УВ региона, наибольшая часть запасов приурочена к структурам с амплитудой неоген-четвертичных движений 80-140 м и с градиентом этих движений 2-6 м/км, в нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе, содержащем 67,3 % разведанных запасов УВ, соответственно 100-160 м и 3-8 м/км. Налицо повышение как стратиграфического интервала локализаций, так и абсолютных запасов УВ региона с увеличением  активности НТД. Самое главное в аспекте нашей аргументации то, что 94,3 % запасов УВ Днепровско-Донецкой впадины сконцентрировано в узком, строго фиксированном интервале амплитуд и градиентов амплитуд НТД, характеризующем средние значения активности НТД (табл. 2). Недостающие 5,7 % запасов приходятся на девонский комплекс со значениями амплитуд 30-80 м и градиентами амплитуд 1-2 м/км.

Таблица 2

 

Сравнение табл. 1 и 2 позволяет сделать вывод, что распределение запасов УВ в пределах Днепровско-Донецкой впадины подчинено установленному закону, имеет количественное выражение и может служить инструментом прогноза стратиграфической локализации прогнозных запасов УВ в разрезе прогнозируемых структур.

Таким образом, на примере ряда нефтегазоносных бассейнов различного возраста, тектонического строения и истории развития показано универсальное свойство (закон) распределения запасов УВ по разрезу земной коры, заключающееся в закономерном тяготении промышленных скоплений УВ к средним между максимальными и минимальными для конкретных территорий значениям градиентов амплитуд (скорости) неотектонических движений. При этом стратиграфическая локализация залежей и основных запасов УВ месторождений находится в строгой функциональной связи с количественными параметрами активности НТД (градиент амплитуд и скорости) и может прогнозироваться с высокой степенью достоверности.

Результаты палеотектонического анализа по ряду НГО б. СССР и мира приводят к выводу о нефтегазоносности структурных элементов, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в неоген-четвертичное время. Вместе с тем неотектонические движения положительного знака при значительных амплитудах играют негативную роль при формировании залежей нефти и газа (нарушение герметичности и дегазация недр). Последнее имеет место в пределах складчатых бортов нефтегазоносных областей, где нефтегазовые скопления выведены в приповерхностные условия и разрушены.

Все это определяет необходимость использования количественных параметров НТД для определения нижних и верхних пределов активности, характеризующих их позитивную и негативную роль в формировании зон нефтегазонакопления.

Как известно, параметры активности НТД для различных нефтегазоносных бассейнов имеют широкий диапазон изменения. Абсолютные значения амплитуд и градиентов амплитуд (скорости) НТД различных нефтегазоносных бассейнов могут отличаться на порядок (Южный Мангышлак, Предкавказье). Активность НТД ослабевает в ряду геоструктурных элементов от горных (складчатых и глыбово-складчатых) сооружений, предгорных (межгорных) прогибов к платформам. Однако независимо от возраста горно-складчатых сооружений и платформенных областей НТД проявились повсеместно, отличаясь лишь активностью движений (амплитудой, знаком и дифференцированностью).

Для всех проанализированных нефтегазоносных бассейнов установлен единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами, зонах нефтегазоносных бассейнов со средними значениями градиентов амплитуд и скоростей неотектонических движений.

Таким образом, говоря о конкретных значениях или интервалах изменения активности НТД, определяющих нефтегазоносность разреза, следует иметь в виду средние между максимальными и минимальными значениями параметров для отдельного конкретного нефтегазоносного бассейна. В абсолютных значениях активность (градиент амплитуд и скорости) НТД, контролирующая нефтегазоносность недр, будет различной для различных нефтегазоносных бассейнов, но относительно максимальных и минимальных значений (диапазона изменения) конкретного бассейна это значение будет одинаковым – средним. Это указывает на относительный характер влияния активности НТД на нефтегазоносность недр. При этом показательно, что в интервале значений активности НТД, контролирующих нефтегазоносность конкретного осадочного бассейна, в сторону увеличения значений активности НТД будут повышаться стратиграфический диапазон и гипсометрический уровень концентрации запасов УВ. В целом для каждого нефтегазоносного бассейна можно определить свой ряд значений градиента скорости НТД, контролирующий стратиграфическое распределение УВ в разрезе земной коры.

Сформулированный закон стратиграфического изменения и пространственной локализации основных запасов УВ как функции изменения по площади активности НТД позволяет прогнозировать стратиграфический интервал нефтегазоносности осадочных бассейнов в пределах различных зон, в том числе не изученных бурением. Можно с большой долей вероятности утверждать, что нет нефтегазоносных бассейнов, где бы установленная связь пространственно-стратиграфического распределения УВ с активностью НТД не соблюдалась. Отсутствие таких связей свидетельствует не более чем об отсутствии достоверных сведений о количественных параметрах активности НТД. Полученная связь отражает универсальный физический закон, которому подчинено глобальное распределение нефтегазоносности в недрах земной коры.

Основной закон распределения нефтяных месторождений, впервые установленный И.М.Губкиным (1957) на основе закономерной приуроченности территорий нефтегазонакопления в геосинклинальных областях к окраинным частям складчатых сооружений, находит свое подтверждение, объяснение и дополнение в установленных связях пространственно-стратиграфического распределения УВ как функции активности НТД. Глобальным следствием установленных связей является региональная нефтегазоносность континентального шельфа как структурного проявления второй планетарной высокоградиентной ступени геоида Земли, сформированной тектоническими движениями завершающей фазы альпийского тектогенеза.

Нефтегазоносность первой планетарной (континентальной) ступени, связанная с окраинными частями складчатых сооружений, была установлена и названа И.М.Губкиным основным законом распределения неф­тяных месторождений. Установленные связи мы вправе по аналогии называть законом пространственно-­стратиграфического распределения УВ в недрах земной коры.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Грекова Н.В. Тектонические критерии оценки нефтегазоносности локальных структурных ловушек северо-западного обрамления Прикаспийской синеклизы / Н.В.Грекова, Н.И.Ускова // Нефтегазовая геология и геофизика. – 1980. – № 1.
2. Дитмар В.И. Некоторые закономерности размещения залежей нефти на территории Месопотамского прогиба / Критерии поисков зон нефтегазонакопления. – М.: Наука, 1979.
3. Конторович А.Э. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция: состояние сырьевой базы, прогнозы развития нефте- и газодобычи, актуальные проблемы недропользования / А.Э.Конторович, А.М.Брехунцов, Л.М.Бурштейн и др. // Тез. докл. научно-практической конференции “Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа”. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 2004.
4. Критерии раздельной оценки нефтегазоносности и газоносности (на примере Тимано-Печорской провинции) / Под ред. К.А.Черникова и др. – Л.: Недра, 1974.
5. Бурштейн Л.М. Сырьевая база нефтяной и газовой промышленности Западной Сибири: прогноз невыявленных ресурсов, закономерности их локализации, вероятная структура, динамика выявления. / Л.М.Бурштейн, В.Р.Лившиц, И.В.Жилина и др. // Тез. докл. научно-практической конференции “Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа”. – М.: Изд-во ИГиРГИ, 2004.

 


©  А.И. Тимурзиев, Журнал "Геология Нефти и Газа", 1-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru