Глава XIV

О ПРОИСХОЖДЕНИИ ФЛЮИДОВ, ФАКТОРАХ ИХ МИГРАЦИИ И ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ВОДНОЙ СРЕДЕ

В.А. Кротова

Глава из монографии В.А. Кротовой «Нефтепоисковые гидрогеологические критерии», с.248-254 Л., Недра, 1969.

Основным вопросом проблемы формирования залежей нефти и газа является вопрос о миграции нефтяных углеводородов, который тесно связан с динамикой самих вод, способствующих перемещению их как в горизонтальном, так и в вертикальном направлениях из одних гидродинамических зон в другие. Следовательно, неразрывность водной миграции химических элементов, углеводородов и в целом единство динамики и химизма подземных флюидов являются тем важным моментом, который во многом определяет и их нефтепоисковое значение в конкретных геологических условиях.

При решении указанных вопросов следует исходить из основных установленных в земной коре геологических, гидрогеологических, гидрогеохимических и других закономерностей пространственного распространения, и изменения состава углеводородных скоплений в водной среде.

Каковы же эти закономерности, вытекающие из комплексного анализа всего изложенного выше материала?

Первая закономерность, которую следует рассматривать в широком региональном плане (например, в плане всей Русской и других платформ), заключается в том, что в системе артезианских бассейнов преобладающее большинство нефтегазоносных бассейнов приурочено к краевым участкам платформ (и их прогибам), приближенным к горноскладчатым областям, бывшим геосинклиналям (Уральской, Кавказской, Карпатской, Тянь-Шаньской, Саянской, Верхоянской и др.). Эта закономерность в распространении нефтегазоносных бассейнов в артезианских системах является ведущей, однако она имеет исключения. Часть нефтегазоносных бассейнов приурочена к грабенообразным впадинам, например, Днепровско-Донецкий, Рейнский и др. Исключением является и самый крупный в мире Западно-Сибирский бассейн. Его соседство с Уральской складчатой областью не дает основания говорить о влиянии Урала на нефтегазоносность этого бассейна, поскольку бассейн является более поздним сооружением, чем: Урал.

Очень интересной нам представляется мысль, которую последнее время, высказывают некоторые исследователи в отношений Западно-Сибирского, бассейна (В. Д. Наливкин, Н. В. Шаблинская, В. П. Маркевич), оценивающие его как активизированную платформу с элементами зарождающейся геосинклинали. Надо сказать, что не только по геологическим показателям (длительный период прогибания, большая мощность осадков, наличие разломов в фундаменте, в частности Калтогорского глубинного разлома, неотектонических движений и т.д.), но и по высокому температурному режиму, наличию не только метановых, но и углекислых: газов, гидрокарбонатных вод невысокой минерализации в глубоких частях разреза и т.д. этот бассейн резко отличается от других платформенных бассейнов и прежде всего от расположенных по соседству от него Волго-Уральского и Тунгусского бассейнов. Все это заставляет очень внимательно отнестись к высказыванию упомянутых исследователей в отношении природы и характера Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Этот вопрос приобретает исключительный интерес особенно в связи с необычайным богатством бассейна углеводородами. Напрашивается «мысль» о том, не были ли столь же богаты углеводородами современные складчатые области в период своего геосинклинального этапа? Не это ли является дополнительным доказательством и объяснением закономерности размещения нефтегазоносных бассейнов главным образом в краевых частях платформ, граничащих с современными складчатыми областями?

Этот аспект исследования дает исключительно интересную перспективу для совместного исследования трех основных проблем нефтяной геологии.

Нефтегазоносные бассейны, в отличие от ненефтегазоносных артезианских бассейнов, обладают рядом специфических особенностей химического и газового состава подземных вод, а именно: преобладанием углеводородных, газов над азотными, более высокой фоновой упругостью растворенных в воде газов, как правило, более стабильным по площади и разрезу солевым составом подземных вод, низкими показателями сульфатности вод общего фона» бассейна, с преобладанием бессульфатных вод, высоким содержанием некоторых микрокомпонентов в фоне вод и т. д.

Второй важной закономерностью, проявляющейся все более четко внутри самих нефтегазоносных бассейнов, является приуроченность залежей и месторождений нефти и газа (особенно нефти) к зонам разломов, к грабенам и другим видам нарушений (как во внутренних частях бассейнов, так, и в прибортовых), а также к долинам рек, имеющим тектоническую природу, т. е. наблюдается приуроченность нефтяных и газовых залежей к ослабленным зонам земной коры, которые способствуют миграции и разгрузке подземных вод и в целом флюидов. Эта закономерность хорошо прослеживается на примере ряда нефтегазоносных бассейнов (Волго-Уральекого, Предкавказских, Зададно-Сибирского и др.). При этом наиболее крупные и многопластовые месторождения нефти и газа часто тяготеют к разломам внутри глубоких частей бассейна, где происходила или происходит разгрузка, более глубокозалегающих горизонтов подземных вод, что подтверждается, наличием многочисленных глубинных аномалий (геотермических, гидрохимических, газовых, гидродинамических и др.)

Указанные закономерности являются главными, ведущими для основной части нефтегазоносных бассейнов. Это совсем не значит, чти месторождения нефти и газа в. своем распространении подчиняются только этим закономерностям. Такой вывод был бы не точен, что вполне понятно, если учесть, что мы имеем дело с подвижными полезными ископаемыми, какими являются нефть и газ, которые при определенных геолого-тектонических условиях, могут, изменять место своего скопления и перемещаться в другие структуры или даже бассейны.

Кроме того, наличие нефти и газа в структурах бассейнов типа грабенов (например, Днепровско-Донецкий), оконтуренных  региональными  разломами, уходящими в глубокие недра, может быть связано с вертикальной миграцией нефтяных углеводородов в прошлом непосредственно из глубинных зон земной коры и подкоровых очагов.

Основные две закономерности, отмеченные выше, проявляются слишком широко и достаточно четко, чтобы их игнорировать при решении вопросов формирования и размещения углеводородных скоплений и прогнозной оценке новых территорий.

Одной из важных гидрогеологических закономерностей нефтегазоносных бассейнов является приуроченность наиболее крупных месторождений нефти к нижней гидродинамической зоне весьма затрудненного водообмена, представленной на платформах (особенно древних) неизменно водами хлоркальцирвого типа высокой минерализации и метаморфизации. Из этого вытекает, что условия формирования рассолов и концентрации в них нефтяных углеводородов с глубиной улучшаются.

Следует заметить, что это хорошо увязывается и с другой закономерностью, закономерностью изменения качественного состава нефтей. В нижней гидродинамической зоне нефти чаще всего имеют меньший удельный вес, меньшее содержание асфальтово-смолистых компонентов и серы, большую обогащенность легкими фракциями и т. д.

Все это позволяет связывать и образование нефтяных углеводородов с более глубокими частями разреза земной коры и большой ролью в этом процессе глубоких недр. Косвенным доказательством этого является обнаружение крупных скоплений нефти до глубин 2—4 км, а газовых и газоконденсатных на глубинах свыше 4—4,5 и до 6—7,5 км, как об этом свидетельствуют обобщения данных глубокого разбуривания недр в США и других странах [Соколов, Лоджевская, 1967].

О том, что орогенические движения в геосинклиналях и складкообразовательные процессы имели немаловажное значение в формировании компонентного состава рассолов и происхождении нефтяных углеводородов,•свидетельствует ряд фактов. Прежде всего это приуроченность наиболее крупных нефтегазоносных бассейнов к краевым частям платформ, вблизи складчатых сооружений. Важным доказательством является также характер региональных геохимических закономерностей вод и углеводородов на прилегающих платформах, например на Русской. Здесь имеется в виду закономерное изменение ряда показателей в направлении к указанным мобильным в прошлом зонам, а именно: увеличение минерализации и метаморфизации вод, обогащение их микрокомпонентами, смена азотных газов углеводородами, увеличение газонасыщенности и упругости растворенных газов, уменьшение удельных весов нефти, возрастание их газонасыщенности и т. д.

Интенсивное погружение бывших геосинклиналей и возникновение в них мощных толщ осадков обусловлено наиболее широким развитием на этих участках земной коры крупных систем разломов, стимулировавших прогибание геосинклинальных зон до момента инверсии и складкообразования.

Вряд ли следует отрицать, что по указанным разломам в осадочную толщу, насыщенную флюидами, могли поступать из подкоровых очагов газообразные и другие продукты.

Не следует забывать, что Уральская геосинклиналь длительное время была районом интенсивной вулканической деятельности (А.П. Виноградов и др., 1964). Эта деятельность проявлялась уже в докембрийское время и позднее в силуре, ордовике и девоне, а в период нижнепермских тектонических движений сопровождалась (на отдельных участках) соленакоплением на платформе[1]. Процессы последнего в кунгурское время были наиболее широко развиты в Предуральском прогибе и в краевых частях платформы.

Геохимические, геотермические и другие условия, наряду с указанными явлениями, обеспечивали в глубоких геосинклинальных зонах интенсивное протекание физико-химических реакций и благоприятные обстановки формирования высокоагрессивных вод (и паров), обладающих кислотными свойствами, ускоряющими процесс взаимодействия их с породами и другие процессы глубинного характера. Несомненно, к этим процессам не было нейтрально и заключенное в породах органическое вещество и другие компоненты состава пород. Можно думать, что при движении флюидов высокой температуры могли протекать процессы естественного экстрагирования различных растворимых веществ.

В периоды инверсии и орогенеза в геосинклинальных зонах, в частности Уральской, когда воздымались и выводились близко к поверхности глубокие части разреза, нарушались все виды равновесия (гидродинамического, гидрохимического, геохимического и др.), создавались новые условия протекания различных физико-химических процессов, что, по-видимому, способствовало и возникновению реакций неорганического синтеза углеводородов.

Указанные тектонические процессы, несомненно, обусловливали и перемещение флюдов, заключенных в воздымающихся частях разреза, на прилегающие платформы по коллекторам и проницаемым зонам. Это было неизбежно потому, что возникшая на месте области прогибания складчатая область обусловила и формирование самого артезианского бассейна (Волго-Уральского, Предкавказских и др.) и его водонапорной системы, явившись областью создания напора с большими, чем в настоящем, гипсометрическими высотами. При этом часть флюидов, несомненно, разгружалась в центральных и краевых зонах раскрывающихся геологических структур складчатых областей. Об этом свидетельствует заполнение трещин кальцитом, другими минералами, битумом и наличие твердых битумопроявлений.

Несомненно, что в этот период помимо благоприятных геолого-тектонических и гидродинамических факторов, стимулирующих процесс миграции флюидов в сторону платформ, более благоприятными были и пути латеральной миграции (лучшие коллекторские свойства водоносных пород из-за меньшей их уплотненности, еще не закрытые отложениями растворов трещины и т. д.). Характер же самих флюидов, их высокая температура, агрессивные физико-химические свойства облегчали продвижение их к платформенным структурам.

Из изложенного следует, что именно с периодами тектонической активности мобильных зон земной коры следует связывать основные этапы широкой латеральной миграции флюидов, в том числе миграцию углеводородов совместно с рассолами в сторону платформ, что хорошо объясняет и расположение большинства нефтегазоносных бассейнов вблизи складчатых областей,

Частая приуроченность нефтегазоносных и соленосных бассейнов к одним и тем же зонам вблизи складчатых областей, нередкие случаи проявления вулканизма и эффузивной деятельности в соленосных районах или вблизи них заставляют задуматься над этим вопросом и в дальнейшем подвергнуть его тщательному исследованию. В этом отношении представляют интерес попытки, сделанные в указанном плане Н.А. Кудрявцевым и другими исследователями.

При решении вопросов гидрогеологического прогноза нефтегазоносности современных территорий и бассейнов вопрос о происхождении нефтяных углеводородов не имеет решающего значения, ибо как бы они ни произошли, важно, что они попали в водную среду и теперь именно она является объектом исследования гидрогеологов.

К тому же последующие геолого-тектонические процессы обусловили вторичное перераспределение нефтяных углеводородов в структурах бассейнов и затушевали следы прошлого. Возникшие в последующее время нарушения внутри самих платформ и их окраинных зон стимулировали процессы латеральной и особенно вертикальной миграции и обусловили те закономерности в распределении подземных вод и нефтяных углеводородов, которые мы видим в настоящее время в изучаемых нами районах. И именно эти закономерности наиболее важны при прогнозной оценке территорий. Однако все изложенное имеет непосредственное отношение к вопросу о происхождении нефти и газа, который следует решать совместно с вопросами формирования их скоплений. И этот, последний, вопрос не может быть оторван от вопросов прогноза нефтегазоносности, если его рассматривать в широком плане, в аспекте теоретических проблем.

Обнаружение в настоящем твердых битумов на горных хребтах, в частности на Главном Кавказском хребте, на западном склоне Урала и других местах, является одним из веских доказательств того, что эти положения следует изучать и учитывать при решении теоретических проблем нефтяной геологии и гидрогеологии.

Нужно заметить, что связь миграции нефтяных флюидов и процессов формирования их скоплений с периодами тектонической активности земной коры и фазами складкообразования признается многими исследователями. В частности, с латеральной миграцией в сахалинскую фазу складчатости связывается формирование залежей нефти на Сахалине Е.М. Смеховым, С.Н. Алексейчиком, Н.Б. Вассоевичем и другими исследователями. Однако попытка увязать происхождение нефти и газа с процессами, происходящими в периоды проявления активного тектогенеза, в частности с процессами складкообразования, не делается. А это представило бы несомненный интерес, особенно если учесть те свойства подземных вод в условиях, высоких температур и давлений, о которых мы говорили. Многие исследователи на основе анализа геолого-тектонических, геохимических, гидрогеологических и других условий нефтегазоносности приходят к выводу о сравнительно позднем времени формирования современных залежей нефти и газа. Например, большинство исследователей Русской платформы (Н.К. Игнатович, А.И. Силин-Бекчурин, 3.Л. Маймин, Е.Л. Пештич и другие) считают, что процессы формирования залежей нефти и газа в карбоне и перми Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна происходили в основном в конце карбона, в перми и в послепермское время. Именно с этим временем связаны наиболее интенсивные движения на Урале, способствующие массовой латеральной миграции флюидов.

Следует иметь в виду, что в посленижнепермский период перестройка структурного плана и формирование самого Волго-Уральского артезианского бассейна происходили в условиях высокой гидрогеологической закрытости недр платформы. Это обусловливалось наличием в разрезе значительной мощности регионального водоупора гипсово-ангидритовой и соленосной толщи кунгура, что способствовало не только скрытой миграции флюидов и формированию скоплений нефти и газа, но и их сохранению.

То же можно сказать и в отношении Восточного Предкавказья, где формирование залежей большинство исследователей связывает с предакчагыльской и последующими фазами Кавказской складчатости.

Хотя складчатость в палеоцен-эоценовое время и явилась толчком, изменившим направление движения подземных вод с южного на северное, и, несомненно, могла способствовать миграции углеводородов и формированию залежей в имевшихся к тому времени структурах, но здесь еще не было в разрезе региональной покрышки, обеспечивающей их надежное сохранение. Только в результате появления в разрезе песчано-глинистой майкопской толщи возникли условия высокой геологической и гидрогеологической закрытости недр, способствующие сохранению залежей нефтяных углеводородов.

Именно поэтому и с гидрогеологической точки зрения предакчагыльская и последующие фазы геотектогенеза явились наиболее эффективными для формирования залежей современного структурного плана Предкавказья. Движение подземных вод и в целом флюидов в указанный период, по-видимому, имело очень сложные пути и направления, тем более что было связано с перестройкой самого структурного плана этого участка эпигерцинской платформы.

Последующие процессы раскалывания земной коры как на Русской платформе, так и в Предкавказье способствовали возникновению зон глубинной разгрузки, которые в свою очередь стимулировали как латеральное, так и вертикальное движение подземных: вод и нефтяных флюидов, что объясняет вторую закономерность в размещении залежей нефти и газа, а именно: их приуроченность к зонам разломов и разгрузки подземных вод. Этот вопрос достаточно подробно рассмотрен ранее.

Из изложенного следует, что динамика подземных вод, повышенные скорости их движения, возникающие в периоды орогенеза, при перестройке структурного плана и раскалывании земной коры, играют исключительно важную роль для миграции нефтяных флюидов и формирования залежей нефти и газа. Созидающая роль динамики подземных вод в этих процессах, наиболее ярко проявляющаяся именно в указанные периоды, должна оцениваться как чрезвычайно важный гидрогеологический фактор, который следует учитывать при прогнозировании нефтегазоносности крупных территорий и бассейнов. Значительно меньше роль динамики подземных вод в латеральной миграции углеводородов в последующие периоды относительного тектонического покоя. Однако на участках крупных нарушений (разломов и др.) эта роль заметно повышается. Здесь широко развито вертикальное движение флюидов, которое в свою очередь, как указывалось, не может не вызывать их латеральной миграции по водоносным комплексам и горизонтам к зоне разгрузки. Изложенные выше положения находят отражение в предлагаемом нами комплексе критериев нефтегазоносности.

***


1 Во франское время в Днепровско-Донецком грабенообразном прогибе интенсивная вулканическая деятельность проявлялась также в периоды соленакопления.