Происхождение нефти газа: от теории происхождения к технологиям поисков > Теоретические вопросы происхождения нефти
Полигенез, миксгенетизм - это как быть немного беременной. А Вы как думаете?
Карпов Валерий Александрович:
Ахмет Исакович!
Действительно, тектоноблендер – это тот же разлом, который имеет пространственно - временную характеристику, особые свойства: это разлом в активной фазе развития в строго определенное время (к примеру: в Западной Сибири – олигоценовые разломы, в Припятском прогибе-пермо-триасовые).Именно этим тектоноблендер отличается от просто разлома : в своем развитии любой разлом в определенный период несет свойства тектоноблендера.
В отношении допущения одновременной или разновременной нисходящей и восходящей миграции,- это не противоречит законам физики и пластовой гидродинамики, т.к. флюиды действительно движутся в горном (приразломном) пространстве (далеко необязательно в пластах) согласно градиентам давления, а приведенные давления нижних горизонтов в определенный период становятся ниже верхних горизонтов (пьезоминимумы). И эти пьезоминимумы одновременно наполняются элизионными и инфильтрационными водами и УВ.Пример: Припятский пригиб. Здесь нефти и воды межсолевых отложений по тектоноблендеру в пермо-триасе переместились в результате нисходящей фильтрации в подсолевые отложения (при сходности хим.состава нефтей в подсолевых отложениях приведенное пластовое давление меньше, чем в подсолевых). В то же время нередко, подсолевые терригенные отложения лишены скоплений УВ (только остаточная нефть в виде признаков) при повышенных приведенных пластовых давлениях, а залегающие выше подсолевые карбонатные отложения содержат промышленную нефть при пониженных приведенных пластовых давлениях и одинаковой химии пластовых вод, что свидетельствует о последствии восходящей миграции флюидов в том же пермо – триасе.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, значит Вы согласились, что тектоноблендер - это разлом, который в определенный период несет свойства тектоноблендера. Понятно.
Насчет движения флюидов вниз, не убедили, по разному понимаем физику процесса.
Пример с Припятским прогибом интересен, но его нефтегазоносность может быть объяснена по другому (полный текст см. Тимурзиев А.И. Новейшая тектоника и нефтегазоносность запада Туранской плиты. Геология нефти и газа, №1, 2006, c.32-44. - http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_26.pdf)
На примере ряда НГБ различного возраста, тектонического строения и истории развития показано универсальное свойство (закон) в распределении запасов УВ по разрезу земной коры, заключающееся в закономерном тяготении промышленных скоплений УВ к средним между максимальными и минимальными для конкретных территорий значениям градиентов амплитуд (скорости) неотектонических движений (НТД). При этом стратиграфическая локализация залежей и основных запасов УВ месторождений находится в строгой функциональной связи с количественными параметрами активности НТД (градиент амплитуд и скорости) и может с высокой степенью достоверности прогнозироваться.
Результаты палеотектонического анализа по ряду нефтегазоносных областей бывшего СССР и мира приводят к выводу о нефтегазоносности структурных элементов, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в неоген-четвертичное время. Вместе с тем неотектонические движения положительного знака при значительных амплитудах играют негативную роль при формировании залежей нефти и газа (нарушение герметичности и дегазация недр). Последнее имеет место в пределах складчатых бортов нефтегазоносных областей, где нефтегазовые скопления выведены в приповерхностные условия и разрушены.
Сказанное определяет необходимость использования количественных параметров НТД для определения нижних и верхних пределов активности, характеризующих их позитивную и негативную роль в формировании зон нефтегазонакопления.
Как известно, параметры активности НТД для различных НГБ имеют широкий диапазон изменения. Абсолютные значения амплитуд и градиентов амплитуд (скорости) НТД различных НГБ могут отличаться на порядок (например, Южный Мангышлак и Предкавказье). Активность НТД ослабевает в ряду геоструктурных элементов от горных (складчатых и глыбово-складчатых) сооружений, предгорных (межгорных) прогибов к платформам. Однако, независимо от возраста горно-складчатых сооружений и платформенных областей, НТД проявились повсеместно, отличаясь лишь величиной активности движений (амплитудой, знаком и дифференцированностью).
Для всех проанализированных НГБ нами установлен единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами зонах нефтегазоносных бассейнов, со средними значениями градиентов амплитуд и скоростей неотектонических движений.
ДДВ. Приведем пример необоснованного отрицания связей нефтегазоносности с неотектоническими движениями [4]. Б.П.Кабышев говорит об этом так: «… анализ связей неотектонических признаков с нефтегазоносностью в условиях ДДВ не подтверждает их причиной зависимости» (стр.6). Допуская «некоторое влияние, неотектонической активности зон и структур на размещение залежей нефти и газа в негенерирующих продуктивных комплексах» верхней части разреза осадочного чехла (нижняя пермь – верхний карбон, верхняя пермь, триас, юра), Б.П.Кабышев утверждает, что «никакого влияния неоген-четвертичных движений не отмечается в размещении первичных залежей УВ в генерирующем продуктивном комплексе нижнего карбона». Не вдаваясь в вопросы генезиса УВ заметим, что «первичные залежи УВ в генерирующем продуктивном комплексе нижнего карбона» по [4] содержат лишь 27 % разведанных запасов УВ региона, в то время как вторичные залежи нефти и газа нижнепермско-верхнекаменноугольного комплекса, образовавшиеся в результате вертикальной миграции из нижележащих питающих комплексов», содержит 67,3 % разведанных запасов УВ ДДВ. По отношению к этим 67,3 % запасов УВ автор допускает «некоторое влияние неотектонической активности...».
Что касается меры этого влияния, Б.П.Кабышев утверждает «...запасы УВ не тяготеют к каким-либо определенным неотектоническим зонам или объектам, они рассредоточены по всей территории ДДВ, за исключением малоперспективной по геологическим причинам крайней северо-западной части» (стр.5). Здесь Б.П.Кабышев отрицает очевидные факты. А именно, согласно [4], если в верхневизейско-серпуховском продуктивном комплексе нижнего карбона, содержащем 27 % разведанных запасов УВ региона, наибольшая часть запасов УВ приурочена к структурам с амплитудой неоген-четвертичных движений 80-140 м и с градиентом этих движений 2-6 м/км, то в нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе, содержащем 67,3 % разведанных запасов УВ, соответственно 100-160 м и 3-8 м/км. То есть, налицо повышение, как стратиграфического интервала локализаций, так и абсолютных запасов УВ региона с увеличением активности НТД. Что более важно в аспекте нашей аргументации, так это то, что 94,3% запасов УВ ДДВ (абсолютное большинство) сконцентрировано в узком, строго фиксированном интервале амплитуд и градиентов амплитуд НТД, характеризующими средние значения активности НТД (Табл.2).
Недостающие 5,7 % запасов приходятся на девонский комплекс со значениями амплитуд 30-80м и градиентами амплитуд 1-2м/км.
Для окончательного суждения достаточно сопоставить эту таблицу (Табл.2) с нашей таблицей (Табл.1), и сделать вывод по существу вопроса: распределение запасов УВ по залежам в пределах ДДВ подчинено установленному автором закону, имеет количественное выражение и может служить инструментом прогноза стратиграфической локализации запасов УВ в разрезе прогнозируемых структур.
Таблица 2. Стратиграфическая приуроченность запасов (залежей) нефти и газа ДДВ (см. графическое приложение).
Литература
4. Кабышев Б.П. О связи нефтегазоносности с неотектоническими движениями на древней платформе. – Геология нефти и газа, №2, 1985, с.3-8.
Валерий Александрович, все что связано с закономерностями пространственно-стратиграфического распределения нефтегазоносности в земной коре объясняется на основе строгих количественных связей (взаимоотношений) проводящих и экранирующих свойств разреза в пределах нефтегазоносных бассейнов Земли. Это тоже физика и, если у Вас есть данные по количественным параметрам новейших тектонических движений и мощностям региональных флюидлупоров нефтегазоносных комплексов, Вам не составит большого труда убедиться в универсальности выведенного мной закона. Если нужны консультации, пожалуйста.
Карпов Валерий Александрович:
"Результаты палеотектонического анализа по ряду нефтегазоносных областей бывшего СССР и мира приводят к выводу о нефтегазоносности структурных элементов, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в неоген-четвертичное время. Вместе с тем неотектонические движения положительного знака при значительных амплитудах играют негативную роль при формировании залежей нефти и газа (нарушение герметичности и дегазация недр). Последнее имеет место в пределах складчатых бортов нефтегазоносных областей, где нефтегазовые скопления выведены в приповерхностные условия и разрушены.
Сказанное определяет необходимость использования количественных параметров НТД для определения нижних и верхних пределов активности, характеризующих их позитивную и негативную роль в формировании зон нефтегазонакопления.
Для всех проанализированных НГБ нами установлен единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами зонах нефтегазоносных бассейнов, со средними значениями градиентов амплитуд и скоростей неотектонических движений."
Ахмет Исакович!
И здесь усматривается "работа" тектоноблендера: при малой активности тектоноблендера на неотектоническом этапе необходимые и достаточные условия для сохранения скопления УВ остаются, при переходе через критические значения активности первичные залежи подлежат разрушению, переформированию с образованием "пустых" положительны структур и вторичных скоплений на опущенных крыльях тектоноблендера.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, все так и не так. Все залежи нефти и газа на планете Земля сформированы в среднемиоцен-четвертичное время (В.Б.Порфирьев об этом озарился первый). Древних залежей не существует, кроме дериватов палео- (разрушенных) залежей, наблюдаемые и описываемые органиками в качестве всякого рода РОВ, керогена и прочих углеродистых и битуминозных включений в породах различного возраста, включая и самые древние из известных на Земле.
А поскольку все залежи молодые, говорить о первичных триасовых залежах их переформировании, разрушении и формировании вторичных залежей не приходится. Здесь опять сказывается Ваша неопределенность в убеждениях, Вы и не органик и не неорганик, застряли где-то между. И так будет во всем, всегда будите наступать на грабли, пока не примите те или иные убеждения и не начнете под них (то есть убеждения, устав, значит) выстраивать все свои знания и опыт для формулирования собственной парадигмы.
Просветления Вам и удачи.
Карпов Валерий Александрович:
Ахмет Исакович!
Представляется, что все не так!
Все залежи нефти и газа на планете Земля сформированы в разное время, определенное тектоникой региона. Древние залежи существует, и наблюдаются и описываются геологами в разных регионах на разных стратиграфических уровнях. И поскольку все вторичные залежи молодые (а их подавляющее большинство), возникает ложное представлении об отсутствии более древних первичных скоплений.
И моя неопределенность здесь не причем, она (неопределенность) – всеобщая. Я сознательно не тороплюсь примыкать окончательно ни к органикам, ни к неорганикам, и не застрял между ними, а, дабы не впасть в крайность, нахожусь в стороне, присматриваясь ко всем, что бы не проморгать момент появления оптимальной методики нефтегазопоисковых работ. И это делаю исключительно ради того, что бы не наступать на грабли.
И Вам удачи и просветления.
Навигация
Перейти к полной версии