К оглавлению

НЕЛИНЕЙНОСТЬ УГЛЕФИКАЦИИ КАК ИНДИКАТОР ПРОЯВЛЕНИЯ НЕОТЕКТОНИКИ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ТОЛЩАХ (Шаимский район, Западная Сибирь)

В.П. Алексеев, В.И. Русский (Уральский государственный горный университет), Ю.Н. Федоров (ООО “КогалымНИПИнефть"), Д.Д. Журавлева, Т.Ф. Красковская (ФГУП ВУХИН)

Тесная связь многих угленосных и нефтегазоносных толщ, формировавшихся в генетически единых осадочных бассейнах, не вызывает сомнений и детально охарактеризована еще в середине прошлого столетия (Егоров, 1960). В полной мере она характерна и для Западно-Сибирской плиты. Так, нижнеплитный комплекс Западно-Сибирского осадочного мегабассейна (нижняя - средняя юра без келловея) содержит не менее 25 % общих нефтегазовых ресурсов. В то же время данный комплекс является и типичным представителем раннемезозойской (T₃-J₂) эпохи торфо(угле)накопления, достаточно хорошо изученной на многих территориях, обрамляющих Западно-Сибирскую плиту (восточный склон Урала, Северный Казахстан, Южная Сибирь). К настоящему времени имеющиеся сведения по рекомендованному к выделению Западно-Сибирскому угольному бассейну систематизированы в работе [5].

Шаимский нефтегазоносный район (НГР) расположен в центральной части Приуральской нефтегазоносной области. В геологическом отношении он охватывает Шаимский мегавал и примыкающие к нему с запада и севера территории, через последние он граничит с Красноленинским районом. Шаимская нефть из локально развитой келловей-верхнеюрской вогулкинской пачки явилась первой в Западной Сибири (1964). В настоящее время кроме нее объектом интенсивной эксплуатации являются отложения тюменской свиты аален-батского возраста. Посредством использования фациально-циклического анализа в его классическом варианте (по Жемчужникову Ю.А. и др., 1956; 1959-1960) в наиболее полном разрезе тюменской свиты нами выделено четыре литоцикла II порядка (ЛЦ-II), пронумерованные сверху вниз от ЛЦ-1 до ЛЦ-4. Их мощности (толщины) составляют 25-40 м, что полностью соответствует средним мощностям ЛЦ-II, характерным для всех раннемезозойских угленосных формаций (Алексеев В.П., 1990). Уверенная корреляция этих литоциклов на всей территории Шаимского НГР позволяет выявить и охарактеризовать редукцию нижней части тюменской свиты, вплоть до ее генетического выклинивания. Только на северо-востоке (Ловинское, Западно-Тугровское месторождения) тюменская свита согласно залегает на радомской пачке и шеркалинской свите.

Общая угленасыщенность тюменской свиты достаточно велика и составляет 3,3 % (пластов с мощностью 0,7 м и более - 2,1 %). По этому показателю она соответствует многим промышленно осваиваемым бассейнам. Например, в Кузбассе коэффициент рабочей угленосности составляет около 4 %, а в Донбассе он меньше 1 %. В размещении угленосности по разрезу тюменской свиты наблюдаются совершенно четкие закономерности.

Главная из них заключается в общем распределении угольной массы. Минимальная угленасыщенность, часто при ее полном отсутствии, присуща верхней части свиты (ЛЦ-1). Это связано с мелководно-бассейновым генезисом отложений данной части разреза в условиях максимальной трансгрессии приемного водоема. Повышенная угленосность с почти повсеместным присутствием угольных пластов мощностью 1-2 м и более характерна для самой нижней части свиты (ЛЦ-4). Здесь коэффициент угленосности составляет 7,3 %, в том числе по пластам мощностью 0,7 м и более - 5,7 %. Это весьма высокий показатель для собственно угленосных толщ (в промышленно-практическом понимании данного определения). Наконец, средняя часть свиты характеризуется средними же параметрами угленасыщенности. В целом же тонкие прослои и линзы угля (0,1-0,2 м) распределены по разрезу свиты довольно равномерно.

Угли тюменской свиты особенно детально нами изучены по 15 скважинам, достаточно равномерно расположенным на всей территории Шаимского НГР. Макроскопически они в основном блестящие и полублестящие, меньше - матовые и полуматовые. Макроструктура - полосчатая и штриховатая. Излом - неровный, угловатый, реже ^- зернистый. Встречаются включения сульфидов железа в виде линзочек размером 1,5x0,5 см. Всего из угольных пластов и прослоев разной мощности отобраны 132 пробы, причем в большинстве скважин они отбирались из всех углепроявлений, встреченных в разрезе, независимо от их мощности. Все пробы проанализированы в Испытательном центре ФГУП ВУХИН под руководством Т.А. Кабалиной в соответствии с действующими ГОСТами. Для углей с повышенной зольностью (как правило, более 20 %) испытания ограничивались ее определениями. Для малозольных углей изучение выполнялось по полной программе. Она включала как полный технический анализ, так и петрографические исследования, а также определение показателя отражения витринита (R₀): 94 анализа.

Петрографические исследования проводились на аншлифах-брикетах в отраженном свете, в масляной иммерсии при увеличении 300 и включали описание аншлифов с подсчетом микрокомпонентного состава, а также определение показателя отражения витринита. Применяемый в последнем случае стандартизированный метод заключается в измерении и сравнении электрических токов, возникающих в фотоэлектронном умножителе под влиянием света, отраженного от полированной поверхности аншлифа-брикета и образца сравнения. Особо отметим, что определение показателя отражения R₀ строго проводилось только для микрокомпонентов группы витринита с соблюдением регламентированного числа замеров и расчетом средних показателей.

Количественное соотношение микрокомпонентов показано на рис. 1. Приведенные сведения отчетливо демонстрируют абсолютное преобладание среди изученных углей гелитолитов. Марочный состав углей определяется преобладающими значениями R₀ = 0,4-0,6 %, что соответствует плотным бурым и низкометаморфизованным каменным углям (ЗБ-Д-ДГ). На рис. 2 показано соотношение показателя R₀ с абсолютными отметками угольных пластов и прослоев. Отчетливо видна зависимость повышения значений R₀ с глубиной, составляющая примерно 0,12 % на 1 км. Эти данные соответствуют “обычному" градиенту изменения R₀ в осадочных бассейнах с "нормальным" геотермическим режимом, составляющему примерно 0,15 % на 1 км глубины (Волкова, 1990).

Существенно иначе выглядит картина при раздельной оценке изменений R₀ по конкретным изученным скважинам. Интервалы опробования по ним в основном составляли 60-100 м (таблица). Несмотря на невысокие значения коэффициентов корреляции, что обусловлено небольшим числом проб, по всем изученным скважинам получен абсолютно тождественный результат. Это позволяет быть уверенными в том, что полученные нетривиальные сведения не являются артефактом (помимо того, что пробы углей отбирались и анализировались в разное время и независимыми партиями).

Полученные результаты по первым пяти скважинам в графическом виде изображены на рис. 3. Помимо линий регрессий вида Z= f(R) на нем показаны эллипсоиды рассеяния, определившие весьма необычный для угленосных толщ характер изменений значений R0, находящийся в существенном противоречии с правилом Хильта (чем больше стратиграфическая глубина залегания угольного пласта, тем меньше выход летучих веществ, т.е. выше метаморфизм углей).

Во-первых, налицо резкий контраст между региональной составляющей метаморфизма, установленной для общего положения тюменской свиты (см. рис. 2), и трендами изменения R₀ по конкретным скважинам: это различие превышает целый порядок (изменение в 20 раз!). Более того, полученные данные для конкретных скважин “в разы" превышают и значения ΔR₀, присущие узкому диапазону углей марок Ж-К, для которых ступень метаморфизма характеризуется минимальным значением 100-150 м.

Во-вторых, это ступенчатость в изменениях R₀, показанная эллипсоидами рассеяния (см. рис. 3). С наращиванием глубины значения R₀ изменяются скачкообразно, причем каждый следующий “скачок" возвращает R₀ к начальным или даже, более того, меньшим (!) значениям. По внешней (графической) форме такого проявления мы назвали его Z-метаморфизмом, или зет-метаморфизмом, как это сделано Ю.А. Косыгиным для зет-системы (Косыгин Ю.А., 1983).

Что касается границ указанных скачкообразных изменений R₀, то намечается их достаточно отчетливая геологическая природа.

Во-первых, это граница тюменской свиты и радомской пачки (Л50, Т20). Во-вторых, это граница ЛЦ-3 и ЛЦ-4, по которой выровнено положение скважин (см. рис. 3). Особо подчеркнем, что анализируемые изменения не зависят от глубины залегания углепроявлений (равно как и от их абсолютных отметок), меняющейся в значительном диапазоне - от 1700 до 2400 м. В-третьих, это граница между крупными комплексами отложений: нижним озерно-аллювиальным и верхним прибрежно-бассейновым. Смещаясь вверх по разрезу тюменской свиты в направлении с северо-востока на юго-запад, в скв. Л50 она совпадает с границей ЛЦ-3 и ЛЦ-4, а в скв. Я71 близка к ней. В скв. С48 она не проявлена (скорее всего, из-за недостаточности выборки в объеме 6 проб), но зато в скв. Т20 (крайняя на западе Шаимского НГР) она видна особенно отчетливо.

Суммируем изложенное в модельном представлении, показывающем принципиальную несхожесть полученных данных с “классическими” положениями о метаморфизме угленосных толщ и угольных пластов (рис. 4, А). Действительно, если установленная общая зависимость значений R₀ от Н, приведенная на рис. 2, “вписывается" в представления о достаточно “скоростном" накоплении толщ, то данные по конкретным скважинам не соответствуют ни одному из известных угольных объектов (см. рис. 4, 6). Более же детальный анализ зависимости R₀ от Z (“скачки” на рис. 3) позволил нам представить модель зет-метаморфизма.

Для верификации полученных сведений приведем результаты исследований по скв. 23 Западно-Тугровского месторождения, расположенного на севере Шаимского ИГР. Более высокие значения R₀ обусловлены здесь площадной составляющей общего градиента метаморфизма (см. рис. 2).

Угли тюменской свиты в скв. 23 относятся к классам 06 и 07, что соответствует маркам Д-Г и определяет подстадию мезокатагенеза МК₁. На фоне постепенного увеличения R₀ с глубиной (рис. 5, А) совершенно аномальными выглядят показатели R₀ для двух углепроявлений шеркалинской свиты. При невысокой зольности и весьма сложном (“микститовом") петрографическом составе они имеют значения R₀ = 0,53-0,57 % (класс 05, соответствующий самой низкой стадии метаморфизма каменных углей - Д). Одна из возможных причин такого стратиграфического “несоответствия" полученных показателей, вероятно, заключается в различных геологических условиях формирования шеркалинской и тюменской свит: меньшая зрелость углей шеркалинской свиты может определяться более “скоростным” режимом осадко- и торфонакопления, т.е. иметь первичную (генетическую) природу (см. рис. 4, А). В целом же по разрезу скважины, как и для тюменской свиты в частности (рис. 5, Б), соблюдается абсолютно такое же проявление зет-метаморфизма, что и описано выше, с “многоступенчатым" понижением R₀ на тех же границах с отчетливой геологической “привязкой".

Причина охарактеризованных нестандартных и с позиций “классической" угольной геологии по сути аномальных явлений заключается, на наш взгляд, прежде всего, в том, что нефтегазоносные толщи (в данном случае, Западно-Сибирской площади) не испытали ощутимых постинверсионных поднятий. На возникновение зон разуплотнений, возникающих в ходе нелинейных преобразований в нефтегазоносных толщах, указывали Ю.К. Бурлин и Е.Е. Карнюшина (1998). Е.П. Свистуновым (2002) четко определено, что в ходе развития нефтегазоносных бассейнов "... по мере погружения происходит их самоорганизация и формируются энергетические уровни, на которых идет трансформация потенциальной энергии, аккумулированной в процессе образования...". При этом один из типов геотермических аномалий связан "... со скачкообразным изменением теплофизических свойств пород при нелинейно протекающих процессах литогенеза, что приводит к локальной деформации теплового поля (разуплотнение пород, трансформация минералов и др.)”. Что же касается именно угля, то весьма возможный ответ на причину аномального метаморфизма дан В.В. Мокринским в понятии “фрикциометаморфизма” (лат. frictio - трение), использованном им при изучении углей Южно-Якутского бассейна [1]. К таковому отнесен особый вид динамометаморфизма, возникающий под влиянием давления или сильного перенапряжения пород, переходящего в трение и сопровождаемого значительным выделением тепла. Идея фрикциометаморфизма как таковая была достаточно быстро дезавуирована даже для южно-якутских углей. Однако изложенные факты по несогласованности изменений ОВ с классически линейными представлениями угольной геологии позволяют вернуться к ней, рассматривая проблему в несколько ином ракурсе.

Так, В.Б. Писецким предложена дискретная модель среды (DFM - динамико-флюидная модель), в которой рассматривается “...организованное множество блоков различного порядка, образовавшихся в результате закономерного процесса разрушения среды с предварительной системой дефектов структуры, заложенной на временных границах седиментационных циклов и событий" [4]. Запас накопленной энергии реализуется в виде трения между плоскостями, где флюидная составляющая играет роль смазки поверхностей. Тем самым обеспечивается высокая изменчивость горизонтальной компоненты напряжения, которая достигает экстремальных значений на фрикционных границах. То, что углепроявления как нельзя лучше подходят на роль этой “смазки”, не нуждается в расшифровке.

При формировании современной структуры Западно-Сибирского осадочного бассейна, несомненно, имели место субвертикальные тектонические подвижки. В основном они "гасились” мощным осадочным чехлом, но импульсы литостатического напряжения “разряжались” на фрикционных послойных границах, как это показано В.Б. Писецким. Именно с ними и следует связывать проявление фрикциометаморфизма углей, имеющего зет-образный облик. Мы не в силах пока точно ответить на вопрос, когда конкретно он проявлен. Весьма вероятно - это граница олигоцена и миоцена (23 млн лет). Однако с не меньшим "правом” на эту роль могут претендовать границы миоцена и плиоцена (5,3 млн лет), плиоцена и плейстоцена (1,8 млн лет). С достаточной степенью уверенности можно лишь полагать, что зет-метаморфизм проявился не ранее позднеолигоценового времени. А соответственно данному выводу находит дополнительное подтверждение весьма важное в практическом отношении положение. Оно сводится к тому, что “...в пределах Западно-Сибирской плиты...к новейшему времени приурочена фаза довольно интенсивного формирования месторождений нефти и газа...неотектонические движения контролировали аккумуляцию, дифференциальное улавливание и рассеивание углеводородов из залежей в процессе формирования месторождений" [2, с. 216].

Таким образом, применением классических методов изучения угленосных толщ мы вплотную пришли к обоснованию достаточно широко распространенного положения о том, что "УВ из зон нефтегазообразования мигрируют в потенциальные залежи под действием неотектонических факторов" [3]. Из этого непосредственно вытекают выводы, касающиеся применения различных методов поиска нефтегазовых залежей.

Литература

1. Мокринский В.В. Метаморфизм углей Южной Якутии // Южно-Якутская угленосная площадь. - М.-Л.: Изд-во АН СССР, 1961.

2. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири / Под ред. Н.А. Флоренсова, И.П. Варламова. - М.: Недра, 1981.

3. Нургалиев Д.К. Геологические факторы прогнозирования зон нефтегазоскопления в осадочном чехле // Геотехнологии. - 2006. - Вып. 1(9).

4. Писецкий В.Б. Механизм разрушения осадочных отложений и эффекты трения в дискретных средах // Изв. вузов: Горный журнал. - 2005. - № 1.

5. Юзвицкий А.З. Западно-Сибирский угольный бассейн / А.З. Юзвицкий, А.С. Фомичев, О.И. Бостриков, В.И. Данилов // Угольная база России. - Т. II. - М.: ООО “Геоинформцентр”, 2003.

© Коллектив авторов, 2007

Abstract

In the article the lower plate complex of West Siberian oil and gas megaprovince is regarded as coal-bearing series from facial-cyclic analysis. This provides a possibility to construct and characterize geological “framework* of complexly formed and to significant extent reduced oil-saturated part of stratigraphic section.

The main attention is given to coal metamorphism characteristics based on almost hundred of definitions for vitrinite refraction index. The great bulk of these data is rather uncommon for oil and gas strata and deserve attention especially with due regard to their presence in several wells including the total Middle Jurassic strata. Known interrelation of many coal-bearing and oil-and-gas- bearing series is realized for lower structural level of West Siberian sedimentary megabasin (Ji_₂). Studied coals of Tyumen Suite in Shaim oil-and-gas-bearing area regard to humolites. These coals were examined under extensive complex of coal-petrographic researches, including 94 evaluations of R₀. It was revealed the metamorphism, uncommon for typical coal-bearing series, with stepped variation (sawtooth variation) of R₀ named as “Z-me- tamorphism. It is caused by postinversion layered tectonic movements of frictional character. The last ones were occurred not earlier than Late Oligocene. Just neotectonics occasioned, probably, the main oil-and-gas pools.

Таблица Зависимости между глубиной залегания углепроявлений тюменской свиты (Z) и показателем отражения витринита (R₀), характеризующим степень метаморфизма углей

Месторождение, скважина	Индекс	Уравнения регрессии (при Z*10^-3)		Коэффициент корреляции (r0.05)	Изменения значений
	Проб (число данных)	зависимость	уравнение		ΔR0/100м, %	ступень, м (на 0,1 % R0)
Яхлинское, 10671	Я71 (10)	z = f (R)	Z= -1,948 - 0,517 R0	-0,67	0,19	52
		R = f(Z)	R0= -1,394 - 0,874 Z	(± 0,63)
Сыморьяхское, 10548	С48 (6)	Z = f (R)	Z = -1,872 - 0,313 R0	-0,81	0,26	38
		R = f(Z)	R0= -3,694 - 2,081 Z	(± 0,81)
Ловинское, 10650	Л50 (11)	Z = f (R)	Z = -2,009 - 0,282 R0	- 0,60	0,21	48
		R = f(Z)	R0 = -2,170 - 1,266 Z	(± 0,60)
Ловинское, 10628	Л28 (8)	z = f (R)	Z = -1,956 - 0,365 R0	- 0,59	0,26	38
		R = f(Z)	R0= -1,461 - 0,939 Z	(± 0,71)
Тальниковое, 10320	Т20 (13)	Z = f (R)	Z = -1,619 - 0,168 R0	- 0,45	0,31	32
		R = f(Z)	R0= -1,560 - 1,211 Z	(± 0,55)
Западно-Тугровское, 23	3T23 (14)	Z = f (R)	Z = -2,029 - 0,249 R0	- 0,40	0,21	49
		R = f(Z)	R0= -0,714 - 0,640 Z	(± 0,53)
Западно-Тугровское, 23 (без радомской пачки)	3T23 (14)	Z = f (R)	Z = -2,053 - 0,201 R0	-0,45	0,27	37
		R = f(Z)	R0=-1,528 - 1,013 Z	(± 0,60)

Рис. 1. СООТНОШЕНИЕ МИКРОКОМПОНЕНТОВ В ГУМО/1ИТАХ ШАИМСКОГО НГР В КООРДИНАТАХ Vt +Sv (гелифицированное вещество) - I (фюзенизированное вещество) - L (липоидное вещество)

I- гелитолиты, II- фюзенолиты. III- липоидолиты, IV- микстогумолиты; положение проб углей в стратиграфических интервалах разреза: 1-4 - в литоциклах второго порядка тюменской свиты (сверху вниз от ЛЦ-1 до ЛЦ-4). 5 - радомской пачки. 6 - шеркалинской свиты

Рис. 2. ЗАВИСИМОСТЬ ПОКАЗАТЕЛЯ ОТРАЖЕНИЯ ВИТРИНИТА ОТ АБСОЛЮТНОЙ ОТМЕТКИ ЗАЛЕГАНИЯ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И ПРОСЛОЕВ

Показатели Ro для углепроявлений: 1 - тюменской свиты; 2- по скв. 23 Западно-Тугровского месторождения (пробы 3T-23); 3- радомской пачки: 4 - шеркалинской свиты

Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЯ МЕТАМОРФИЗМА УГЛЕЙ

Пачки: А - Я71. Б-С48, В-Л50, Г- Л28, Д-Т20; 1 - перекрывающие тюменскую свиту морские отложения; 2- нерасчлененные породы фундамента; литоциклы II порядка (цифры в колонках), Р- радомская пачка, Ш -шеркалинская свита; 3-горизонт выравнивания на границе 3-ro и 4-го литоциклов; 4 - линия регрессии для зависимости Z = f(R); 5- граница озерно-аллювиального (нижняя часть) и прибрежно-бассейнового (верхняя часть) комплексов: 6 - эллипсоиды рассеяния

Рис. 4. МОДЕЛЬНЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О МЕТАМОРФИЗМЕ УГЛЕЙ

А - общая модель, отражающая зависимость показателей, характеризующих метаморфизм углей (повышение R₀ и понижение V^daf) от глубины их залегания (Н); 1 - термальный прогрев толщи. в предельном случае - контактовый метаморфизм); V∞, - максимальная скорость осадконакопления: Б-зависимость между глубинами залегания углепроявлений и отражательной способностью витринита: 1 - для общего положения тюменской свиты; 2- спектр корреляционных зависимостей по конкретным скважинам; 3 - линия. соответствующая увеличению 0.1 % R₀ на 100 м глубины; В-принципиальная модель проявления зет-метаморфизма; 1 - региональная составляющая, отражающая повышение значений R0 с увеличением глубины Н; 2- разделяющие поверхности (неоднородности в строении толщи); 3- аномальные проявления метаморфизма углей. инициированные наложенным фактором F

Рис. 5. ИЗМЕНЕНИЯ МЕТАМОРФИЗМА УГЛЕЙ ПО скв. 23 ЗАПАДНО-ТУГРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (3T23)

А - по всем проанализированным пробам; Б - по тюменской свите; усл. обозначения см. на рис. 3