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
Карпов Валерий Александрович:
Продолжая обсуждение проблем больших глубин, следует отметить следующее.
Под тектоноблендером понимается активный (в определенном пространственно-временном интервале) разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), способствующий смешению флюидов (и иногда – породы) различного состава при определенных тектонофизических условиях (активизации разлома).
Необходимо различать этапы развития тектоноблендера: активные и пассивные.
На активном этапе происходит образование пьезоминимума (вплоть до вакуума), обеспечивающего как вертикальную, так и латеральную миграцию флюидов с их смешением в (при)разломном пространстве.
На пассивном этапе происходит релаксация тектонофизической напряженности, распад пьезоминимума, с распределением УВ вдоль (при)разломного пространства сообразно его физикомеханическим характеристикам.
Если тектоноблендер - это разлом с приразломным пространством, то здесь необходимо подчеркнуть, чем тектоноблендер, являясь более широким понятием, не совпадает с «обыкновенным» разломом. Последний представляет собой статическое тектоническое образование, способное иметь на определенных этапах динамическое развитие с образованием области динамического влияние этого разлома, зоны дренажа, размеры которой и интенсивность трещинообразования в пределах которой зависят от типа разлома (сброс, взброс, сдвиг, надвиг), от амплитуды и угла наклона сместителя, от толщин и вещественного состава различных комплексов пород, попавших в эту область.
Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.
Багдасарова М.В. отмечает (Багдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. – 2001, №3,50-56.), что анализ имеющейся информации позволяет утверждать о реализации в природе взаимодействия тектонических подвижек, приводящих к сжатию и растяжению в зонах разломов и внедрению и перераспределению флюидов, сопровождающимся их фазовыми переходами и расслоением. Эти процессы особенно четко проявляются в сейсмоактивных областях (Терско-Каспийском прогибе, Сахалине, Предкарпатье и др.), где распространены месторождения с высокими флюидодинамическими параметрами. Наиболее типичными в этом отношении являются многопластовые месторождения на Терском хребте (Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Брагунское и др.). Они распространены как в Терско-Сунженском районе, так и в Предгорном Дагестане. Как известно, эти месторождения контролируются глубинными разломами, способствующими развитию трещиноватости и сильной раздробленности фундамента и мезозойского карбонатного комплекса. Последний содержит узкие протяженные залежи нефти массивного типа высотой более 1200 м. Трещиноватость коллектора неравномерная и на участках, где имеются поперечные нарушения (выраженные в структуре поверхности верхнемеловых известняков), она увеличивается, что определяет и более высокие дебиты скважин. Признаки внедрения флюидов легко обнаруживаются по характеру температурного поля, УВ-составу нефти и др. Флюидодинамика Терского хребта сопровождается интенсивной динамикой литосферы в целом. Помимо землетрясений, очаги которых часто располагаются под Терским хребтом на глубине до 50 км (Эльдаровское землетрясение 1913 г.), для этой зоны характерны высокоградиентные современные вертикальные движения земной поверхности и общий подъем хребта.
Высокая активность флюидных систем создает повышенный температурный фон в зоне нефтегазонакопления. Температура залежей нефти в глубоких горизонтах таких систем (доступных для бурения) иногда превышает 200°С, а постоянные вертикальные перетоки в месторождении создают на одинаковой глубине значительные разности температур. Например, в пределах Терского хребта разница температуры на глубине -3000 м в залежах Эльдаровского месторождения достигает 20°С, а максимальные значения отмечаются вблизи проводящих разрывных нарушений.
Гелиеметрическое опробование, проведенное в Припятском прогибе, показало сквозную проницаемость разреза и глубинную природу потока флюидов(Багдасарова М.В. Особенности флюидных систем зон нефтегазонакопления и геодинамические типы месторождений нефти и газа // Геология нефти и газа. – 2001, №3,50-56.) Приразломная часть опущенного крыла межсолевой залежи (как яркий пример тектонозависимой залежи) контролируются минимальными значениями гравитационного поля, максимальными значениями магнитной напряженности и максимальными амплитудами современных вертикальных движений земной поверхности.
Приведенные примеры примечательны тем, что здесь показаны зоны разуплотнения по данным гравиметрии и изучения современных движений, которые совместно с разломной зоной можно представить в виде тектонического блендера, способного за счет нисходящей фильтрации флюидов образовать скопления УВ ниже уровня с установленной продуктивностью (в том числе в фундаменте) и являться причиной восполнения запасов УВ.
Большие глубины любого нефтегазоперспективного региона – это не только и не столько осадочный комплекс пород, это, прежде всего, породы фундамента различного возраста, который благодаря тектоноблендеру становится регионально нефтегазоперспективным комплексом (. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс. Отечественная геология.№6/12, с.90-94.).
Карпов Валерий Александрович:
Фундамент (любого возраста) рассматривается как связующее звено между осадочным чехлом, корой и верхней мантией.
Месторождения нефти и газа в фундаменте открыты на всех континентах и в большинстве акваторий.
При этом наличие в нем УВ не может являться прямым доказательством справедливости неорганической гипотезы, также как не является свидетельством торжества «органиков», объясняющих эти факты латеральной миграцией УВ из ассоциированных осадочных пород.
Изучение этого объекта привело к открытиям 400–450 мировых скоплений УВ в образованиях фундамента, в том числе крупных и гигантских, таких как Белый Тигр (Вьетнам), Ауджила-Нафура (Ливия), Ла-Пас и Мара (Венесуэла), Пентхендл (США) и другие. Наиболее крупные месторождения нефти и газа характеризуются значительными запасами (например, извлекаемые запасы месторождения Белый Тигр составляют более 500 млн т,
месторождения Ауджила-Нафура – 470 млн т), высокими дебитами (до 2000 тыс. т/сут). Фундамент платформ межгорных впадин шельфовых зон сложен многими группами пород и в каждой из них можно встретить залежи УВ (Шнип О.А. Геологические критерии оценки перспектив пород фундамента на нефть и газ.ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА 05’2000). Так, промышленные скопления нефти и газа открыты в гнейсах (Березовский район Западной Сибири), сланцах (Уилмингтон и другие месторождения Калифорнии), кварцитах (месторождения Центрально-Канзасского свода) и других метаморфических породах в первично вулканогенных образованиях (бассейн Купер Австралия), карбонатах (месторождения Северного Китая), ультраосновных породах частично серпентинизированных (месторождения Кубы, площадь Фестивальная Западной Сибири) и т.д. Однако, наиболее перспективны гранитоиды, с которыми связаны крупнейшие и наиболее известные скопления нефти и в меньшей степени газа в фундаменте. Так, в Сиртском бассейне Ливии, который считается наиболее крупным из нефтяных бассейнов в фундаменте, открыто более 100 месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены не только к осадочному чехлу, но и к гранитоидам фундамента. Здесь находится крупнейшее месторождение -Ауджила - Нафора, связанное с погребенным выступом Ракб, сложенным трещиноватыми гранитоидами. В бассейне Мид-Континент в США открыты многие месторождения, в том числе Хьюгтон-Панхендл с начальными извлекаемыми запасами 2 трлн. м3 газа и 223 млн. т нефти. Коллекторами здесь являются трещиноватые биотитовые граниты их коры выветривания, а также пермские доломиты Уолфкэмп перекрывающие фундамент (Пипин Л.П. 1961). Еще в 1953 г установлена нефтегазоносность фундамента Маракаибского бассейна, крупнейшим месторождением которого является Ла-Пас. Коллектор здесь представлен палеозойскими трещиноватыми гранодиоритами сланцами и вулканогенными породами. Кроме перечисленных, месторождения УВ открыты в гранитоидах фундамента Зондского шельфа, Южно-Мангышлакского бассейна, Западно-Сибирской плиты (Межовский и другие массивы), Днепровско-Донецкой впадины и т.д.
Открытия так же были сделаны в Западной Сибири, в Казахстане, в Западной Украине и на территории Ставропольского края, но все – таки наиболее впечатляющие и показательные результаты получены во Вьетнаме. Часть открытых месторождений приурочено к эродированным, выветрелым гранитоидам под поверхностью крупных региональных несогласий - к корам выветривания кристаллических пород. Другая часть – к трещиноватым гранитоидам (Ла-Пас, Белый Тигр, Дракон, Кыулонг и др.) или эффузивам (Рогожниковское, Западно – Карпаманское и другие месторождения в Западной Сибири), обусловленные тектонической активностью структур.
Во Вьетнаме доля получаемой углеводородной продукции из залежей фундамента составляет около 90 % от общей добычи нефти (. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Изд-во Тау, 2002. ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.2008.), что уже позволяет считать его здесь региональным нефтегазоносным комплексом. Характерной чертой тектоники Кыулонгской впадины, содержащей месторождение Белый Тигр, является наличие крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1500 м, конседиментационных сбросов и сбросо-сдвигов, а также многочисленных более мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование высокоамплитудной горстовой структуры Белый Тигр. Докайнозойский кристаллический фундамент , сложенный преимущественно кислыми интрузивными породами, перекрывается терригенными отложениями олигоцена, миоцена и плиоцен-четвертичного времени.
Исходя из существующей геодинамической модели развития континентального шельфа Вьетнама, следует, что наиболее характерной чертой является широкое развитие рифтов. В геологической истории региона можно выделить следующие стадии геодинамической эволюции ( ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.2008.): собственно океаническая (спрединг) – девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры; субдукционная (аккреционная) – пермский период палеозойской эры; эпиокеаническая – мезозойская эра; рифтогенная – палеогеновый период кайнозойской эры; синеклиз – неоген-четвертичный период кайнозойской эры. Последние два этапа тектонического развития являются последней парой этапов, определяющей конечную картину распределения скоплений УВ в этом регионе (К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ. Недропользование-ХХ1 век.№5/2011). Большинство выявленных месторождений связаны с рифтовыми впадинами, в которых нефтеносными являются выступы гранитоидного фундамента и перекрывающие их песчано-глинистые терригенные образования кайнозойского возраста.
Карпов Валерий Александрович:
В породах фундамента выделяются три типа фильтрационно-емкостного пространства(ФЕП) (ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.2008.):
-ФЕП блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности (первичных межкристаллических и частично вторичных микротрещин дегидратации), а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин), фильтрация в блоках затруднена; -ФЕП системы изометрических пор, каверн, микрокарста, микролитовых пустот и т.д., обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой; -ФЕП системы микро- и макротрещин, характеризующейся повышенной фильтрационной способностью, фильтрационно-емкостные свойства этой системы определяются емкостью трещин.
Газопроницаемость трещиноватых гранитов иногда достигает нескольких тысяч миллидарси (мД), но в некоторых случаях уменьшается приблизительно до 1 мД (в блоковой части залежи). Средняя величина проницаемости для всего фундамента варьирует в пределах от 0,2 до 226 мД. Лучшие фильтрационные свойства имеют трещино-кавернозные граниты. По виду и составу материала заполнения трещин можно выделить: трещины, заполненные материалами магматического происхождения, представленными жилами пегматита, аплита, диабаза; трещины, заполненные жилами гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом, кварцем, каолинитом, чаще всего они имеют небольшой размер (1-2 мм), достигающий иногда 1-2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и сложное соотношение между собой; трещины, заполненные терригенным материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом). Эти трещины занимают значительное место в пределах исследуемого участка. Величина раскрытости трещин различная и в среднем составляет 1,5-2,0 см, достигая иногда 20 см. Они имеют явно тектоногенное (дилатантное) происхождение.
Изменение пород фундамента , приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства, происходило под воздействием множества геологических процессов. Главными являются тектонические движения (в первую очередь - дизъюнктивные нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению монолитной целостности пород и созданию трещиноватости, и связанные с ними процессы вторичного минералообразования. Рассматривая доминирующую роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород фундамента , следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и дробления магматогенных и метаморфических образований фундамента. Одним из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений «Дракон» и «Заря». Ведущим фактором, определяющим размещение залежей нефти в породах фундамента , как показывают результаты исследований, является наличие разрывных дислокаций(ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук.2008.).
Карпов Валерий Александрович:
По вопросу образования залежей нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама в настоящее время нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие с глубинным притоком углеводородов по тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.). Основанием для подтверждения точки зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород фундамента , показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми включениями являются метан и водород. Высокая корреляционная связь между гелием и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов. В связи с этим определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди (самородной латуни) в породах фундамента , что указывает на существование глубинного метаново-водородного восстановительного потока флюида, которым осуществлялся перенос рудных элементов в высокотемпературную пневматолитическую стадию развития гранитоидного массива (Дмитриевский и др.,1990, 1992 гг.). Достаточно аргументированным доводом сторонников осадочно-миграционной концепции, которой придерживаются большинство исследователей, работающих в рассматриваемом регионе, являются результаты изучения нефтематеринских пород исследуемого региона. Согласно этим результатам (Ч.Л. Донг 1985 г., Ч.К. Тао 1996 г., Х.Д. Тьен 1999 г.), глинистые толщи олигоценового возраста, расположенные в мульдах впадины, являются нефтегазопроизводящими породами. Прямым доказательством этому считается идентичность состава и свойств нефтей из отложений олигоцена и пород фундамента и сходство их с органическим веществом материнских пород олигоцена, указывающие на их генетическую связь.
Сегодня можно (и пока нужно) предположить, что правы и те и другие: природный (тектонический) блендер (приразломная зона) в рифтогенный этап развития (последний этап активизации) смешал УВ различного генезиса, всосав не только УВ, но и терригенные фракции осадочных пород сопряженных участков, заполнив трещинную емкость песком, алевритом и глиной, но оставив все-таки самой проницаемой системой трещиноватости. К слову, под тектоническим блендером предлагается понимать тектонически активный разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), в котором происходит одновременное или последовательное смешение флюидов собственных, восходящих (в т.ч. «мантийных») и нисходящих («осадочных»), зависящее от истории и характера тектонического развития разлома.
В пределах востока Волго-Уральской антеклизы имеется возможность формирования в верхних частях ее консолидированного фундамента разуплотненных зон различной протяженности и конфигурации (. Плотникова И. Н. Зоны разуплотнения кристаллического фундамента Волго-Уральской антеклизы как потенциальные нефтепоисковые объекты. Геолого-геофизические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности кристаллического фундамента Татарстана / С-Петербург: «Недра», 2004. - 172 с). Существование подобных зон прогнозируется по данным геолого-технологических, петрографических и геофизических методов исследования разрезов глубоких и сверхглубоких скважин на данной территории. Основываясь на геологических, геофизических, геохимических и промысловых результатах бурения сверхглубоких скважин, распространение зон-коллекторов в кристаллических породах фундамента в пределах востока Волго-Уральской антеклизы связано с разуплотненными зонами фундамента (тектоническими блендерами), приурочеными к гранитизированным и катаклазированным породам большечеремшанской серии, а также к зонам диафтореза и интервалам смены петрографического состава пород. Возможность формирования в разуплотненных зонах фундамента Волго-Уральской антеклизы промышленных скоплений нефти и газа считается доказанным, и что здесь породы кристаллического фундамента являются самостоятельным поисковым объектом на нефть и газ.
Карпов Валерий Александрович:
В образованиях палеозойского фундамента Западной Сибири, в трещинно-кавернозных породах на контакте с чехлом выявлены порядка 50 месторождений УВ и более 100 случаев прямых признаков нефтегазоносности. На большей части территории Западно-Сибирской плиты фундамент представлен метаморфическими и магматическими образованиями, возраст которых определяется как позднепалеозойский (Шустер В.Л. Нефтегазоносность кристаллического фундамента ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА 08'1997). Наибольшие споры вызывает положение триасового комплекса. Одни исследователи относят его к фундаменту, другие - к чехлу, третьи выделяют его как особый "промежуточный", или "переходный", комплекс. Представлены триасовые отложения туринской серией, состоящей из грубообломочных пород, местами пестроцветных с углистыми включениями и прослоями траппов. Отложения выполняют грабены фундамента, типичным представителем может считаться Рогожниковский доюрский грабен, контролирующий одноименное месторождение. Западно-Сибирская плита состоит из нескольких крупных геоблоков, имеющих различный возраст консолидации и разграниченных глубинными разломами. Строение фундамента осложнено многочисленными грабенами и палеорифтами, заполненными пермскими, триасовыми и отчасти нижнеюрскими породами мощностью до 4 км. Важной особенностью тектоники фундамента и осадочного чехла Западно-Сибирской плиты является наличие крупных (региональных) разломов. Большинство из них ориентированы в северо-западном и северо-восточном направлениях, встречаются разломы и субширотного простирания. В фундаменте региональные разломы создают палеорифты и зоны дробления, которые отражаются в осадочном чехле цепочками локальных поднятий. Большинство крупных разломов Западно-Сибирской плиты были заложены уже на геосинклинальном этапе развития, развивались практически постоянно и последний раз активизировались в олигоцене (. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах. Недропользование-ХХ1 век.№6/2011 - №1/2012.).
К особому типу залежей в доюрском комплексе можно отнести ловушки, приуроченные к зонам тектонической активности, разуплотнения или дезинтеграции пород. Они приурочены к границам блоков фундамента различного структурно-вещественного состава и строения, а также к зонам других крупных разломов. Коллекторские свойства палеозойских отложений фундамента Западной Сибири характеризуются большой неоднородностью и относятся к трещинному и трещинно-порово-кавернозному типу. Коллектор по породам фундамента формировался при сочетании эрозионных, деформационных и гидротермальных процессов. По генезису он является вторичным. Блоковое строение фундамента и нижних слоёв осадочного чехла с густой сетью разрывных нарушений способствовало образованию трещинных и порово-трещинных коллекторов в триасовых и юрских толщах и последующему формированию залежей нефти преимущественно массивного и приразломного типов. Установлена геодинамическая связь месторождений УВ в осадочном чехле с нефтеносностью пород фундамента. При этом имеет место катализирующая роль зон глубинных разломов в процессе формирования вторичных коллекторов (. Беккина С. М. ГЕОЛОГИЧЕСКОE СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКОГО ФУНДАМЕНТА в ПРЕДЕЛАХ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ. Авторефератдиссертации на соискание ученой степен кандидата геолого-минералогических наук. Уфа. 2010.).
Особенности развития локальных структур определяется их принадлежностью к различным тектоническим блокам, которые были выделены по поверхности доюрского основания. Большинство дизъюнктивных нарушений выделяется в фундаменте и нижних частях юрского разреза, а часть разломов проникает до неокомских отложений. Одним из поисковых признаков для обнаружения вторичных коллекторов как в фундаменте, так и в мезозойских платформенных отложениях является наличие активизированных зон разуплотнения (деструкции) с повышенной трещиноватостью. Они выделяются по материалам крупномасштабных грави-, магнито-, сейсмических съемок и различных видов геофизического зондирования скважин. На временных разрезах, в области гранитных массивов, являющихся основанием для нескольких локальных поднятий исследуемой территории, хорошо выделяются вертикальные зоны ослабления динамических параметров сейсмической записи. Эти зоны могут являться зонами деструкции с развитием зон трещиноватости пород и проникновением зон разломов из интервала фундамента в отложения платформенного чехла.
Навигация
Перейти к полной версии