Все о разломах и трещинах; методы изучения и приложения в практику > Разломы и нефтегазоносность недр
От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович Карпов, как активный участник форума и страстный приверженец роли разломов в нефтегазонакоплении получает бонус: мы открываем самостоятельную тему в этом разделе. Название темы предложили мы: "от разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад", но а хозяином здесь будет Валерий Александрович. Ему и карты в руки, пусть наполняет раздел и привлекает участников к обсуждению своей темы.
Думаю, начать следует с формулировки термина и введения понятийной основы, а от этой печки мы уже и будем плясать, обсуждая предложенное нововведение как по названию, так и по сути его геологического наполнения. В добрый путь.
Карпов Валерий Александрович:
Спасибо большое за такую возможность.
Если разрешите, начну с первых шагов, с некого введения.
1. О роли разломов в размещении скоплений углеводородов.
Очевидно, что разломы (тектонические нарушения) в той или иной степени прямо или косвенно определяют условия формирования скоплений углеводородов (УВ). По степени изученности разломной тектоники и уровню познания ее связи с нефтегазоносностью среди других регионов выделяется Припятский прогиб.
Припятский прогиб – составная часть Припятско-Днепровско-Донецкого авлакогена. Формирование прогиба связано с герцинским тектогенезом и обусловлено опусканием кристаллического фундамента по глубинным разломам, что привело к накоплению осадочной толщи мощностью до 6000 м. Наиболее интенсивно эти процессы развивались в конце девона и начале карбона, а во внутреннем грабене (в центре и на юге прогиба) - в пермо-триасе. Осадочные образования характеризуются большим разнообразием литологического состава: терригенные, карбонатные, карбонатно-терригенные, галогенные, эффузивные. Основную часть толщи составляют девонские отложения, характеризующиеся шестью комплексами, которые выделяются по литологическим признакам: подсолевой терригенный, подсолевой карбонатный, нижнесоленосной, межсолевой, верхнесоленосной и надсолевой. Подсолевой комплекс характеризуется блоковой структурой, межсолевой – пликативно-блоковой, надсолевой – преимущественно пликативной с элементами разрывной тектоники, осложненной соляным тектогенезом.
Припятский прогиб уникален тем, что здесь как нигде изучены залежи нефти, связанные с разломами, что здесь раньше всех стали готовить под глубокое бурение приразломные структуры, что белорусские геологи ближе всех подошли к пониманию истинной роли разломов в нефтегазонакоплении. В других нефтегазоносных провинциях эта роль определена различно, но в большинстве случаев - оценена не в полной мере.
В Западной Сибири, к примеру, факт существования разломов, рифтогенных образований стал признаваться относительно давно, но далеко не всеми. Происходит это потому, что разломы традиционно считались малозначимыми в процессе формирования месторождений УВ в юрских и меловых отложениях. Сейсморазведкой они картировались хаотично, без ощутимых амплитудных смещений, без градации по кинематическим и динамическим признакам, без определения их времени заложения, истории их развития и т.п.
Как известно, большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития: в Западной Сибири - это поднятия, содержащие Самотлорское, Федоровское, Западно - и Восточно-Сургутские, Красноленинское и другие месторождения, в Припятском прогибе - это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты в данных регионах (как и в других старых нефтегазоносных провинциях) уже исчерпаны. И если сибирские месторождения приурочены к антиклинальным поднятиям, то белорусские представлены главным образом тектонически экранированными ловушками и занимают головные части моноклинальных блоков (т. е. являются неантиклинальными), группирующихся вдоль субширотных рифтогенных разломов в узлах пересечения с субмеридиональными доплатформенными разломами. При этом все эти месторождения контролируются предпермскими поднятиями. И так как в северной части Припятского прогиба в послекаменноугольное время перестроек структурного плана не наблюдалось, то «структурная» методика размещения скважин здесь увенчалась успехом. В центре и на юге прогиба в пермо-триасе наблюдались масштабные перестройки структурного плана, что и определило низкую эффективность нефтепоисковых работ, основанных на том же «структурном» подходе ведения нефтепоисковых работ. Природные резервуары УВ претерпели глубокие преобразования во время рифтогенеза на этапах растяжения и сжатия, имевших место вплоть до среднего триаса, что создало основу для развития «неструктурных» (неантиклинальных) ловушек различного генезиса и морфологии(7).
Особенности тектонического развития Припятского прогиба предопределили развитие значительного спектра «неструктурных» ловушек, помимо тектонически экранированных, так или иначе связанных с разломами.
В саргаевском горизонте (при обводненности выше лежащего семилукского) образовались литологически экранированные ловушки за счет бокового экрана при изменении регионального наклона в процессе рифтогенного разломообразования (Притокская и др. площади)
В межсолевой толще за счет этого же процесса формируются ловушки, связанные с расформированными древними поднятиями (Южно-Вишанская площадь), палеогеоморфологические ловушки, обусловленные предлебедянским эрозионным врезом (Восточно-Вишанская площадь), клиноформенными образованиями (Восточно-Выступовичская площадь), так же подконтрольными рифтогенными разломами.
Особое место среди «неструктурных» ловушек занимают ловушки, прямо связанные с областями динамического влияния разломов, с зонами вторичной трещиноватости, - катагенетически запечатанные залежи УВ. Они имеют ряд особенностей:
-залежи образуются одновременно с формированием ловушек(6,7) и являются самыми молодыми (триас и позднее)
-локализация максимумов разуплотнения (участков вторичных скоплений УВ) определяются изменением тектонической напряженности вдоль активного разлома, мощностью и литологией продуктивных горизонтов. Избирательность разуплотнения (трещинообразования) приводит к смещению скоплений УВ как по площади, так и по разрезу. В результате под водоносными породами, подвергшимися разуплотнению в малой степени, могут существовать залежи в породах, претерпевших интенсивное трещинообразование (Южно-Валавская, Кузьмичевская, Чисто-Лужская площади). Развитие залежей ожидается в любой части разреза вплоть до кристаллического фундамента вне зависимости от структурного плана, подчиняясь геометрии зоны разуплотнения вдоль разлома. Опосредственное влияние разломов через галокинез нижнесоленосной толщи обнаружено при изучении залежей в межсолевой толще в подошвенной (Каменская и Южно-Домановичская площади) и кровельной (Золотухинская площадь) частях толщи. В ряде случаев залежи подчинены не субширотным (рифтогенным) разломам, а субмеридиональным (доплатформенным) разломам, ожившим в пермо-триасе (Комаровичская, Савичская, Притокская площади).
Активные в пермо-триасе разломы обладают рядом существенных свойств: аномальной прогретостью недр, повышенной магнитной напряженностью, локальными гравиминимумами. Причем, если сопоставить грави - и магнитное поля, то на корреляционных графиках при наличии региональной прямой связи этих параметров наблюдается приуроченность нефтегазосодержащих земель к избыточным значениям магнитной напряженности. Влияние разломной тектоники на флюидодинамику очевидно. При тектонической активизации движение флюидов в зонах разломов и прилегающем пространстве осуществляется в направлении максимального проявления дилатансии. Скачкообразный характер землетрясений, их вибрационный эффект определяет направленность и масштабы ремиграции и локализации вторичных залежей. В общем случае происходит трансформация совокупности латерально чередующихся и соподчиненных залежей УВ (антиклинальных и пр.) в совокупность вертикально чередующихся приразломных скоплений (месторождение), из субгоризонтального ряда - в субвертикальный, с появлением положительных структур, лишенных УВ.
Признано, что рациональная методика нефтегазопоисковых работ в этом регионе основана на знании следующих характеристик оцениваемого природного резервуара (помимо структурной):
-условия седиментации нефтегазоперспективных отложений с целью создания модели первичного природного резервуара, определяемой конседиментационным разломом;
-предпермского структурного плана, предшествующего последнему этапу активизации тектонических движений (пермо-триасовому) и контролирующего размещение первичных скоплений УВ, связанного с характером развития допермских доплаформенных и рифтогенных разломов;
- характер развития структур на завершающем этапе с выделением наиболее тектонически активных зон, разломов, с оценкой степени влияния этого этапа развития на первичные ловушки с целью прогнозирования сохранившихся первичных и новообразованных вторичных залежей УВ;
-области максимальной динамической активности разлома, определяемые по соотношению локальных составляющих грави - и магнитных полей.
Центром максимальной тектонической активности в пермо-триасе является Домановичско-Заозерная субмеридиональная (возрожденная доплатформенная) зона дислокаций, несущая признаки сдвиговой природы и контролирующая наибольшее число обнаруженных (и прогнозных) вторичных залежей УВ(6). Речицкое месторождение нефти приурочено к северо-восточному тектоническому элементу этой зоны. Гелиеметрическое опробование, проведенное здесь, показало сквозную проницаемость разреза и глубинную природу потока флюидов(2). Рисунок 1 наглядно иллюстрирует, что приразломная часть опущенного крыла межсолевой залежи (как яркий пример катагенетической залежи) контролируются минимальными значениями гравитационного поля, максимальными значениями магнитной напряженности и максимальными амплитудами современных вертикальных движений земной поверхности.
РИС.1.
ГЕОДИНАМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА Речицкого месторождения ( По Багдасаровой М.В.)1 — образование кепрока; 2 — поверхность кристаллического фундамента; 3 — карбонатные комплексы (продуктивные), сильно измененные в результате проработки гидротермальными растворами (по данным В.Е. Ржанникова и др.); 4 — зона галитового метасоматоза; 5 — надсолевые отложения верхнего девона с признаками засоления в период осадконакопления; 6 — нижняя соленосная толща 7 — наиболее проницаемая зона для современных флюидоперетоков (по данным геохимических и геофизических наблюдений); 8 — реперные горизонты в соленосной толще верхнего девона и зоны их замещения (по данным Ржанникова В.Е. 1974); 9 — разломы фундамента и осадочного чехла; 10 ~ содержание водорастворенного гелия четвертичных отложении в зоне Речицкого разлома; 11 — изменение во времени магнитного поля над Речицким разломом; 12 — современные вертикальные движения земной поверхности в зоне Речицкого раз лома; 13 — изменение во времени гравитационного поля над Речицким разломом; 14-преобладающие напряжения растяжения над Речицким разломом
Карпов Валерий Александрович:
Продолжение.
В результате некоторых попыток изучения геологического строения и закономерностей пространственного размещения месторождений углеводородов Западной Сибири отмечалось, что эти месторождения тяготеют к крупным разломам земной коры. В итоге, вдоль разломов возникают крупные антиклинальные структуры, улучшается проницаемость плотных горных пород, т. е. создаются благоприятные условия для накопления нефти и газа. По подсчетам некоторых ученых, до 70% месторождений Западной Сибири сконцентрировано в приразломных зонах (М. И. Баренцев, А.С. Кузнецов, 1974). Более того, сформулирована крупная научная проблема, связанная с глобальным проявлением новейшей сдвиговой тектоники в пределах разновозрастных осадочных бассейнов мира(10).
В континентальной коре Западно-Сибирской плиты развита палеорифтовая система триасового возраста с присущими ей геофизическими, глубинными, термальными, структурными и геологическими признаками. Система рифтов Западной Сибири состоит из двух основных ветвей: меридиональной Колтогорско-Уренгойской (протяженность до 1800 км при ширине до 80-100 км) и северо-западной Худотейско-Ямальской. В магнитном поле рифтовым зонам отвечают положительные аномалии, а в их основании, при отсутствии геосинклинально-складчатого комплекса, отмечаются интрузивные породы основного состава на глубине 3-5 км. Рифты перекрыты надрифтовыми платформенными отложениями юрского возраста. Развитие рифтов в пределах Западно-Сибирской плиты доказывается повышением температуры на глубине 1 км на 3-4°С относительно окружающих пород в южной части этого региона. Колтогорско-Уренгойский рифт подтвержден данными глубокого бурения скважин, вскрывших в основании песчано-глинистой толщи триаса базальты и габбродиабазы(3). На некоторых месторождениях уже установлено, что разрывные нарушения, проникающие в осадочный чехол Западной Сибири, существенным образом влияют на добычные возможности углеводородов из залежей. Абсолютно свободные дебиты газа, удельная продуктивность скважин, состав свободных газов в залежах являются дополнительными поисковыми критериями высокодебитных зон в залежах. При этом контрастность аномалий очень высока (превышение значений в 10-12 раз над фоновыми). Содержание тяжелых углеводородов в свободных газах сеноманских залежей над разломными зонами служит показателем наличия или отсутствия залежей в апт-альбской части разреза. В неокомской и юрской частях разреза Западной Сибири влияние разрывных дислокаций на продуктивность скважин в большой мере зависит от физико-химических изменений коллекторов в приразломных зонах за счет смещения гидрокарбонатного равновесия в насыщающих породы подземных водах. Вертикальная и площадная гидрогеохимическая зональность подземных вод Западной Сибири предопределяет аналогичную зональность в степени и направленности вторичной проработки коллекторов в приразломных зонах(3,8). Современные методы 3-D сейсморазведки не всегда позволяют выделять в разрезе локальных структур малоамплитудные сдвиговые зоны (до 5- 10 м), а тем более - вертикальные разломы отрывного типа. Данные зоны разломов проявляются на земной поверхности в косвенных и прямых признаках (индикаторах), дешифрируемых на аэрокосмических снимках и проявляющихся в виде линеаментных системно ориентированных структур. Именно такие зоны разломов наиболее характерны для локальных платформенных поднятий и отвечают за высокий этаж нефтегазоносности, расформирование-переформирование залежей УВ. На большинстве месторождений отмечаются такие многочисленные факты, как резкое различие в значениях отметок водонефтяного и газоводяного контактов в пределах контура залежи, отсутствие гидродинамической связи между скважинами, наличие локальных участков вертикальной связи с вышележащими пластами, неравномерное распределение пластового давления в пределах залежи, резкая смена литолого-фациальных условий, а также наличие горизонтальных областей аномальной проницаемости в пределах одной литологической разности пород. Данные факты связаны с образованием зон, прежде всего, структурной неоднородности – разломов (в т.ч.- безкорневых), флексур, зон повышенной трещиноватости, дислокаций и т.п. предопределяют необходимость перехода от пликативных моделей к разломно-блоковым, отражающим их генетическую связь с локальными геодинамическими процессами. В последние годы установлено широкое развитие в осадочном чехле и верхней части фундамента залежей УВ жильного типа. Подобные залежи приурочены к вторичным трещиноватым, а иногда и раздробленным резервуарам, сформировавшимся вдоль зон разломов, разделяющих смежные тектонические блоки. Они характеризуются значительной протяжённостью, малой шириной и обычно локализуются непосредственно вблизи разлома либо на небольшом расстоянии от него, не превышающем первые километры. По особенностям строения эти залежи существенно отличаются от обычных пластовых залежей антиклинального типа, а диапазон их нефтегазоносности охватывает по вертикали гораздо больший интервал разреза и включает несколько смежных пластов. Достаточно близкая аналогия между жильными рудными телами и приразломными зонами нефтегазообразования позволяет утверждать, что все приуроченные к ним полезные ископаемые имеют глубинный генезис (И.М.Шахновский,2001) На Южно-Талинской площади отмечена приуроченность высокодебитных скважин к разломам и субвертикальным зонам разуплотнения. Выявлено около 60 сейсмических аномалий, представляющих собой преимущественно субвертикальные зоны затухания сейсмозаписи, прослеживаемые как в отложениях палеозоя, так и в мезозое. Совпадение таких аномалий с известными скоплениями УВ в палеозое позволяет предполагать их обусловленность субвертикальными зонами флюидомиграции
Общепризнано, что к началу олигоцена юрские и меловые месторождения нефти и газа в Западной Сибири были уже сформированы, что подтверждено приуроченностью практически всех крупнейших скоплений УВ к предолигоценовым палеоподнятиям. Начиная с олигоцена, происходит существенная активизация тектонических движений и одновременно с возрождением горных сооружений Урала активизируются доюрские (триасовые) палеорифты, реанимируются рифтогенные разломы с появлением новообразованных тектонических нарушений, генетически взаимосвязанных. Кратковременное и катастрофическое возмущение геофлюидодинамического поля в приразломном пространстве (в области динамического влияния разлома) имеет весьма кардинальные последствия на завершающем этапе тектонического развития региона и формирования конечной картины размещения скоплений УВ(6,7). Разлом, сдвиг, другие дизьюнктивы и всевозможные ассоциации их фрагментов становятся гипоцентрами вторичных скоплений, формы которых корреспондируются с разломными тектоническими элементами (не пликативными), т.е.- протяженных, узких, многопластовых, жилообразных, с экстремальным увеличением плотности запасов УВ в приразломных зонах. В этих условиях атрибуты структурной геологии становятся второстепенными (а возможности - мизерными), и на первый план выходят все методы, способные давать информацию о вещественном составе породы и флюида, об их изменениях во времени и пространстве, обеспечивающие переход от изучения статического образа залежи к познанию тектонического флюидодинамического образования, обязанного разлому.
Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенной УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной Сибири, в центральном грабене Припятского прогиба. Такое же могло случиться и в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (к примеру, в Московской и Мезенской синеклизах, в зоне сочленения Воронежской антеклизы и ДДВ и т.п.), где до сих пор не достигнуто желаемых результатов, хотя здесь есть все необходимые и достаточные условия для формирования скоплений УВ, но до сих пор нет желаемых результатов, поскольку остается по сути традиционной методика ведения нефтепоисковых работ, притом, что разломная тектоника здесь является господствующей(1,4,14).
Литература:
1. Д.А. Астафьев, В.С. Шеин, Н.Ю. Алипова, А.Я. Чагаев. Вопросы дальнейшего изучения Московской синеклизы. «Геология нефти и газа».№6/2000...
2.М.В.Багдасарова. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа. «Геология нефти и газа».№3/2001.
3. С.Н. Беспалова, О.В. Бакуев. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РАЗЛОМОВ НА ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРОДУКТИВНОСТЬ КОЛЛЕКТОРОВ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. «Геология нефти и газа».№7/1995
4. Гаврилов В.П., Руднев А.Н., Дворецкий П.И., Пономарев В.Д. Перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы. «Геология нефти и газа».№5/1998
5.М.В.Гзовский. Основы тектонофизики. «Наука», М.1975. 6.В.А.Карпов. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба. Нефтегазовая геология и геофизика,№6/1982. 7.В.А.Карпов, Т.В.Колдашенко, Т.А.Черевко. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений южной части Припятского прогиба. В сборнике «Нефтегазоносность западных районов Европейской части СССР», ВНИГНИ, М., 1986. 8. В.А.Карпов. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ. Недропользование-ХХ1 век.№5/2011.
9.Д.Ю. Расковалов. О ЗАКОНОМЕРНОСТЯХ И ПРИЧИНАХ ОТРАЖЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В РЕГИОНАЛЬНОМ МАГНИТНОМ ПОЛЕ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. Вестник Томского Государственного университета.Томск: Изд. ТГУ, 2009, №321.
10. Г.Е.Рябухин, Г.А.Байбакова. Формирование и нефтегазоносность осадочных бассейнов в связи с рифтогенезом.. «Геология нефти и газа» №5/1994. 11. Тимурзиев А.И.Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью). Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук.2009. 12. Р.Х.Муслимов. НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ СУПЕРГИГАНТСКОГО РОМАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. Геология нефти и газа» №1/2007 г. 13.Бембель Р.М., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. – Тюмень: Изд. «Вектор Бук».–2003 14. В.А.Карпов. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах. Недропользование-ХХ1 век.№6/2011(68-70) - №1/2012(74-78).
Карпов Валерий Александрович:
Некоторые особенности состояния и перспектив развития нефтегазопоисковых работ
(на примере Западной Сибири).
Общеизвестно, что Россия находится в первой десятке стран с крупнейшими запасами углеводородов (УВ), и это, прежде всего благодаря Западной Сибири.
Структура начальных суммарных ресурсов в соотношении c их текущим состоянием не безупречна. Кратность запасов в рассматриваемом регионе составляет около 20 лет (по России – 47 лет), а изученность лицензионных участков уже составляет сейсморазведкой в среднем 0,5-1,0 км/км2 и бурением 30-40 м/км2.
Существует мнение, что в Западной Сибири уже не может быть неоткрытых ресурсов, и это относится к большинству лицензионных участков (по степени их изученности). Хотя в целом здесь изученность бурением раза в 3 меньше, чем в Республике Татарстан, а по изученности сейсморазведкой она стоит на 20 месте, т.е. восполнение ресурсной базы, казалось бы, в первую очередь должно проводиться за счет вовлечения недропользователями новых лицензионных участков. Есть, к тому же, месторождения, не разрабатываемые в силу их нерентабельности (мелкие по запасам, удаленные от инфраструктуры, сложные по геологическому строению и свойствам нефти). К активным запасам (категории АВС1) относятся 15-25% от разведанных, при этом, на разрабатываемые месторождения, имеющие инфраструктуру, приходится 90-95% текущих извлекаемых запасов, к подготовленным к разработке с необходимой инфраструктурой, не введенным в эксплуатацию 3-7%. Доля новых месторождений с отсутствием инфраструктуры составляет 2-5 %. Эта группа (вместе с нераспределенным фондом) должна являться основным источником компенсации падения добычи нефти, но вряд ли она способна выполнить эту функцию.
Как известно, коэффициент успешности ГРР на нефть и газ в разных регионах варьирует в пределах 0,15-0,5. В Западной Сибири он составляет порядка 0,4, что отражает не самое плохое положение с результативностью, если не учитывать, что в целом эти цифры достаточно ярко иллюстрируют кризисное состояние геологоразведки, начавшееся не сегодня.
Резкое снижение темпов ГРР на нефть и газ за счет ставки ВМСБ после 1992 года вызвало столь же резкое сокращение прироста запасов. Это заставило недропользователей искать свой выход из положения, в том числе (помимо использования сил подрядчиков) - создание собственного геологоразведочного подразделения (ОАО «Сургутнефтегаз») и, в конечном счете, в целом добиться объемов ГРР, адекватных на какое-то время потребностям и уровню вовлечения новых лицензионных участков(1).
Предполагается, что достигнутые объемы ГРР в ближайшее время вряд ли могут быть увеличены, т.к. общепризнано, что «сливки уже сняты» - наиболее перспективные объекты (земли) распределены (за редким исключением). Оставшиеся участки либо бесперспективны, либо слабо изучены, либо сложнопостроенные, где невозможно обеспечить высокую эффективность. Дальнейшее вовлечение в изучение новых земель, как правило, сопряжено с общей глинизацией разреза, уменьшением числа нефтеперспективных пластов, усилением неструктурного фактора при формировании ловушек.
Переход к лицензированию по «лоскутному» сценарию привел к распаду системы сплошного геологического изучения, тематических (академических) обобщений и анализа всей суммы знаний, исчезновению из этой системы целого этапа (регионального изучения провинций). В результате не обеспечивается главное и очевидное условие эффективного ведения ГРР – переход от общего к частному – к локальному прогнозированию, как не обеспечивается другое фундаментальное условие – создание целостной картины геологического строения провинции, области, региона на основе полученных новых результатов на различных лицензионных участках разными недропользователями.
Очевидно, что устойчивое развитие нефтяного комплекса в Западной Сибири в дальнейшем во многом зависит от состояния ресурсной базы. Поскольку расширение площадей изучения на первый взгляд не обещает открытия новых крупных месторождений, прироста значительных запасов, постольку остается признать необходимость целенаправленного поиска новых ловушек на больших глубинах.
Отдельно стоит проблема обнаружения скоплений углеводородов в баженовской свите. Получение промышленных притоков нефти на Салымском, Правдинском, Западно-Сахалинском, Ай-Пимском, Маслиховском, Ульяновском и других месторождениях доказывает значимость этого пласта как одного из возможных резервов поддержания желаемого уровня добычи в ближайшем будущем. Однако во всех перечисленных случаях пока не ясна геометрия резервуара, как до конца не понятен генезис этого природного резервуара. Поэтому до сих пор нет методики локального прогнозирования этих объектов.
Ведение поисковых работ на юге Западной Сибири (на юге Тюменской области) показало несостоятельность правила структурного (антиклинального) размещения скважин, что указывает на необходимость смены стратегии и методических подходов в организации здесь нефтегазопоискового процесса (и не только здесь).
Эта смена должна заключаться, прежде всего, во внедрении в процесс ГРР принципа оценки перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности. Под объектом следует понимать не только антиклиналь, локальное поднятие или иную положительную структуру, но в первую очередь тектоническую единицу, способную контролировать скопление УВ. К таким объектам уже сейчас, отчасти, можно отнести залежи в баженовской свите, в доюрских образованиях, в клиноформах пластов группы АС и БС. Общим для них является приуроченность к динамически активным зонам в прошлом и в настоящем, к трансформным разломам, к узлам их пересечения с разломами иного направления и времени их заложения и развития. Косвенным подтверждением этого является пространственный контроль этих залежей температурными положительными аномалиями, пониженными значениями гравитационного поля (индикаторы зон разуплотнения) и повышенной магнитной напряженностью. Эти зоны должны являться предметом особо пристального внимания как тектонические объекты с особой историей тектонического развития, создавшей условия для образования и сохранения залежей нефти и газа вне головных частей положительных структур, до сих пор ускользавших от целенаправленного изучения геологами. Если сегодня центром пристального внимания и всестороннего анализа является антиклиналь (локальное поднятие), то завтра (если не вчера) таким центром должен стать разлом, контролирующий как конседиментационные условия образования первичных пород-коллекторов, так и постседиментационные процессы формирования вторичной емкости и нефтескопления и образующий совершенно иной по природе и морфологии локальный объект - тектонический блок.
В большинстве случаев стратегия и тактика геологического производства недропользователей не отличаются оригинальностью, и в общем случае происходит следующее: после приобретения очередного лицензионного участка и проведения минимального объема геофизических работ (в основном сейсмических-2Д или 3Д), иногда – дистанционных и геохимических (в соответствие с требованиями лицензионных соглашений) осуществляется бурение глубоких скважин по сугубо структурному (антиклинальному) принципу. Таким образом, судьба этого участка изначально предопределена: он стал заложником устоявшегося подхода, исключающего в принципе развитие «неструктурных» ловушек УВ.
В условиях, когда главенствующим в размещении скоплений УВ является тектонический контроль, схема необходимых и рациональных действий представляется следующей:
-создается единая тектоническая динамическая карта Западной Сибири, в основе которой должна быть заложена разломно-блоковая модель, а в качестве элементарной тектонической единицы должен выступать тектонический блок, с выделением блокообразующих разломов по степени активности во времени и пространстве;
- разрабатывается методика локального прогнозирования, на основе использования всего комплекса геолого-геофизической информации (сейсмической, высокоточной гравимагнитки, электроразведки, неотектоники, изучения современных тектонических движений, геохимической съемки, других методов дистанционного глубинного зондирования, данных глубокого бурения и т.п.). Эта методика должна быть настроена на определение координат прогнозной залежи, ее геометрии и углеводородного потенциала.
Такие общеизвестные месторождения как Самотлорское, Федоровское, Западно - и Восточно-Сургутское, Лянторское, Красноленинское и др. контролируются положительными структурами древнего заложения и длительного унаследованного тектонического развития, и надо признать, что по большому счету подобные условия практически исчерпаны с точки зрения изучения их нефтегазоносности. При этом, признается, что роль разломной тектоники здесь ничтожна. Вместе с тем, на востоке региона установлен субрегиональный сдвиг, проходящий по присводовой зоне Александро-Бахиловской гряды. Положение сдвига на локальных структурах, наличие поперечных нарушений контролируют этаж нефтегазоносности в комплексе с различными факторами (обстановками осадконакопления и т.д.). Присутствие сдвиговых дислокаций способствовало формированию этажа нефтегазоносности на Верхнеколикъеганском (64 пласта) и Бахиловском (25 пластов) месторождениях и объясняет наличие высокопродуктивных объектов(2). С возрожденными активными тектоническими системами - рифтами связаны нефтегазоносные зоны и в других регионах: в Припятско-Днепровском, Печоро-Колвинском, Варандей-Адзъвинском авлакогенах. Считается, что в формировании известных здесь зон нефтегазонакопления ведущая роль принадлежала вертикальной миграции углеводородов по активным, периодически возрождавшимся разломам. Большинство месторождений являются многопластовыми и характеризуются большим этажом нефтегазоносности, например, Харьягинское (Тимано-Печорский бассейн) - 35 залежей в интервале от девона до триаса, Яблуновское (Днепрово-Донецкая впадина) - 8 залежей. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции такие крупнейшие месторождения, как Шкаповское и Арланское, а также большая группа более мелких месторождений Большекинельского и Байтуганского валов Большекинельской впадины содержат залежи в палеозойском чехле, однако располагаются над рифейскими погребенными авлакогенами - Серноводско-Абдуллинским и Камско-Бельским (3).
Многопластовость месторождений и их приуроченность к разломам следует объяснять не столько вертикальной миграцией, а прежде всего катагенетическими процессами, связанными с дилатансией околоразломных пород и релаксацией динамически активных приразломных зон в условиях вторичного минералообразования(4).
В этой ситуации напрашивается вывод, что главными направлениями ГРР на нефть и газ в Западной Сибири становятся поиск скоплений УВ в динамически активных зонах:
- на больших глубинах (свыше 3 км) в тектонических образованиях, находящихся в определенной пространственно- временной связи с уже открытыми месторождениями;
- в пределах отрицательных структур, ассоциированных с рифтогенными тектоническими элементами самого молодого возраста (последнего этапа тектонической активизации).
Динамически активные зоны - это тектонические образования, представляющий поисковый интерес благодаря своей истории геологического развития: в период активизации тектонических движений происходит вовлечение (всасывание) углеводородов в зоны разуплотнений (пьезоминимумов - природных вакуумных образований) и дальнейшее распределение вдоль этих зон с образованием ловушек неантиклинального ряда различного генезиса и морфологии(4).
Нестандартные (неантиклинальные) типы ожидаемых ловушек требуют и нестандартных средств их выявления: геофизические (наземные) и дистанционные исследования должны быть готовы к решению прямых задач по локализации и трассированию разломов, разуплотнений, литологических неоднородностей, областей динамического влияния разломов и (в конечном счете) нефтегазоносности. Бурение должно быть способно полноценно решать задачи по изучению геологического разреза на глубинах свыше 3 км (возможно до 7 км и более). Т.е. необходимо серьезное перевооружение: техническое, технологическое, методическое, что потребует немало времени и средств, а главное - кардинальных изменений в геологическом мышлении и кооперации усилий всех недропользователей для создания единой тектонической динамической карты Западной Сибири-основы для грамотного начала нового этапа изучения и успешной дальнейшей деятельности на своих лицензионных участках каждого недропользователя в отдельности. Последнее предполагает поиск и привлечение исполнителя (научной организации или творческого коллектива), способного осуществить такую работу.
После появления выше означенной карты, созданной на основе признания главенствующей роли разломной тектоники, она должна трансформироваться в карту нефтегеологического районирования с указанием зон развития ловушек УВ различного генезиса и степени подготовленности под глубокое бурение и определением первоочередных нефтегазопоисковых объектов. Локальное прогнозирование в принципе может проводиться по индивидуальным программам недропользователя, но без общей методической координации и сравнительной оценки результатов прогноза вряд ли можно рассчитывать на скорый закономерный успех. Более того, очевидна необходимость обеспечения научного сопровождения (авторского надзора) хода реализации внедрения рекомендаций.
Имеющаяся тектоническая характеристика Западно-Сибирской плиты позволяет предположить, что наибольшими перспективами обладают зоны сочленения доюрских рифтовых и межрифтовых положительных структур, вблизи которых, в частности, образованы Нижневартовский, Сургутский и Красноленинский своды. Эти зоны, динамически активные тектонические образования, следует рекомендовать в качестве первоочередных направлений исследований по вышеописанному сценарию.
Карпов Валерий Александрович:
Продолжение.
Главными особенностями группы залежей УВ, приуроченным к этим зонам, исходя из вторичности их образования, это-время их формирования, датируемое временем последней фазы тектонической активизации. Следует предположить, что активизация тектонических движений в олигоцене и предопределила основные черты развития зон нефтегазонакопления в динамически активных образованиях.
Выработка тектонической основы для нефтегазопоискового процесса имеет еще один важный аспект: необходимо максимально возможно изучить тектонические нарушения (разломы), их морфологию, историю развития, области их динамического влияния и т.п. Зоны тектонических нарушений должны рассматриваться как флюидоносные и флюидоподводящие системы, во многом определяющие характер распространения скоплений УВ. Т.е. надо признать, что первоочередными объектами тектонического анализа и дальнейшего опоискования следует считать (палео)рифты в целом и их бортовые части в частности.
Активизация тектонических движений по разломам после образования первичной залежи в головных частях положительных структур может иметь последствия, имеющие место на юге Западной Сибири (и не только). За счет нисходящих подвижек в пределах опускающейся части структуры (крыла сброса) формируется мощный энергетический пъезоминимум, значительно превосходящий по своему потенциалу архимедовы силы, увлекающий УВ по разлому вниз в зону максимального проявления дилатансии (разуплотнения) с последующим размещением в соответствие характеристиками областей динамического влияния разломов и литологией пород. Вторичные залежи могут сформироваться на любых глубинах в любых структурных условиях в определенной ассоциации с активным разломом (флюидопроводом). Распад пьезоминимума (релаксация в период стабилизации тектонического режима) на фоне вторичных минералообразований (сульфаты, карбонаты, милониты и т.п.), приводящих к появлению боковых экранов, сопровождается возрождением усиленной роли архимедовых сил и оформлением окончательной картины распространения неантиклинальных залежей УВ различной морфологии и природы, если в дальнейшем не произойдет очередного этапа активизации(4).
Следует привести еще некоторые аргументы в пользу значительных перспектив больших глубин. Нежданов А.А. (2004) вслед за Ростовцевым Н.Н. показал, что абсолютные отметки залегания флюидных контактов залежей УВ в резервуарах и нефтегазоносных комплексах с надежными покрышками находятся в тесной прямой связи с отметками сводов антиклинальных структур, контролирующих залежи (принцип «изоконтактов»). Преобразуя эту формулу с помощью элементарного математического аппарата, можно утверждать, что высота залежи находится в такой же тесной прямой связи с отметкой головной части природного резервуара УВ и является тем больше, чем глубже при прочих равных условиях залегает этот резервуар. Здесь же уместно вспомнить правило Н.А. Кудрявцева (1967) «…если нефть или газ имеются в каком-либо горизонте разреза, то в том или ином количестве они найдутся и во всех нижележащих горизонтах». М.В. Багдасарова считает, что наиболее важным результатом геодинамических, геолого-геофизических и геохимических исследований на специальных полигонах в нефтегазоносных территориях с разным геологическим строением и возрастом осадочного выполнения явился вывод о глубинной гидротермальной природе флюидных систем в глубоких горизонтах осадочного чехла и фундаменте нефтегазоносных территорий. Накоплено достаточно много фактов и аргументов, позволяющих считать, что нефть, газ и воды нефтегазовых месторождений являются накопленными и пополняемыми в настоящее время гидротермальными системами, связанными с вулканическими и поствулканическими процессами при дегазации глубинных сфер Земли (5). Принципиальная возможность пополняемости уже обнаруженных запасов УВ предполагает наличие источников этого процесса и заставляет признать подстилающие комплексы пород нефтегазоперспективными. По мнению Л.А.Абуковой в осадочных нефтегазоносных бассейнах на больших глубинах в условиях повышенной геодинамической напряженности формируются особые геофлюидодинамические системы, внутри которых возможно появление локальных диссипативных структур, обусловливающих сопряженную восходящую и нисходящую миграцию подземных вод и УВ(6). Своеобразным индикатором развития залежей УВ, связанных с дилатансией пород и последующей релаксацией, является наличие АВПД в продуктивных пластах(4,7), что обусловлено тектонической и неотектонической активностью в неоген-четвертичное время. Как считает Г.И.Фенин, крупные скопления УВ на глубинах свыше 4000-4500 м и более при коэффициенте аномальности АВПД более 1,60 могут иметь достаточно широкое распространение(7).
Успешность поисков залежей нефти и газа, как уже было сказано выше, остается весьма низкой. И такое положение будет сохраняться до тех пор, пока недропользователи от поисков и подготовки положительных структур не перейдут к картированию тектонических образований, контролирующих залежи нефти и газа. Суть повышения эффективности ГРР сегодня заключается в простой дифференциации положительных структур по степени перспективности, в результате чего значительное количество объектов надолго (если не навсегда) выпадают из поля зрения геологов. И как итог - огромное количество средств и времени тратятся на бурение в пределах заведомо непродуктивных структур(8).
Понятно, что необходимая (допустимая) рентабельность поиска УВ на больших глубинах (также как и требуемый уровень воспроизводства ресурсов) может быть обеспечена обнаружением крупных месторождений. А это невозможно достичь в одиночку, без объединения научно-производственного потенциала всех недропользователей и научных учреждений с целью создания единого документа - долговременной программы целенаправленного изучения недр Западной Сибири, составления обновленных карт тектодинамического и нефтегазоперспективного районирования и выработки комплекса, адаптированных к конкретным геологическим условиям, методик локального прогноза.
Понятно также и то, что кооперация сил и средств недропользователей и науки на добровольной основе вряд ли реально и не может осуществиться без влияния государства через лицензионные соглашения и другие регламентирующие документы (в том числе - через принятие специальных законов). Ибо в новых реалиях преодоление в одночасье возникших демаркационных границ и информационных барьеров становится делом государственным. А необходимость обеспечения полноценного функционирования ВСТО только усиливает долгосрочность, масштабность и актуальность этой проблемы(9,10).
ЛИТЕРАТУРА: 1.И.М.Кос, В.А.Карпов, В.П.Санин, В Ф.Никонов. Геолого-разведочные работы и перспективы их развития. В сб. «Нефть Сургута». М. 1997. 2.Нассонова Н.В., Романчев М.А. Геодинамический контроль нефтегазоносности сдвиговыми дислокациями на востоке Западной Сибири. "Геология нефти и газа" № 4/2011 3. Г.Е.Рябухин, Г.А.Байбакова .ФОРМИРОВАНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В СВЯЗИ С РИФТОГЕНЕЗОМ. «Геология нефти и газа» №5/1994 4.В .А.Карпов. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ.
5. М.В.Багдасарова. СОВРЕМЕННАЯ ГЕОДИНАМИКА И ФЛЮИДНЫЕ СИСТЕМЫ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВв сб. Материалы Международной конференции «Изменяющаяся геологическая среда: пространственно-временные взаимодействия эндогенных и экзогенных процессов», Казань, 2007 6. Л.А.Абукова ГЕОФЛЮИДОДИНАМИКА ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности».Вып.2. М. ГЕОС. 2002. 7. Фенин Г.И. Аномальные пластовые давления в зонах углеводородонакопления нефтегазоносных бассейнов. Нефтегазовая геология. Теория и практика.-Т.5.-№4.2010.
8.А.И.Тимурзиев. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРАКТИКИ И МЕТОДОЛОГИИ поисков нефти-от ЗАБЛУЖДЕНИЙ ЗАСТОЯ К НОВОМУ МИРОВОЗЗРЕНИЮ ПРОГРЕССА .Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений,11/2010
9. Коржубаев А.Г., Соколова И.А., Эдер Л.В. Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности Сибири и Дальнего Востока и прогноз экспорта нефти и газа из России на Тихоокеанский рынок.Бурение &Нефть.№12,2009
10. Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири. Геология нефти и газа. 2012, №3.с.2-6.
Навигация
Перейти к полной версии