К оглавлению журнала

 

РАЗМЕЩЕНИЕ УНИКАЛЬНЫХ СКОПЛЕНИЙ НАФТИДОВ В ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ ЭЛЕМЕНТАХ БОГАТЕЙШИХ БАССЕЙНОВ МИРА*

К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)

При анализе размещения наикрупнейших скоплений нафтидов (Нд) в онтогенетических элементах применяется группирование месторождений по извлекаемым начальным запасам нафтидов (млн т условного топлива), соответствующее принятому в СССР до 1983 г.: мельчайшие – < 1, мелкие – 1...< 10, средние – 10...<50, крупные – 50...<100, крупнейшие – 100... <500, гигантские - 500...< 1000, уникальные – >= 1000: ортоуникальные – 1000..<5000, суперуникальные – >= 5000. Такие понятия, как наикрупнейшие месторождения, скопления, в статье используются для обозначения их совокупностей, в которые, помимо главных – уникальных, могут входить отдельные наиболее характерные скопления гигантского и как исключение – крупнейшего размеров. В дальнейшем необходимо провести дифференциацию количественного группирования нефтяных и газовых месторождений с учетом различий коэффициентов извлечения нефти (в среднем 0,3) и газа (~ 0,85), что делается в США (Якуцени В.П., 1984). Механизм формирования наикрупнейших скоплений Нд в разных генерационно-аккумуляционных элементах бассейнов неодинаков. Большая часть уникальных и гигантских скоплений Нд связана со среднеднищевыми (глубина поверхности фундамента в оси днища >= 6 ... < 10 км) и глубокоднищевыми (>= 10 км) нафтидными бассейнами (НдБ). Общим признаком их размещения является максимальное приближение к днищу зон, где возможно крупномасштабное нафтидонакопление. Положение днищ (особенно глубоких) обычно тесно связано с зонами подъема поверхности Мохоровичича.

Размещение областей крупномасштабного нафтидонакопления определяется, с одной стороны, масштабом генерации УВ разного фазового состояния, а с другой – степенью запечатывания и емкостно-аккумуляционным потенциалом как самого днища, так и последовательно удаляющихся от него генерационно-аккумуляционных элементов, принадлежащих различным частям оболочки – мантии, коре, кайме НдБ. Определяющим является соотношение вертикального сквозьрезервуарного прорыва с латеральным (диагональным) вытеснением УВ, прежде всего инициируемым высокотемпературным нижним газом, избыточное количество которого, генерируемое в значительной мере в глубокоднищевых частях бассейна, действует в виде своеобразного поршня на УВ, образовавшиеся ранее в менее жестких термобарических условиях, особенно на нефть.

Поскольку из днища большая часть УВ обычно отжимается в оболочку НдБ, распространение наикрупнейших скоплений УВ в днище является, скорее, исключением, нежели правилом. В днищах глубоких НдБ сохранение таких скоплений обычно обеспечивается сочетанием надежного флюидораздела, препятствующего вертикальному прорыву нижнего газа, и крупноамплитудных антиклинальных ловушек, предотвращающих свободный латеральный отток УВ вверх по склону бассейна. Этот механизм действует, в частности, в рифтогенной глубокоднищевой зоне Пермского бассейна (Гомес) в глубоко погруженном карбонатном комплексе антиклинальной ловушки, запечатанном глинистыми сланцами, и на периферии соленосных батисинеклиз: Прикаспийской и Мексиканской. В последних расположенная на среднем уровне региональная соленосная покрышка экранирует уникальные скопления УВ разного фазового состояния от вертикального сквозьрезервуарного прорыва в надднище, а крупноамплитудные поднятия карбонатных рифовых платформ и одиночных рифов – от горизонтального оттеснения. В зависимости от удаления от наиболее глубокой части бассейна в днище и глубины последнего преобладают скопления либо нижнего газа (Гомес), либо газоконденсата (Астрахань), либо нефтегазоконденсата (Карачаганак), либо нефти и газа (Бермудес), либо нефти (Тенгиз). Сохранение уникального скопления нефти на месторождении Тенгиз, вероятно, связано с его положением – отгороженностью от вытесняющего воздействия на нефть нижнего газа из депоцентральной части Прикаспийской батисинеклизы более поднятой Астраханско-Актюбинской системой сводов. По-видимому, нефтяное месторождение Тенгиз питалось УВ с юго-запада, из региона акватории Каспия, а не с севера, из Прикаспийской синеклизы. Автор разделяет представления Т.Н. Джумагалиева и С.У. Утегалиева (1985), Э.А. Абля, П.Ч. Барперт (1997), что основная миграция нефти при формировании нефтяного месторождения Тенгиз шла с юга и юго-запада. Питающим УВ депоцентром служила, вероятно, Укатненская зона Северного Каспия – составная часть бассейна (который условно обозначается как Укатненско-Тенгизский), обособленная от главной, прикаспийской части Северо-Каспийского мультибассейна, условно обозначенного Прикаспийско-Поволжским НдБ (Кравченко К.Н., 1998).

В Южно-Каспийском НГБ крупнейшие внутриднищевые газонефтеконденсатные скопления (Булла-море) сохраняются и при отсутствии выдержанных надежных флюидоразделов, чему способствует, с одной стороны, погружение главной зоны нефтеобразования за счет растянутого катагенеза молодых нефтегазопроизводящих пород, а с другой – дегазация значительной части высокотемпературного нижнего газа через грязевые вулканы.

В надднищах среднепогруженных и верхнего этажа глубоких НдБ преобладают наикрупнейшие нефтяные и нефтегазовые скопления, не вытесненные из бассейна в силу слабого развития нижнего газа и дегазации разреза в результате нарушения герметичности покрышек (Статьфьорд, Румейла, Большой Бурган, Боливар – в мантии, Дацин, Лагунильяс – в коре).

Во многих глубокоднищевых бассейнах, связанных с надрифтовыми депрессиями с преимущественно терригенным осадочным выполнением и верхним положением надежных покрышек, ведущим механизмом формирования наикрупнейших скоплений УВ являются многокилометровый вертикальный сквозьрезервуарный прорыв нижнего высокотемпературного газа в кору НдБ под эту покрышку (Гронинген, Север (Катар) – в срединной надднищевой мантии, Штокман, Оренбург, Уренгой, Русанов, Шебелинка – в срединной надднищевой коре) и оттеснение преимущественно жидких УВ на окраину НдБ. Последнее происходит зачастую вдоль торцовых гребней на центроклиналь, где осуществляется дегазация секвенции(Английский термин, означающий совокупность осадков, осадочную последовательность (Найдин Д.П.,1995), в другой транскрипции сиквенс (Карогодин Ю.Н., Арментоут Д.М.,1996), что точнее отражает существо понятия по сравнению с разрезом, т.е. срезом, профилем) и формируются крупнейшие месторождения нефти в сводовых и других крупноамплитудных поднятиях (месторождения Среднего Приобья, в том числе Самотлор, Федоров), а также в каньонообразных врезах (Талинское-Красноленин).

При отсутствии надежных покрышек и сильной нарушенности структур в надглубокоднищевых частях бассейнов большая часть УВ оказывается вытесненной на поверхность и потерянной (Бенгальский НдБ, средины НдБ Предуральского краевого прогиба) или же сохраняются лишь единичные крупнейшие (но не уникальные) многопластовые газовые и газоконденсатные скопления, связанные с перераспределением УВ по вертикали (Хапчагайский мегавал, в том числе Средневилюй), а также на участках локального развития надежных покрышек (Вуктыл).

На окраинах НдБ ведущим фактором размещения крупнейших скоплений является структурный рисунок склонов. В ряде бассейнов с продольным, секущим и плоским структурным расчленением окраин в целом увеличивается возможность миграции УВ на все большее расстояние от днища. Поскольку большинству окраин соответствуют дегазированные части склонов, преобладающим развитием здесь пользуются уникальные нефтяные скопления (Федоров, Сарир, Манифа – в окольной мантии, Самотлор, Киркук – в окольной коре, Ромашкино, Гхавар, Хурейс – на кайме), а у верхней кромки каймы плоскосклоновых НдБ – уникальные скопления природных битумов (Оленек, Атабаска, Ориноко). Реже возникают условия для сохранения наикрупнеиших преимущественно газовых и газоконденсатных скоплений на окраинах: в окольных мантии (Рурд-Нусс, Хасси-Р'Мель, Гиджелпа) и коре (Монро), а также на кайме (Тролл, Газли, Хьюготон-Пэнхэндл).

Резкое сокращение наикрупнейших скоплений УВ при переходе от надднищевой к окраинной (окольной) мантии свидетельствует, что не мантия (внешняя ослабленная часть очага генерации УВ), а днище является источником наикрупнейших скоплений Нд.

В мелкоднищевых бассейнах, погруженных в подошве чехла оси днища на глубину менее 6 км, уникальных скоплений Нд почти нет. Исключение составляют лишь два бассейна. Один из них – Суханский бассейн (глубиной менее 4 км) содержит единственное Восточно-Анабарское природно-битумное скопление, варианты формирования которого двояки: либо автономный внутрибассейновый, либо за счет подтока УВ из смежного среднепогруженного Анабаро-Ленского НдБ. Второй – Центральносуматринский бассейн (глубиной до 5,5 км) включает почти уникальное месторождение Минас с запасами 993 млн т, что может быть связано с малым вытесняющим эффектом УВ из-за молодого (неогенового) возраста осадочного выполнения НдБ.

В самых неглубоких из средне и глубокопогруженных бассейнов, содержащих уникальные месторождения УВ (Центральноалжирский НДБ - Хасси-Р'Мель, Хасси-Мессауд, НдБ Сунляо–Дацин), ось днища по поверхности фундамента погружена до 7,0-7,5 км. Решающая роль в возникновении и сохранении уникальных скоплений Нд мира принадлежит глубоко- и среднеднищевым НдБ. При этом в среднеднищевых одноэтажных и автономно-онтогенетическом верхнем этаже глубокоднищевых НдБ с меньшим вытесняющим эффектом нижнего газа концентрируется основная часть нефтяных и природно-битумных скоплений, а в глубокоднищевых НдБ – основная часть скоплений газа и конденсата.

По Г.П. Лысенину, Ю.А. Ежову, Е.Ф. Карнюку (1987, 1993), в земной коре выделяются три гидродинамические зоны: I – гидростатического давления, II – переходного давления, III – литостатического давления. В зоне III генерируется сверхвысокая энергия, передаваемая вверх по разрезу, а горная порода находится в состоянии перманентного флюидоразрыва. Основные запасы УВ приурочены к нижней части зоны I, к подзоне весьма затрудненного водообмена с хорошей сохранностью скоплений.

Предельные глубины обнаружения УВ-газов – ниже 10 км (до 15 км) (Якуцени В.П., Баркан Е.С., Тихомиров В.В. и др., 1981, 1988). На больших глубинах особенно благоприятны условия для субвертикальной миграции УВ. Максимальной газопродуктивностью в мире отличаются меловые и пермские отложения, выполняющие роль накопителей газа, поступающего из нижних частей чехла.

В.Н. Корценштейн (1977) доказал генетическую связь крупных газовых месторождений с механизмом разгазирования пластовых вод.

Основной формой дальней миграции УВ из ядра в оболочку НдБ, где концентрируется подавляющая часть уникальных месторождений, является перенос УВ (с вертикальным перемещением, достигающим нескольких километров) в газоконденсатном растворе (смеси). В пользу этого свидетельствует сближение ряда геохимических показателей нефтей и конденсатов, в том числе наиболее тесно связанных с генезисом УВ, например отношение пристан/фитан с увеличением глубин и ужесточением термобарических условий (Жузе Т.П., 1974; Кругликов Н.М., Багдасарян Л.Л., Волков Н.А. и др., 1986; Ботнева Т.А., Нечаева О.Л., Шулова Н.С., 1988; Изосимова Л.Н., Чалая О.Н., 1989; Беспалов М.Д. и др., 1991; Нечаева О.Л., 1998).

В процессе вертикальной сквозьрезервуарной миграции УВ снизу вверх происходят хроматографическое разделение (Сафронова Т.Н., Жузе Т.П., Сушилин А.В., 1986) или фракционирование (Климушина Л.П., Трофимова И.А., Виноградова А.В., 1986; Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафронова Г.И., 1983), последовательное выпадение из нефтегазоконденсатной смеси и переход в залежи относительно менее подвижных элементов: нефти, конденсата, тяжелых УВ вплоть до сухого газа (на конечном верхнем скоплении). В процессе горизонтальной (латеральной восходящей) миграции при переходе из днища на окраину и на многопластовых месторождениях окраины происходит преобразование нефтей парафинового (метанового) типа, являющихся нефтями первичной генерации А1 (по Петрову Ал.А., 1984), в нефти типа А2 и особенно Б с преобладающим нафтеновым типом. Состав нефтей изменяется при возрастающем влиянии биодеградации в условиях гипергенеза, усиливающемся с больших глубин к малым, приближенным к поверхности. Подобные изменения состава нефти по пути миграции от метановых к нафтеноароматическим были показаны Н.М.Кругликовым, Л.Л. Багдасарян, Н.А. Волковым и др. (1986). Эта позиция близка к схеме, разработанной В.А. Успенским и О.А. Радченко (1947, 1964, 1965, 1970), согласно которой "первичная" нефть – легкая, алифатическая; все многообразие нефтей зависит от окислительных, фильтрационных и бактериальных превращений.

В наиболее опущенных зонах глубоких, в частности глубокоднищевых и особенно очень глубокоднищевых, бассейнов не возникают устойчивые условия для образования месторождений УВ. Это связано с господствующим превышением пластовых давлений над давлениями насыщения и распространением УВ лишь в состоянии водорастворенных газов. Зоны развития насыщенных УВ-водорастворенных газов на этапах общего сжатия днищ бассейна могут служить источниками формирования восходящих УВ-миграционных потоков, обусловливая возникновение новых и пополнение существующих месторождений, в том числе уникальных, выше по секвенции от главного генератора УВ. Так, в Западно-Сибирском НГБ юрские отложения – главный генератор УВ – в надприглубо-коднищевых зонах бассейна почти лишены УВ-скоплений, тогда как значительная часть Нд, включая нефть, появляется в неокомских отложениях. Существенная часть газа в юрских отложениях глубокоднищевой части НГБ, вероятно, консервирована в водорастворенном состоянии.

Расстояние латеральной миграции УВ – многозначный фактор, зависящий не только от эффекта вытеснения УВ из днищ, но и от возможной дальности оттока УВ по борту НдБ. Увеличению расстояния между днищем и уникальными скоплениями Нд способствует также низкий аккумуляционный потенциал приближенных к днищу частей бортов НдБ. Наибольший отход уникальных скоплений от днища свойствен широким плоскосклонным, захороняющим УВ, бортам НдБ, в которых элементы основного аккумуляционного потенциала отстоят далеко от днища. Максимальное удаление от днища уникальных, в том числе суперуникальных, скоплений зафиксировано не в глубокоднищевых, а в среднеднищевых НдБ (Западно-Канадский НдБ – до 580 км в атабасской группе битумоскоплений; верхний этаж НдБ Персидского залива – до 360 км – Хурейс). В глубокоднищевых НдБ наиболее удаленные уникальные и суперуникальные месторождения отстоят от края днища в Оринокском, Северо-Каспийском и Западно-Сибирском бассейнах на 70 км (Ориноко, Самотлор), 150 км (Ромашкино), до 250 км (Мелекесс). Во всех случаях максимальное расстояние удаления связано с верхним на борту размещением зон с высоким аккумуляционным потенциалом, в том числе экранированных, типичных для природно-битумных скоплений. При несоответствии большого вытесняющего эффекта днища относительно малой ширине консервирующего борта избыточное количество Нд уходит за пределы бассейна и там теряется.

Распределение известных в мире 83 уникальных скоплений нефти, газа и природных битумов, отраженных, в частности, в работах [1-5], в генерационно-аккумуляционных элементах НдБ представлено в таблице и на рисунке. В общее число уникальных месторождений, помимо собственно таковых, условно включены немногочисленные недоразведанные месторождения с ожидаемыми запасами более 1 млрд т условного топлива.

Сведения о величинах месторождений нефти, газа и природных битумов взяты из работ [1-5] и других источников (Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И., 1986; Гольдберг И.С., 1981; Несмеянов Д.В., Высоцкий В.И., 1986). В.П. Якуцени (1984) приводит следующую оценку мировых ресурсов газов, трлн м3: традиционных – 250-500, плотных формаций и углей - ~ 103, растворенных - ~105, гидратов - ~ 106.

Примечательно резкое увеличение доли скоплений Нд при переходе от массовогенерационного элемента – днища (ядра) НдБ (5 %) к слабогенерационному – мантии (42 %) и особенно к агенерационному – крыше (53 %). Несмотря на относительно меньшую изученность днищ и вероятное в будущем повышение доли последних в распределении уникальных скоплений, несомненен закономерный отток основной части УВ при образовании уникальных скоплений Нд из массово-генерационного ядра в амассовогенерационную оболочку НдБ, вплоть и преимущественно до ее внешних частей, где все скопления имеют полностью аллохтонную природу. А поскольку с уникальными месторождениями связана большая часть ресурсов УВ, эта закономерность является одной из важнейших черт онтогенеза Нд в бассейнах. Последнее было показано автором (Кравченко К.Н., 1996) в результате анализа распределения 382 наикрупнейших месторождений Нд, образующих основные центры аккумуляции Нд в мире.

На крыше НдБ доля уникальных скоплений в надмантийной коре (30 %) несколько больше, чем во внемантийной окраине – кайме (23 %), хотя по запасам последнему элементу принадлежит главная роль, поскольку в нем находятся все уникальные месторождения природного битума, суммарные запасы которых составляют более половины общих запасов Нд мира (без учета газогидратов).

Во внеднищевых (внемассово-эмиграционных) мантийно-надмантийных и примантийных элементах, в которых существенная роль принадлежит разномасштабной миграции УВ, сосредоточена основная масса уникальных скоплений Нд. В манкоре (не включающей днище и кайму НдБ) концентрируются 72 % последних, в том числе 82 % нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных и 88 % газовых и газоконденсатных уникальных скоплений и, что примечательно, ни одного природно-битумного. Во внеднищевой манкрыше, включающей 95 % мировых уникальных скоплений Нд, сосредоточены все природно-битумные (100 %) и подавляющее большинство газовых, газоконденсатных (96 %) и нефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных (93 %) скоплений.

Основная доля уникальных скоплений находится в средине НдБ (58 %), главным образом в надднище (53 %), где ведущим механизмом формирования скоплений является вертикальная, обычно крупномасштабная, миграция УВ с почти равным соотношением сформированных нефтесодержащих (23) и газовых/газоконденсатных (21) скоплений. Из 35 уникальных месторождений окраины (42 %) практически одинаковая доля скоплений приходится на кайму (23 %), где преобладают скопления природного битума (14 %), сформированные за счет разнодальней, существенно латеральной миграции УВ, и на околицу (19 %), где доминируют нефтяные и нефтегазовые скопления (17 %), и в подчиненном количестве (2 %) распространены газоконденсатные скопления, сформированные в обеих группах в условиях диагональной миграции УВ.

Большинство окраинных месторождений относится к периферийной (связанной с приконтурными обрамлениями) разновидности (22 %).

Общая доля островных – межбассейновых (2,4 %) – и периферийно-островных (5 %) скоплений незначительна, поскольку редко возникают условия, сочетающие их нахождение в поясе главных миграционных потоков УВ и обеспечение сохранности УВ. Островное нефтегазоконденсатное месторождение Юрубчен расположено на гребне, разделяющем Присаяно-Енисейский и Тунгусский бассейны, островное нефтяное месторождение Ромашкино – на вершине Южно-Татарского свода, между Прикаспийско-Поволжским, Бельско-Ромашкинским и Южно-Верхнекамским НдБ. Оба они занимают благоприятную позицию по отношению к главным миграционным потокам УВ, следующим соответственно из Присаяно-Енисейского и Прикаспийско-Поволжского НдБ.

Все периферийно-островные уникальные месторождения Нд находятся в условиях ограниченной сохранности УВ и представлены скоплениями природного битума, связанными с Анабаро-Ленским (Оленек, Центральный Оленек), а возможно, и с Суханским (Восточный Анабар) бассейнами.

По фазовому состоянию среди уникальных скоплений преобладают нефтяные (41 %), значительно уступают им газовые (17 %), природно-битумные и газоконденсатные (по 14,5 %), единичные нефтегазовые (7 %) и нефтегазоконденсатные (6 %). Заметное преобладание уникальных скоплений жидких УВ и их производных (69 %) над таковыми газообразных УВ (31 %) отражает большие потери самых подвижных последних при формировании месторождений.

Уникальные скопления распределены неравномерно в 24 бассейнах мира. Наибольшая их доля сосредоточена в бассейне Персидского залива (36 %), значительно меньшая – в Западно-Сибирско-Анабарском нафтидном мультибассейне (НдМуБ), охватывающем, помимо собственно Западно-Сибирского НГБ, также Анабаро-Ленский и Енисей-Хатангский битумонефтегазовые бассейны (БНГБ) (23 %), еще меньшая – в Западно-Канадском БНГБ и Северо-Каспийском НдМуБ, охватывающем Прикаспийско-Поволжский, Укатненско-Тенгизский и Бельско-Ромашкинский НдБ (по 7 %). Три уникальных скопления (4 %) находятся в бассейне Мексиканского залива. По два уникальных скопления (по 2,4 %) имеются в Лено-Вилюйском, Присаяно-Енисейском, Маракаибо, Центральноевропейском и Центральноалжирском бассейнах. В остальных бассейнах: Арктического склона Аляски, Баренцевском, Западном Внутреннем, Каракумском, Ориноко, Сирт, Сунляо, Суханском и Центральносуматринском – развито по одному уникальному месторождению (всего 11 %).

Наибольшая доля уникальных нефтяных скоплений (68 %) находится в бассейне Персидского залива, газовых и газоконденсатных (42 %) – в Западно-Сибирском НГБ, природно-битумных (42 %) – в Западно-Канадском БНГБ. Меньшая доля последних отмечается на восточной центроклинальной прианабарской периферии Западно-Сибирско-Анабарского НдМуБ и в Суханском битумном бассейне (ББ) (25 %) и в Лено-Вилюйском БНГБ (17 %).

Некоторые месторождения, расположенные на островных поднятиях между смежными бассейнами (Ромашкино, Силигир-Марха, Юрубчен, Ковыкта), условно отнесены к бассейнам, предположительно выполнявшим основную роль в их формировании (соответственно к Прикаспийско-Поволжскому, Лено-Вилюйскому и два последних к Присаяно-Енисейскому).

Фазовое разнообразие уникальных скоплений отражает специфику онтогенеза Нд в рассматриваемых бассейнах. Для НдБ Персидского залива решающим условием наличия большого числа нефтяных скоплений являются его двухэтажное строение (Соловьев Н.Н., 1980), надежная изоляция триасовым соленосным флюидоупором умеренно погруженного верхнего существенно нефтегенного и нефтеносного юрско-кайнозойского этажа от вытесняющего воздействия высокотемпературного газа, господствующего в нижнем газогенном и газоносном палеозойском этаже.

Преобладание газовых и газоконденсатных скоплений в Западно-Сибирском НГБ обусловлено огромными масштабами генерации высокотемпературного нижнего газа, существенной ролью гумусового ОВ и катагенетически глубокопреобразованного ОВ сапропелевого состава в глубоком днище бассейна, мощным вытесняющим воздействием нижнего газа на нефть и относительно хорошей сохранностью от потерь на поверхности за счет развития толстой (многие сотни метров) туронэоценовой наинадежной глинистой покрышки, венчающей макроодноэтажный разрез бассейна.

Природно-битумные скопления закономерно приурочены к приподнятой восточной прианабарской периферии Западно-Сибирско-Анабарского НдМуБ, где в условиях, оптимальных для генерации жидких УВ и их незначительного вытеснения из-за умеренного развития нижнего газа, находились рифейские и нижнепалеозойские отложения, содержащие существенно сапропелевое ОВ. Вероятно, в недавнем прошлом, предшествовавшем новейшему подъему и размыву территории, здесь, на Анабаро-Оленекской антеклизе, были развиты уникальные нефтяные скопления, от которых в настоящее время сохранилась лишь незначительная часть, преобразованная в природные битумы (Анциферов А.С., Конторович А.Э., Сурков B.C., Трофимук А.А. и др., 1981; Баженова Т.К., Белецкая С.Н., Беляева Т.К. и др., 1981; Гольдберг И.С., 1981; Клубов Б.А., 1983; Соколов Б.А., Егоров В.А., Сафронов А.Ф. и др., 1986, 1989; Конторович А.Э., Гребенюк В.В., Фрадкин Г.С. и др., 1994).

Преобладание суперуникальных природно-битумных скоплений в Западно-Канадском БНГБ произошло благодаря сочетанию ограниченного масштаба генерации и вытесняющего эффекта в умеренно погруженном (7 км) днище, малого аккумуляционного потенциала большей части плоского склона, обусловливающего дальнюю миграцию жидких УВ, и создания мощного гидродинамического барьера в зоне распространения инфильтрационных вод на краю Канадского щита (Морозов Л.И., 1980) у верхней кромки каймы бассейна, где возникли не имеющие аналогов (за исключением Оринокского пояса) по своим масштабам зоны накопления природного битума (Jardine D., 1974; Demaison G.J., 1977; Гольдберг И.С., 1981, 1983), ресурсы которых по оценке C.Outtrim, R. Evans (1978) составляют в мелу 214,6 млрд м3, в палеозое – 199 млрд м3. Они сформированы за счет дальней диагональной миграции УВ (свыше 500 км до края днища глубиной более 3 км), с частичным перетоком жидких УВ из палеозойских материнских и сингенетично битуминосных отложений в меловые эпигенетично битуминосные.

В бассейне Мексиканского залива уникальные нефтяные и нефтегазовые скопления концентрируются в относительно приподнятой (принадлежащей Мексике) прицентроклинальной части бассейна с ослабленным эффектом вытеснения нефти нижним газом.

Разнообразны, но в целом аналогичны одному-двум из отмеченных условия онтогенеза единичных уникальных скоплений в остальных бассейнах:

сохранность нефти в бассейнах с умеренно погруженными существенно нефтегенными днищами НдБ Маракаибо (Боливар), Сунляо (Да-цин), Центральносуматринском (Минас), Арктического склона Аляски (Прадхо-Бей), Присаяно-Енисейском (Юрубчен) (онтогенез по схеме Маракаибского и верхнего этажа Персидского НдБ);

сохранность нижнего газа в нижнем этаже и частичный прорыв в верхний этаж на центроклинали Центральноевропейского НдБ (Гронинген), прорыв нижнего газа под верхнеюрскую покрышку из глубокого днища в кору средины Баренцевского НдБ (Штокман) (онтогенез по схеме Западно-Сибирского НдБ);

оттеснение жидких УВ и их трансформация в природные битумы на краю каймы плоских склонов малого аккумуляционного потенциала в Лено-Вилюйском (Силигир-Марха, Синское) и Оринокском (Ориноко) НдБ (онтогенез по схеме Западно-Канадского НдБ);

выход нижнего газа за счет его дальней латеральной миграции на окраины Центральноалжирского (Хасси-Р'Мель), Присаяно-Енисейского (Ковыкта) НдБ, в том числе после прорыва под надежную соленосную покрышку на центроклинальную кайму Западного Внутреннего НдБ (Хьюготон-Пэнхэндл); переток нижнего газа в зоне отсутствия или нарушения соленосного флюидораздела в становящийся надсолевым, обладающим исключительно высокими коллекторскими (емкостными) свойствами флюидовод, который обеспечивает восходящую латеральную миграцию УВ из днища в мантию средины и опущенной окраины Каракумского НдБ (Даулетабад-Донмез).

Особый интерес представляет собой распространение суперуникальных скоплений Нд (с запасами более 5 млрд т условного топлива), общее число которых в мире составляет 13. Большинство из них (61 %) находится на кайме бассейнов и представлено природными битумами (53 %) – Атабаска, Трайэнгл, Коулд-Лейк, Уобаска, Пис-Ривер – в Западно-Канадском НдБ, Ориноко – в Оринокском БНГБ, Мелекесс – в Прикаспийско-Поволжском БНГБ и преимущественно нефтью (8 %) - Гхавар - в НГБ Персидского залива. Одно суперуникальное нефтяное скопление (8 %) связано с корой поднятой части средины – Большой Бурган – в НГБ Персидского залива. Четыре суперуникальных скопления расположены в надднище и представлены газом и газоконденсатом (31 %) – Уренгой, Ямбург, Бованенко, Север (Катар) – в глубоко- и приглубокоднищевой частях НГБ: Западно-Сибирского и Персидского залива.

При этом суммарные ресурсы природных битумов и тяжелых нефтей группы Атабаска–Пис-Ривер (до 400 млрд м3) и пояса Ориноко (от 110 до 477 млрд м3 – по Гольдбергу И.С., 1981; по данным Alayeto E.A., Lender M.B., Londer L.W., 1974; Croll L.W., 1977) равновелики и даже превышают запасы всех остальных месторождений УВ мира. Для суперуникальных природно-битумных месторождений действует механизм преимущественно дальней латеральной миграции УВ до каймы плоских склонов малого аккумуляционного потенциала с формированием скоплений и трансформацией жидкой нефти в природные битумы у гидродинамических барьеров в зонах распространения инфильтрационных вод. Суперуникальные преимущественно нефтяные скопления своим появлением обязаны ограниченному эффекту вытеснения нефти нижним газом и положению эффективных гигантских ловушек либо в поднятой части околицы (Большой Бурган), либо вдали от днища на кайме (Гхавар). Для суперуникальных газовых и газоконденсатных скоплений Уренгой, Ямбург, Бованенко действует механизм вертикального прорыва нижнего газа до толстой надежной покрышки, венчающей кровлю НдБ.

Таким образом, выделение генерационно-аккумуляционных элементов НдБ и анализ приуроченности к ним разновеликих, и в первую очередь наикрупнейших, особенно уникальных, скоплений нефти, газа и природных битумов позволяют наметить вероятный механизм их формирования в НдБ разной онтогенетической принадлежности.

На основании выполненного генерационно-аккумуляционного бассейнового анализа выделяются семь основных типов онтогенеза, связанных с формированием уникальных скоплений Нд:

1. Маракаибский тип онтогенеза с большим масштабом генерации
нефти в сочетании с малым эффектом вытеснения нефти слабо развитым нижним газом, приводящим к формированию нефтяных уникальных скоплений в средине (Боливар, Лагунильяс – НдБ Маракаибо, Дацин – НдБ Сунляо) или вблизи средины – в околице (Минас – Центральносуматринский НдБ).

2. Западно-Сибирский тип онтогенеза, определяемый избыточной массовой генерацией нижнего газа и его вертикальным сквозьрезервуарным прорывом в средине(надднище) НдБ через большую часть осадочного выполнения под надежную покрышку в кровле бассейна (газовое уникальное скопление Уренгой) с сопутствующими латеральным оттеснением и аккумуляцией уникальных скоплений нефти на его окраине, перегороженной антеклизой (околица НдБ – Самотлор). Помимо Западно-Сибирского НдБ, к этому типу относится и Баренцевский НдБ, в котором пока известно лишь газоконденсатное уникальное скопление в средине (Штокман) и прогнозируется развитие оттесненных на поднятые окраины нефтяных уникальных скоплений, наиболее вероятных на антеклизе Франца-Иосифа и, возможно, на Свальбардских сводах Персея и Федынского.

3. Северо-Каспийский тип онтогенеза с крупномасштабной генерацией нефти и газа в терригенно-карбонатном чехле и относительно низким – средним внутричехольным – положением надежной, обычно соленосной покрышки, ограничивающей вертикальный переток исходной газоконденсатной смеси из днища. В запечатанных соленосной покрышкой днищах НдБ Северо-Каспийского и Мексиканского залива в крупных подсолевых рифогенных ловушках сосредоточены все известные в мире внутриднищевые уникальные скопления, представленные газоконденсатом (Астрахань), нефтегазоконденсатом (Карачаганак), нефтъю и газом (Бермудес) и нефтью (Тенгиз). На окраинах этих НдБ развиты уникальные скопления Нд в региональных ловушках. На окраине НдБ Мексиканского залива протяженная и глубокая эрозионная ложбина Чиконтепек заполнена нефтью и газом; у верхнего края каймы Северо-Каспийского НдБ вершина Татарского свода представляет собой единое нефтяное уникальное скопление Ромашкино, а зона гипергенеза Мелекесс – палеоскопления нефти, преобразованные в природный битум. Отсутствие Нд-скоплений на околице последнего НдБ связано с ее малым аккумуляционным потенциалом из-за высокого уступа, сближающего днище с каймой.

4. Месопотамский тип онтогенеза (НдБ Персидского залива) с расчленением двумя надежными соленосными покрышками на два этажа с независимым автономным онтогенезом и отсутствием вертикальных перетоков УВ за пределы этажа и соответственно ослабленного вытесняющего воздействия на существенно нефтеносный верхний этаж нижнего высокотемпературного газа, господствующего в нижнем этаже. Снижение стратиграфического диапазона уникальных скоплений в верхнем этаже от надглубокой средины (Агаджари – Р) через поднятую часть средины (Большой Бурган – K1al) на кайму (Гхавар – J) НдБ зависит как от уменьшения в этом направлении величины вертикального перераспределения флюидов из главного генератора УВ(J), так и от возрастания роли латеральной миграции УВ.

Сходное двухэтажное строение с генерацией нижнего газа в нижнем и нефти в верхнем этажах свойственно и Центральноевропейскому НдБ, в котором масштабы генерации нефти в верхнем этаже были ослаблены.

5. Западно-Канадский тип онтогенеза (свойственный также Оринокскому, Лено-Вилюйскому, Анабаро-Ленскому и Суханскому НдБ) со значительным эффектом вытеснения нефти за счет малого аккумуляционного потенциала большей –транзитной – части склона и формированием природно-битумных суперуникальных скоплений на его верхней, гидродинамически экранированной, кромке – кайме НдБ в моноклинальных и меньше – в антиклинальных ловушках. Величина восходящей латеральной миграции УВ зависит от ширины борта НдБ и колеблется от первых десятков до многих сотен километров. Помимо природно-битумных уникальных скоплений, в Западно-Канадском НдБ есть уникальное скопление газа неантиклинального типа Дип-Бейсин в плотных низкопроницаемых песчаниках, ограниченных сверху водой.

  1. Полигеографический тип онтогенеза включает бассейны с уникальными скоплениями разного фазового состояния, в различных условиях смещенными на приподнятые элементы: межбассейновые окраинные островные поднятия (Юрубчен – нефть и газоконденсат, Ковыкта – газоконденсат) в Саяно-Енисейском НдБ, гидродинамически экранированные центроклиналь (Хьюготон-Пэнхэндл – газ) в Западном Внутреннем НдБ и моноклиналь на сочленении средины и окраины (Даулетабад-Донмез – газоконденсат) в Каракумском НдБ,а также стратиграфически экранированные антиклинальные ловушки (Хасси-Мессауд – нефть, Хасси-Р'Мель газоконденсат) в Центральноалжирском НдБ.
  2. Бенгальский тип онтогенеза с гигантским объемом и значительным эффектом преимущественно вертикального вытеснения всех Нд нижним газом, с отсутствием уникальных скоплений в НдБ в условиях неразвития надежных флюидоразделов в сверхтолстом существенно газогенном чехле.

Автор разделяет представление многих исследователей, что нефть и газ в месторождениях промышленного значения являются продуктом высокотемпературного (свыше 150-200 °С - Айсберг Р.Е., Гарецкий Р.Г., 1989; Колодий В.В., 1988; Кудельский А.В., 1974, 1982, 1987; Маевский Б.И., 1988, 1989, 1994; Марьенко Ю.И., Рыкова Н.Г., 1984) преобразования ОВ осадочной оболочки, подверженной воздействию двоякого разогрева: конуктивного (при опускании чехла сверху вниз) и конвективного геофлюидодинамического (Гуревич А.Е., 1986, 1989) тепломассопереноса, идущего снизу, из нагретых нижних оболочек Земли вплоть до мантии (Валяев Б.М., 1997; Кудельский А.В., 1989; Соколов Б.А., 1996; Хаин В.Е., Соколов Б.А., 1989, 1994, 1997). При этом согласно данным изотопных исследований (Прасолов Э.М., 1981) роль мантии как источника газа в залежах невелика – большая часть газов имеет коровое (т.е. не неорганическое, а осадочно-миграционное) происхождение. Против глубинного происхождения УВ говорит развитие в основании гидрогеологического бассейна, в непосредственной близости от консолидированной коры, слабоминерализованных, насыщенных не углеводородными, а кислыми газами солюционных вод (Колодий В.В., 1983, 1988). Основная форма переноса генерированных УВ осуществляется, скорее всего, в виде газового (Колодий В.В., 1982; Романюк А.Ф., 1982), газоконденсатного, парогазожидкостного (Маевский Б.И., 1990, 1994) раствора, обеспечивающего как эмиграцию УВ из материнских пород в коллектор за счет агрессивно растворяющей экстрагирующей роли газа (Романюк А.Ф., 1985; Семенович В.В.,1986, 1990), так и дальнейшую разномасштабную, в том числе дальнюю (латеральную и вертикальную), миграцию к залежам или очагам потерь Нд.

В целом можно отметить существование вещественно неоднородной, но генетически однотипной системы энергофлюидомассопереноса, включающей перераспределение энергии и вещества, а также взаимосвязи разных геосфер: от границы ядра через мантию до литосферы (плюмтектоника); в тектоносфере, охватывающей астеносферу и литосферу (плейттектоника с дегазацией мантии); в консолидированной земной коре с субвертикальным прорывом изверженных и вулканических пород; в разных частях осадочного выполнения в формах грязевого вулканизма, соляного, глинистого диапиризма, водо-, газо-, в том числе УВ-содержащего, флюидопереноса.

Abstract

Quantity of unique accumulations with recoverable reserves of more than billion metric tons of naphthyde is successively increasing from core (dnyshe) to mantle and to crust due to hydrocarbon flow out of former outside. Major mechanism of forming of unique accumulations is near-vertical through-reservoir migration of HC, especially of lover high-temperature gas (in initial gas-oil-condensate system) to reliable caprock and diagonal and lateral regional migration of gas-condensate and pushing of oil away of dnyshe up of basin slopes to capacious traps. Three major genetic types of unique accumulation processes are distinguished: a)limited pushing up-away and great accumulation of oil in naddnyshe, or latter outskirts due to small pushing-away (piston-like) effect of lover gas (Maracaibo basin-type); b)through-reservoir migration of lover gas and its accumulation in naddnyshe's crust and mantle under most reliable caprocks (northern deep part of West-Siberian basin type), c)mainly long distance diagonal-lateral up-pushing-away of oil until upper edge of basin - kaima -with transformation of liquid petroleum into enormous bitumen accumulation (North-Eastern part of West Canadian basin-type, in Russia also Lena-Viluj basin). The absence of unique naphthyde accumulations in one of the world biggest Bengal sedimentary basin is because of predominance of liquid and gaseous HC losses owing to lack of reliable caprocks, efficient accumulative elements outside of middle part of the basin.

Литература

  1. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа / Науч. ред. Н.А. Калинин. – Л.: Недра, 1983.
  2. Карта нефтегазоносности мира. Масштаб 1: 15 000 000. Объяснительная записка / Науч. ред. В.И. Высоцкий, Е.Н. Исаев, К.А. Клещев и др. – М.: ВНИИзарубежгеология, 1995.
  3. Селицкий А.Г. Геолого-экономические показатели освоения крупных нефтяных месторождений за рубежом. – М.: Недра, 1984.
  4. International Petroleum Encyclopedia. - Penwell, 1983. - Vol. 18; 1996. - Vol. 29.
  5. Tiratsoo E.N. Natural gas //Scientific Press LTD. – Beaconsfield, England, 1979.

Распределение уникальных разнофазовых скоплений земного шара в генерационно-аккумуляционных элементах НдБ

Генерационно-аккумуляционные элементы НдБ

Число уникальных скоплений разного фазового состояния

нафтидные

преимущественно нефтяные

нефтегазовые

нефтегазоконденсатные

газоконденсатные

газовые

природно-битумные

НдБ = S (Кш + Ма + Дн)

83

34

6

5

12

14

12

Крыша (Кш) Кш = S (Ка + Ко)

44

14

2

3

6

7

12

Кайма (Ка) Ка = S (Кап.ос + Каос + Кап)

19

4

0

1

0

2

12

периферийно-островная (Кап-ос)

4

0

0

0

0

0

4

островная (Каос)

2

1

0

1

0

0

0

периферийная (Кап)

13

3

0

0

0

2

8

Кора (Ко) Ко = S (Коос + Коп + Коср)

25

10

2

2

6

5

0

островная (Коос)

0

0

0

0

0

0

0

периферийная (Коп)

5

3

2

0

0

0

0

срединная (Коср)

20

7

0

2

6

5

0

Мантия (Ма) Ма = S (Мап + Маср)

35

19

3

1

5

7

0

периферийная (Мап)

11

8

1

0

2

0

0

срединная (Маср)

24

11

2

1

3

7

0

Днище (Дн)

4

1

1

1

1

0

0

ПРОФИЛЬНЫЙ ГРАФИК РАЗМЕЩЕНИЯ НАИКРУПНЕЙШИХ СКОПЛЕНИЙ Нд В ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫХ ОНТОГЕНЕТИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТАХ НдБ МИРА

1-11 – НдБ: 1-3 – днище (Дн)=ядро (Яд): 1 – глубокое (Днг), 2 – среднее (умеренно погруженное) (Днс), 3 – мелкое (Днм); 4-5 – мантия (Ма): 4 – срединная (надднишевая) (Маср), 5 – окраинная (периферийная) (Мап); 6-10 – крыша (Кш): 6-8 – кора (Ко): 6 – срединная (Коср), 7 – окраинная (периферийная) (Коп); 8-10 – кайма (Ка): 8 – периферийная (Кап), 9 – островная (Као), 10 – периферийно-островная (Кап_ос); 11 – подднище (ПДн); 12-17 – наикрупнейшие скопления Нд с запасами, млн т условного топлива: 12 – газа, 13 – нефти, 14 – нефти и газа, 15 – газоконденсата, 16 – нефти и газоконденсата, 17 – природного битума: а – >=5000 (суперуникальные), б – >=1000...<5000 (ортоуникальные), в – >=100...< 1000 (гигантские и крупнейшие); наикрупнейшие скопления Нд мира (жирным шрифтом – суперуникальные, стандартным – ортоуникальные, курсивом – гигантские и крупнейшие): 1-10 – Кап: 1 – Атабаска, 2 – Трайэнгл, 3 – Коулд-Лейк, 4 – Уобаска, 5 – Пис-Ривер, 6 – Хурейс, 7 – Гхавар. 8 – Абкаик, 9 – Газли, 10 – Тролл; 11-13 – Кап-ос: 11 – Центральный Оленек (Солооли, Куойк), 12 – Восточный Анабар, 13 – Оленек; 14-16 – Коп: 14 – Киркук, 15 – Сафания-Хафджи, 16 – Минас; 17-18 – Каос: 17 – Юрубчен, 18 – Уилмингтон; 19-42 – Коср: 19 – Большой Бурган, 20 – Дацин, 21 – Кинг-Христиан, 22 – Лагунильяс, 23 – Гачсаран, 24 – Агаджари, 25 – Бочакеро, 26 – Биби-Хакиме, 27 – Шебелинка, 28 – Штокман, 29 – Северный Уренгой, 30 – Ленинградское, 31 – Оренбург, 32 – Заполярное, 33 – Уренгой-К2s, 34 – Ямбург, 35 – Кантарел, 36 – Крузенштерн, 37 – Медвежье, 38 – Бованенко, 39 – Северный Тамбей, 40 – Харасавэй, 41 – Комсомольское, 42 – Шовел-Там; 43-47 – Коп: 43 – Чиконтепек, 44 – Самотлор, 45 – Ист-Тексас, 46 – Монро, 47 – Узень; 48-51 – Кап: 48 – Ориноко, 49 – Синское, 50 – Мелекесс, 51 – Хьюготон-Пэнхэндл; 52-53 – Кап.ос: 52 – Рассоха, 53 – Силигир-Марха; 54-55 – Каос,: 54 – Северный Ставрополь, 55 – Ромашкино; 56-65 – Мап: 56 – Хасси-Р'Мель, 57 – Гиджелпа, 58 – Берри, 59 – Абу-Сафа, 60 – Шайбах, 61 – Катиф, 62 – Манифа, 63 – Зулуф, 64 – Ковыкта, 65 – Рурд-Нусс; 66-100 – Маср: 66 – Ферейдун-Марджан, 67 – Бу-Хаса, 68 – Дорра, 69 – Прадхо-Бей, 70 – Шуртан, 71 – Экофиск, 72 – Статьфьорд, 73 – Хасси-Мессауд, 74 – Румейла, 75 – Ратави, 76 – Ахваз, 77 – Боливар, 78 – Раудатайн, 79 - Кингфиш, 80 – Пазанун, 81 – Дип-Бейсин, 82 – Марун, 83 – Закум, 84 – Зубейр, 85 – Малик, 86 – Вуктыл, 87 – Гронинген, 88 – Возе, 89 – Парс, 90 – Белый Тигр, 91 – Русанов, 92 – Б-структура, 93 – Средневилюй, 94 – Кенган, 95 – Южный Тамбей, 96 – Уренгой-K1gv, 97 – Поса-Рика, 98 – Шатлык, 99 – Север (Катар), 100 – Даулетабад-Донмез; 101-103 – Мап: 101 – Федоров, 102 – Талинское-Красноленин, 103 – Сарир; 104-109 – Днм: 104 – Арун, 105 – Тенгиз, 106 – Астрахань, 107 – Карачаганак, 108 – Бермудес, 109 – Булла-море; Днс: 110 – Гомес