Генезис скоплений углеводородов и гидрогеохимическая зональность нефтегазоносных бассейнов

А. В. Кудельский

В сб. «Гидрогеохимическая зональность и нефтегазоносность». М. Наука. –1988. с. 27-30.

Нефть как поликомпонентная органоминеральная ассоциация пред­ставляет собой жидкую горную породу — продукт эпигенетического пре­образования осадочных пород при безусловном участии глубинных про­дуктов и энергии мантийного и корового происхождения. Установленные для месторождений нефти, газа и газоконденсата закономерности их распространения в земной коре являются следствием процессов перера­ботки толщ преимущественно осадочных пород в условиях жестких температур (современных или древних) с образованием достаточно боль­ших объемов РОВ, обеспечивающих нефтегазообразование, накопление и сохранение УВ, в том числе в складчатых основаниях НГБ. «Крити­ческая» мощность толщи осадочных пород, эпигенетическое преобразова­ние которых обеспечивает нефтегазообразование и нефтегазонакопление, превышает 3,5—4 км, «критические» температуры (современные или палеотемпературы) в основании осадочных толщ 200—700° С. В НГБ с суммарной мощностью осадочных пород менее 4 км и мягкими геотер­мическими условиями (температура поверхности фундамента менее 200° С) нефтегазовые месторождения неизвестны. По данным В.В.Глушко и Р.М.Новосилецкого, максимальное количество месторождений .УВ связано с НГБ, температуры фундаментов которых превышают 300° С, а общая мощность осадочных образований более 10 км.

Формирование нефти осуществляется за счет продуктов преобразо­вания как сапропелевого, так и гумусового ОВ. По мнению А.Э. Конторовича, процессам термической деструкции гумусового ОВ обязаны своим существованием алифатические парафинистые нефти юрских отложений Западно-Сибирской плиты, Южно-Мангышлакского прогиба и других районов. Деструктивное образование продуктов, исходных для формиро­вания скоплений жидкой нефти и газообразных .УВ, имеет место на всех этапах катагенетического и метаморфогенного преобразования оса­дочных пород и связанного с ними ОВ. Экспериментальными исследова­ниями установлено затухание процесса термодеструкции по времени при заданной температуре, отрицательное влияние давления на развитие процесса термодеструкции в замкнутой системе и положительное значение возможности разгрузки — удаления подвижных продуктов, образующих­ся на отдельных ступенях термодеструкции. Экспериментальные данные свидетельствуют о полистадийном характере термического преобразова­ния ОВ и деструктивного выделения из него продуктов термолиза, причем даже из ОВ высоких степеней углефикации высвобождается (при соответствующих температурах) значительное количество газообразных веществ (УВ, в том числе тяжелые, пары воды, азот, водород, углекислый газ и др.).

В  связи   с   крайне   низкой   растворимостью   жидкофазной   нефти   в подземных водах и практически застойными гидродинамическими усло­виями в погруженных частях НГБ роль подземных вод в миграции и формировании нефтяных залежей незначительна. Мобилизация и после­дующее перемещение продуктов термического преобразования РОВ осуществляется с помощью и в составе суб- и надкритических гомогенных газожидкостных смесей.

Гомогенная газожидкостная смесь как геологическое тело отождест­вляется с первичными газоконденсатами (протогазоконденсатами). На глубинах экранирования и бокового растекания (внедрения в плас­товые системы) протогазоконденсатов в зависимости от величины гра­диентов давления и температуры происходит их полная или частичная фазовая дифференциация с выделением конденсационной воды, углеводо­родных и других газов, нефти. Можно полагать, что наряду с чисто физической конденсацией в формировании нефтяной фазы важную роль играют процессы полимеризации, реакции конденсации и циклизации углеводородных цепей, синтеза УВ за счет свободных радикалов и т. д. Все эти процессы, по-видимому, инициируются появлением структуро- и фазоформирующих свободных поверхностей в результате конденсации паров воды, а также поверхностей на границе фаз гомогенная газо­жидкостная смесь — пластовые воды. Часть воды протогазоконденсатов растворяется в объеме нефтяной фазы, давая начало солюционным водам. В связи с температурными ограничениями существования нефти как самостоятельной жидкой фазы (175—200° С и несколько выше) следует полагать, что последняя появляется в конечной стадии процессов мигра­ции протогазоконденсата в результате его дифференциации в верхних частях геологических разрезов. Тип залежи (газоконденсатная, нефтега­зовая, нефтяная, газовая) зависит от перепада температур и давлений на уровнях формирования протогазоконденсата и его расслоения в верхних частях разреза осадочных толщ, от соотношения проницаемостей и гидродинамических характеристик проводящих разломов и пересекае­мых ими пластовых резервуаров, от интенсивности процессов дегазации уже сформированных скоплений УВ и многих других факторов.

Результаты выполненного Д.А. Гроссгейм, Г.П. Шкребтой, А.М. Мед­ведевой, Л.Л. Багдасарян изучения палинологических комплексов неф-тей, конденсатов, газов и подземных вод свидетельствуют о весьма значительных масштабах вертикального перемещения .УВ в разрезе НГБ, подчиненном характере субгоризонтальной миграции и весьма незна­чительной динамичности подземных вод. Формирование залежей УВ при этом происходит как в зонах застойного и весьма застойного режима подземных вод, так и в зоне инфильтрационного водообмена.

В соответствии с указанным механизмом миграции происходит форми­рование нефтяных месторождений в эпиплатформенных бассейнах, в раз­резе которых осадочные образования погружены на глубины существова­ния суб- и надкритических температур (Лос-Анджелес, Вентура, Азово-Кубанский, Северо-Крымский, бассейны Сахалина, Японии, Южно-Кас­пийская впадина и др.). Результаты изучения палеотемпературных режи­мов различных участков территории СССР, выполненного по методике И. И. Аммосова с сотрудниками, свидетельствуют о том, что миграции нефтяных .УВ в состоянии суб- и надкритических гомогенных газожид костных смесей обязаны своим происхождением также нефтяные залежи внутриплатформенных структур, выполненных мощными толщами оса­дочных пород (некоторые бассейны Волго-Уральской области, НГБ Сарматско-Туранского линеамента и др.), а также залежи и группы залежей, соседствующие с подобными структурами.

Установленная А. А. Трофимуком с сотрудниками связь запасов нефти преимущественно с отложениями, отражательная способность витринита ОВ которых варьирует от 65 до 85% (температура 75—175° С, стадии катагенеза Б, Д и Г), касается аллохтонных скоплений УВ, образовавшихся за счет продуктов термического преобразования ОВ ни­жележащих и соответственно более измененных пород. В бассейнах, в разрезе которых осадочные породы с ОВ более высоких стадий катагенеза отсутствуют, залежи УВ неизвестны.

По характеру гидрохимической зональности НГБ делятся на две группы: а) бассейны с прямой зональностью; б) бассейны с элементами гидрогеохимической инверсии. Первая группа НГБ — это преимуществен­но древние гидрогеологические структуры докембрийского заложения с четко выраженной геотермической деградацией осадочных толщ, связан­ных с ними подземных вод и скоплений УВ. Бассейны второй группы пространственно тяготеют к областям мезозойско-кайнозойской и в мень­шей мере палеозойской складчатости и характеризуются активным совре­менным высокотемпературным эпигенезом осадочных пород. Рассматри­вая эпигенез осадочных образований как следствие реакций приспо­собления их к постоянно возрастающим давлению и температуре, в том числе необратимых реакций, связанных с высвобождением и потерей лету­чих компонентов, удалось установить прогрессивное обеднение некото­рыми элементами и соединениями (иод, ртуть, бор, бром, УВ, вода и др.) нижних частей разрезов по сравнению с верхними (явление отгона).

Геохимические эффекты высокотемпературного эпигенеза прослежи­ваются и при анализе распределения минерализации подземных вод в НГБ с различными геотермическими режимами и мощностями осадочных пород. Средние минерализации в бассейнах с кристаллическими основа­ниями закономерно возрастают с увеличением мощности осадочных пород до 5 км и температур в их основании до 75° С. По мере дальнейшего увеличения суммарной мощности осадочных образований и соответ­ственно температур на поверхности кристаллических фундаментов сред­ние минерализации подземных вод в бассейнах прогрессивно уменьшают­ся. В НГБ со складчатыми фундаментами эффект «распреснения» подзем­ных вод проявляется уже при мощности осадочных пород более 3 км. Приведенные данные свидетельствуют о том, что масштабы выделения «возрожденных» вод при эпигенезе тем больше, чем более значительны объемы осадочных пород и температуры в их основании.

Модель миграции УВ в составе гомогенной газожидкостной смеси во' многом альтернативна гипотезе миграции нефти в составе подземных вод, однако она не отрицает определяющего значения последних в процес­сах нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Действительная роль подземных вод в этих процессах сложнее, чем принято думать. Во многих своих аспектах она остается неизученной и требует постановки специаль­ных исследований. В настоящее время не вызывает сомнений, что именно подземная гидросфера с ее гигантской теплоемкостью и слабой сжимае­мостью определяет те термобарогеохимические режимы, без которых не­мыслимы процессы жесткого термолиза РОВ осадочных пород, мобилиза­ции, миграции УВ и стабилизации собственно нефти. Благодаря высокой минерализации подземных вод облегчается процесс фазового обособле­ния гомогенной газожидкостной смеси; во многом за счет пластовых вод и вод, выделяющихся в процессе термического преобразования органического и минерального комплексов пород, формируется атмосфера гомогенной газожидкостной смеси; поверхности на границе фаз смеси и пластовых вод (или поверхности конденсированной воды в объеме смеси) являются структуро- и фазоформирующими для жидких УВ; незначитель­ная динамичность пластовых вод и их высокая минерализация способ­ствуют сохранности залежей нефти и газа.

Авторы: 

Тематические разделы: