|
УДК 553.982:551.733.1(470.311) |
О ВОЗМОЖНОСТИ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И НЕФТЕГА3ОНАКОПЛЕНИЯ В НИЖНЕМ ОРДОВИКЕ МОСКОВСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ
С.П. Максимов, Т.Д. Иванова, А.И. Шибалин
К важнейшим критериям оценки перспектив нефтегазоносности недр относятся литолого-геохимические и палеогеографические условия накопления осадков, особенности последующего палеотектонического и гидрогеологического развития района в течение геологической истории. Исследования по центральным районам Русской платформы, проведенные во ВНИГНИ с 1966 по 1968 гг., несмотря на немногочисленность фактического материала, позволили, руководствуясь этими критериями, предварительно оценить возможность образования и накопления нефти и газа в отложениях нижнего ордовика.
Отложения пакерортского горизонта нижнего ордовика Московской синеклизы соответствуют основным требованиям, предъявляемым к нефтематеринским породам (К.Ф. Родионова и С.П. Максимов, 1969 г.). Они распространены в пределах северной, центральной и западной частей синеклизы. Раннеордовикская трансгрессия была самой значительной в ордовикский период. В области Московской синеклизы она оказалась в прямой зависимости от ранее заложенных структур и достигла почти тех же границ, что и среднекембрийская. Пакерортское море представляло собой краевую часть широтного морского залива, вдававшегося в пределы Балто-Сарматского континента. В самой погруженной части его (Пестово-Вологда) шло накопление темно-серых, почти черных диктионемовых сланцев и слабо алевритистых глин, наиболее обогащенных органическим веществом. Сохранению органики способствовали восстановительная геохимическая обстановка и застойный гидродинамический режим. Общая мощность глинисто-сланцевых пород в районе Пестово составляет 35 м и в Валдае снижается до 8 м, а в Вологде и Крестцах эти отложения совсем выклиниваются. Центральную зону с резко восстановительными условиями окаймляет широкая зона с преобладанием восстановительной обстановки. Здесь диктионемовые сланцы замещаются темно-серыми глинами и аргиллитами со значительной примесью алевритового и даже песчаного материала, который поступал с относительно близко расположенной суши. Геохимическая обстановка в наиболее погруженной части Пакерортского бассейна соответствовала сульфит-сидеритовой и, возможно, сидерито-сульфидной геохимическим фациям [5]. Общий литологический облик пород и значительное содержание пиритного железа до 37% (скв. 2 Рыбинск) указывают на восстановительный характер окаймляющей зоны. Краевые части пакерортского бассейна характеризовались распространением песчано-алевритовых пород зеленовато-серой, местами пестроцветной окраски и по совокупности внешних признаков могут быть отнесены к зоне чередования слабо восстановительного и субокислительного типов геохимических обстановок.
По данным Л.И. Станкевич [4], максимальное содержание органического вещества достигает в прослое диктионемового сланца 17,38%, в глинах этой же пачки оно равно 4,3-10,84%. Содержание хлороформенного экстракта в породе достигает 0,24-0,35%. В районе Рыбинска количество ОВ уменьшается до 1,82%, Вологды - 1,08%. Любима - 0,71%. Содержание хлороформенного экстракта на породу составляет соответственно в Вологде 0,083%, в Рыбинске 0,034%, в Любиме 0,032%.
Групповой состав ОВ и качественные особенности битуминозной части позволяют судить о его фациальном типе и степени превращенности. Наиболее высокие значения битумного коэффициента (β) отмечаются в черных глинах Вологды, Пестово и Любима, где его величина составляет 6-11 %. Некоторое снижение значений этого коэффициента в районе Некрасово (4%) соответствует изменению фациально-геохимической обстановки по мере приближения к краевой части бассейна. Что касается аномального низкого значения коэффициента β в диктионемовых сланцах Пестова (1,7%) одновременно с появлением гуминовых кислот и превышением спирто-бензольной фракции над хлороформенной, то это может свидетельствовать о влиянии вторичных процессов в последующих этапах геологической истории. Значения коэффициента нейтральности (К/Н) колеблются от 0,7 до 1,2. В районе Некрасово этот коэффициент так же, как и β, увеличивается и достигает значения 1,6%. Атомные отношения Н/С в элементарном составе хлороформенного экстракта повсеместно превышают 1,5. Отношение О/С составляет 0,03-0,08%. Приведенные битуминологические показатели рассеянного ОВ указывают на его сингенетичный характер, преимущественно сапропелевый тип и высокую степень метаморфизации.
Таким образом, глинистые сероцветные породы северо-западной части Московской синеклизы пакерортского горизонта могут быть отнесены к нефтематеринским отложениям, а район Пестово - Вологды рассматриваться как зона нефтегазообразования (см. рисунок).
Разрез ордовикских отложений заканчивается карбонатными породами верхнего карадока. Затем море вплоть до среднедевонской эпохи покидает рассматриваемую территорию. В течение длительного континентального перерыва (60-70 млн. лет) отложения пакерортского горизонта находились ниже зоны свободного водообмена под защитой карбонатно-глинистых пород более молодого возраста. Дальнейший геотектонический режим в течение девонского и каменноугольного времени отличается устойчивым погружением. Ордовикские образования в результате этого оказались на глубине 1000-1500 м, а изменившиеся термодинамические условия (повышенные давления и температуры) способствовали процессам метаморфизма ОВ в направлении генерации нефтяных углеводородов. Длительный предъюрский перерыв существенно не влиял на степень изоляции ордовикских отложений, содержащих органическое вещество. С периодами активизации тектонических движений может быть связано формирование систем локальных поднятий, образующих зоны нефтегазонакопления. В нефтегазоносных областях, приуроченных к внутриплатформенным впадинам, зоны нефтегазонакопления чаще всего связаны с вилообразными поднятиями в центральных и бортовых частях. Как известно, в северных районах Московской синеклизы, по данным сейсморазведки, установлены валообразные структуры: Солигаличская, Рослятинская и Любимская. Они имеют северо-восточное простирание и осложнены рядом локальных поднятий.
До настоящего времени эти поднятия по отложениям нижнего палеозоя глубоким бурением практически еще не изучены. Но предварительное сопоставление структурного плана девонских и нижнепалеозойских отложений при унаследованном характере геологического развития позволяет предположить их наличие в нижнем палеозое. Коллекторами в нижнеордовикских отложениях являются пласты песчаников и алевролитов, залегающие в основании пакерортского и леэтского горизонтов. Их суммарная мощность превышает 50 м в зоне максимального развития ордовикских отложений, пористость составляет 7-20%, а проницаемость меняется от 1 до 1000 мд в отдельных образцах. Вверх по разрезу пласты- коллекторы надежно перекрываются мощной толщей глинисто-карбонатных пород волховско-идаверского возраста.
Кроме того, при выделении зоны нефтегазонакопления представляется возможным использовать гидрогеологические показатели с достаточной полнотой, разработанные А.А. Карцевым [1] и другими исследователями. Определенным доказательством наличия ловушек в указанных отложениях может служить пьезометрический максимум, отмечаемый Г.П. Якобсоном и другими в водоносных верхнеживетско-нижнефранских породах среднего и верхнего девона.
Как указывалось выше, ордовикские отложения покрываются породами наровско- мосоловского водоупорного комплекса среднего девона, которые представлены чередованием глин, аргиллитов, песчаников и т.д. При такой литологической характеристике водоупора пьезометрический максимум в вышележащих отложениях может свидетельствовать о питании девонского водоносного комплекса за счет нижележащего и о наличии в данном месте очагов разгрузки последнего. К очагам такой затрудненной разгрузки водоносных комплексов и бывают приурочены ловушки нефти и газа.
К числу положительных признаков наличия нефти и газа в предполагаемой зоне нефтегазонакопления на описываемой территории можно отнести: растворенные в водах УВ и ОВ, высокие концентрации аммония, брома, йода, безаргонного азота. Максимальные количества указанных компонентов отмечаются в пределах района Рыбинска - Малых Солей.
Содержание метана и тяжелых гомологов здесь достигает величины 36%, а по единичному анализу по скв. 1. Любима - до 68,5%. Содержание аммония составляет 80-138, йода 8-9, брома - выше 1400 мг/л. Основную долю в азоте составляет безаргонный азот. Гидрохимическая характеристика вод ордовикских отложений свидетельствует о сходстве их с девонскими рассолами Волго-Уральской нефтегазоносной области.
Район Рыбинска, Любима и Малых Солей характеризуется также благоприятными условиями сохранения скоплений нефти и газа при современной гидрогеологической обстановке. Незначительные гидравлические уклоны (0,00047-0,00063) препятствуют вымыванию нефти и газа, несмотря на существующее движение вод в сторону Балтийского моря. Их величины определяются большими расстояниями между областью создания напора (Котельничский свод) и областью разгрузки (южный склон Балтийского щита), а также сравнительно невысоким гипсометрическим положением области питания.
Изменение коллекторских свойств по площади создает местные участки возможной застойности вод. О слабости водообмена здесь свидетельствуют высокая минерализация вод (свыше 300 г/л), их хлор-кальциевый генетический тип, низкие величины хлорбромного коэффициента (от 200 до 300) и небольшие величины сульфатности 0,12-0,19.
Таким образом, геологические критерии, используемые при оценке перспектив нефтегазоносности, позволяют рассматривать район Рыбинска, Любима и Малых Солей как зону возможного нефтегазонакопления.
Несовпадение зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления может свидетельствовать о миграции углеводородов в нижнеордовикских отложениях в пределах Московской синеклизы.
Косвенным доказательством первичной миграции битуминозных веществ в пакерортских отложениях Пестовского разреза служит превышение спирто-бензольной фракции над хлороформенной при относительно высоких содержаниях ОВ. Следовательно, наиболее подвижная его часть покинула породу при погружении пакерортских отложений на глубину. Для начала миграции наиболее благоприятным может считаться время с конца верхнего девона до юрского периода. Уже в верхнедевонскую эпоху возникли повышенные давления - 132-256 кг/см2 [2, 3], при которых из глинистых пород отжимаются связанная вода и наиболее подвижные компоненты ОВ, дающие начало УВ. А перестройки структурного плана, связанные с герцинской и альпийской складчатостью, по-видимому, способствовали и увеличению температур более 55° С. В дальнейшем отжатые флюиды должны были поступать в проницаемые породы и вместе с водой передвигаться от центра впадины к периферии, аккумулируясь в подходящих ловушках.
Таким образом, на территории Московской синеклизы в отложениях пакерортского горизонта нижнего ордовика в течение геологической истории имелись принципиальные возможности нефтегазообразования и нефтегазонакопления, что позволяет положительно оценить перспективы их нефтегазоносности в центральной части Московской синеклизы. Дальнейшие исследования должны быть направлены на оценку масштаба указанных процессов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Гостоптехиздат, 1963.
2. Мухин Ю.В. Процессы уплотнения глинистых осадков. М., изд-во «Недра», 1965.
3. Мухин Ю.В. О перспективах газонефтеносности Средне-Русского артезианского бассейна. Труды ВНИИГаза, вып. 22/36. М., изд-во «Недра», 1967.
4. Станкевич Л.И. Пестовская опорная скважина. Труды ВНИГРИ, вып. 182. М., Изд-во «Недра», 1961.
5. Теодорович Г.И. Осадочные минералого-геохимические фации. Кн. 3 и 4. «Вопросы минералогии осадочных образований». Изд-во Львовского государственного университета, 1956.
ВНИГНИ
Рисунок Схема соотношения предполагаемых зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления в нижнеордовикских отложениях Московской синеклизы.
1 - область отсутствия ордовикских отложений; 2 - контуры современного распространения ордовикских отложений; 3 - область выхода ордовика на дневную поверхность; 4 - границы зоны с резко восстановительной геохимической обстановкой; 5 - границы зоны устойчивого обогащения пород OB; 6-границы зоны с восстановительной геохимической обстановкой; 7- содержание хлороформенного экстракта битума А на породу, %; а - >0,5; б - 0,05-0,5, в - 0,01-0,04; 8 - газовый состав вод по объему, %: метан+ТУ - вертикальная штриховка, углекислый газ + кислород - горизонтальная штриховка, азот+водород+редкие газы - залитая часть кружка. Содержание ОВ на породу, %: >1-большой кружок; 0,5-1 - маленький кружок. Цифры - гидрохимический состав вод: в числителе- минерализация, г/л; в знаменателе - коэффициент метаморфизации.