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
Зинатов Хайдар Галимович:
Уважаемый Валерий Александрович! Говоря о правостороннем разломе Сан-Андреас и всех его "сателлитах", как о ярком примере гигантского разлома-тектоноблендера я не шутил. Как говорят: "А чем чорт не шутит?". Меня , как наивного геолога в нефтяной геологии, смущаают другие "моменты": 1. Не знаю насколько американские геологи-нефтяники являются сторонниками глубинного образования месторождений нефти в Калифорнии, вроде бы в середине 20-го века они, в большинстве своем, придерживались точки зрения точки зрения о биогенном формировании месторождений нефти и газа, но, действительно, все месторождения полезных ископаемых, как твердые (в частности, уникалных по запасам, высокорентабнльных по добычи вулканогенно-осадочные месторождения боатов, соды, цеолитов, хормитовых и сепиолитовых глин и сопутствующих им месторождений полуметаллов и лигнитов, образующиеся в олигоцен(?) - современных солеродных озерах) и месторождения нефти, газа и битумов в штате Калифорния генетически "повязаны" с поясом сдвиговых деформаций, который образоваля и до сих пор развивается на границе деформациооно взаимодействующих Тихоокеанской океанической и Северо-Американской континентальной плит. С развитием этого деформационного взаимодействия до сих пор "намертво" связаны процессы вулканизма и землетоясения - "живых" факторов образования упомянутых месторождений аолезных ископаемых. То есть, у американских геологов есть прекрасеая возможность "стать впереди планеты всей" в фактурном обосновании глубиного образования месторождений УВ и всех перечисленных выше месторождений неметаллов. 2. Естественно, что, и это обосновывается американскими геологами, образование месторождений сначала подготавливается морским, лагунно-морским, лагунным и озерно-континентальным осадконакоплением: формируются потенциальные коллектора и покрышки. Позже, в результате транспрессий на осадки бассейнов осадконакопления, формируются ловушки антиклинального типа. И вот, в какой-то "момент" или всё же последовательно и "не спеша" (?) ловушки заполняются УВ. Если следовать точки зрения о "структурной и рудной срнхронности", то образование месторождений нефти должно (?) произойти "синхронно" с формированием антиклинальных ловушек, в частности антиклинальных ловушек, осложненых разными по кинематике дислокациями, или наоборот (!!!) - формирование локальных по отношению к "материнским" разломам сдвиги и взбросо-надвиги и сбросы формируют антиклинальные ловушки или "валы". Так вот, учитывая: 1) в Калифорнии и на шельфе Тихого океана и у берегов Калифорнии к середине 20 века по (М.Л. Хиллу, 1959) плиоценовые отложения дали 48% всей нефти штата, верхнемиоценовые - почти столько же - 47%, эоценовые - только 3,5%, а олигоценовые, домеловые, плейстоценовые и меловые слои - остальные 2,5%; 2) в Большой Долине Калифорнии существуют позднеплейстоценовые битумные озера, которые сформировалтсь 20 000 лет тому назад. То есть крайний мощный выброс УВ из глубин Земли в Калифорнии, досигший поверхности Земли произошел при жизни древних людей, возможно и древних цивилизаций; 3) Сан-Антреас, как трасформный разлом был реанемирован около 29 млн. лет тому назад в виде сдвига, деформирует и дилоцирует (сдвигает) плиоценове отложения и весьма активен сегодня, то подготовка коллекторов покрышек и формирование УВ антиклинального типа в Калифорнии произошли в геологическом измерении времени, можно сказать "мгновенно" и не исключено, судя по продолжающей до сих пор разработке месторождений УВ, в Калифорнии приток УВ из глубин Земли в антиклинальные ловушки не прекратился. В Волжско-Камской антеклизе (ВКА) вулканизм андезито-дацитового состава, приуроченный к площадям валов (не всех валов!!!) и локальных поднятий ВКА, произошел в "момент" зарождения ВКА. Позже в ВКА на протяжении почти 355 - 360 млн. лет шел подготовительный период образования месторождений нефти: накапливались разного литологического состава коллектора и покрышки. На площади будущего Ромашкинского месторождения коллектора и покрышки сформировались (отложились) до начала формирования ВКА. И по аналогии с Калифорнией или синхронно с процессами формирования битумных озер в ВКА на территории РТ, в зоне Высокогорско-Салмышского разлома в том же позднем плейстоцене образовались битумные озера. Возможно, что этот, тоже крайний для терртории ВКА прорыв УВ из глубин земли, достигший повехности Земли, обеспечил заполнение коллекторов Ромашкинског месторождения и коллекторов в активно развивающихся до сих пор присдвиговых, достаточно крупного размера антиклиналей и "валов" взбросо-надвигового механизма формирования. Примеров плейстоцен-современных битумных озер на Земле достаточно много: "Асфальтовые капканы. Самые известные асфальтовые «кладбища» - «смоляные кратеры» со многими тысячами скелетов верблюдов, оленей, гигантских ленивцев, саблезубых кошек, пещерных львов изучены в северной Калифорнии у Ранчо Ля Бреа *Больша Долина - Долина Сан-Хоакин в Калифорнии). В Лос-Анжелесе на основе раскопок в этих асфальтах создан богатейший палеонтологический музей.
Такие выходы нефти есть на Северном Кавказе у Майкопа, Горючего Ключа, Грозного, в Татарии на речке Шешме у Кармалок, на северном Сахалине и на острове Тринидад у Южной Америки" (Из интернета). Т.е. , можно предполагать, что самый поздний выплеск УВ на земную поверхность произошел во многих геодинамических обстановках, а в геологическом, да и человеческом измерении времени совсем недавно. Однако разница по времени между подготовкой необходимых, но недостаточных факторов формирования месторождений нефти: коллекторов и покрышек и самого процесса выноса УВ из глубин Земли для образования месторождений нефти в Калифорнии и в ВКА достаточно "разительная". Если в Калифорнии это составляет около плюс - минус 13 - 12 млн лет, то в ВКА 360 - 358 млн. лет. Конешно, на территории Калифорнии всё произошло на границе деформационного взаимодействия океанической и континентальной плит, т.е. в неотектонической и современной орогенной области, где скорости и амплитуды премещений блоков литосферы происходят гораздо быстрее и интенсивнее, чем в ВКА - составной части осадочного чехла древней Восточно-Европейской континентальной плиты.
Валерий Александрович, скажите пожалуста мне, как Вам, возможно, стороннику биогенного образования месторождений УВ (газа, нефти и битумов), изложенная мной выше "логика событий" формирования месторождений УВ имеет ли "место быть"? :)
Удачи!
Карпов Валерий Александрович:
Конечно, Хайдар Галимович!
Но тут генезис УВ становиться не причем, т.к. к этому времени(времени последней активизации разлома) все залежи (органические и неорганические) были в основном сформированы. Тектоническая активизация привела к переформированию этих залежей и образованию нового рисунка вторичных скоплений. И я сомневаюсь, что Вашим антиклиналям повезло: процесс мог опустошить некоторые из них. Такого не наблюдается? Я подобное видел в центре и на юге Припятского прогиба, на юге З.Сибири, в В.Сибири. Такое могло случится в регионах, которые считаются территориями неясных перспектив ит.п. Там же кое-где наблюдаются гидродинамические и температурные инверсии. О последних - ниже.
Карпов Валерий Александрович:
Сначала, мнение Кусова Б.Р. (Недропользование, №4/14)
Газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой) залежи некоторых месторождений УВ Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области (Среднеботуобинское, Верхневилючанское, Тас-Юрахское, Талаканское и др.) имеют аномально низкие значения пластовых давлений и температур [2]. Их отличительные особенности следующие: независимо от глубины залегания начальные пластовые давления ниже условного гидростатического, иногда на 29%; пластовые температуры значительно ниже, чем «фоновая» температура на тех же глубинах за пределами залежей, разница температур доходит до нескольких десятков градусов. О причине этого явления ранее высказывался ряд исследователей. Например, утверждалось [2, 3], что низкие пластовые давления являются следствием низких пластовых температур, которые, в свою очередь, являются следствием чередования этапов оледенения и потеплений в плейстоцене с учетом зоны распространения многолетнемерзлых пород.
В качестве причин появления низких термобарических условий в рассматриваемых залежах называются [1] тектонические, физико-географические, геохимические, геотермические, гидромеханические факторы. Комплексом этих факторов можно объяснить любое состояние как недр в целом, так и отдельного объекта в частности. Даже одного тектонического фактора достаточно для объяснения всего и вся, поскольку все остальные факторы, на которые указывают авторы [1], являются следствием тектонических процессов. Но дело в том, что влиянию этих факторов подвержены все залежи, а аномальными параметрами обладают только газовые и газоконденсатные, и то не все.
Избирательность проявления аномальных параметров обнаруживается даже в пределах одного и того же месторождения (табл. 1). Например, пластовое давление в газовой залежи на Верхнечонском месторождении на глубине 1615 м составляет 15,7 Мпа, градиент пластового давления (отношение пластового давления к условному гидростатическому) равен 0,97. В нефтяной залежи на глубине 1320 м давление равно 15,1 Мпа, градиент – 1,11. Несмотря на то, что газовая залежь залегает на 300 м глубже, чем нефтяная, по приведенным давлениям в ней пластовое давление на 2,2 Мпа меньше, чем в нефтяной залежи. Столь же значительна и разница по пластовым температурам между нефтяными и газовыми (или газоконденсатными) залежами. На Нижнехамакинском месторождении (входит в состав Талаканского месторождения) [2] температура в газоконденсатной залежи хамакинского горизонта на глубине 1550 м составляет 7 °С, а в нефтяной залежи осинского горизонта Талаканского месторождения на глубине 1050 м температура равна 13 °С. Если привести эти значения к одной отметке (по аналогии с приведенными пластовыми давлениями), то увидим, что в газоконденсатной залежи температура на 11 °С меньше, чем в нефтяной.
В работе [4] приводятся термограммы по скважинам Среднеботуобинского, Марковского и Ярактинского месторождений. По термограмме скважины 3 Среднеботуобинского месторождения (рис. 1) видно, что на глубине около 1400 м находится локальный «источник холода», от которого вверх и вниз температура увеличивается. В интервале 1427–1532 м на этом месторождении залегает нефтегазоконденсатная залежь с температурой 7 °С [2].
Эти примеры – не единичные в своем роде. Они характерны для всех залежей с аномально низкими термобарическими параметрами. Последние в высокой степени локализованы и носят инъекционный, наложенный на общее термобарическое поле месторождений характер. Такая картина легко объяснима и даже ожидаема при условии особого механизма формирования газовых и газоконденсатных залежей. Известно, что резкое снижение давления в газовой смеси (резкое увеличение объема) есть процесс экзотермический, происходит резкое поглощение тепла из окружающей среды. Это часто можно наблюдать при исследовании газовых скважин, когда при работе скважины на разных штуцерах шлейф мгновенно покрывается инеем (льдом) даже при сорокаградусной жаре.
Отсюда следует вывод, что газовые и газоконденсатные залежи с аномально низкими термобарическими параметрами формировались путем интенсивного (мгновенного) поступления газовой смеси из глубоко залегающих резервуаров с высокими давлениями в них. Процесс резкого понижения давления приводит к поглощению тепла из окружающей новую залежь геологической среды. Величина аномальности параметров залежей косвенно указывает на относительное время формирования залежей в пределах нефтегазоносной области. Наибольшее отличие параметров залежи должно наблюдаться сразу же после формирования их. Со временем аномальность параметров (как любая аномалия в природе) постепенно угасает. Газовая смесь в залежи за счет неизбежной естественной дегазации (в первую очередь, за счет ухода легких фракций УВ) сгущается вплоть до твердого битума в конечном итоге.
При относительно медленном заполнении резервуара и незначительной разнице давлений в резервуаре формируемой залежи и резервуаре-доноре описанные выше аномальные явления могут не наблюдаться.
Литература
1. Гинзбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири // Советская геология. 1971. № 9. С. 45–58.
2. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник в двух книгах // Книга 2. Азиатская часть России. М. 2010. 720 с.
3. Фукс А.Б. О времени формирования физических свойств и состава УВ-систем Непско-Ботуобинской НГО // Геология нефти и газа. 1989. № 2. С. 46–49.
4. Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа. 1976. № 1. С. 45–48.
Карпов Валерий Александрович:
Теперь - мое там же.
В статье Б.Р. Кусова «Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири» [1], опубликованной в этом номере, описывается механизм формирования нефтегазоскоплений в этом регионе, способный претендовать на роль ключа к открытию новых месторождений, к выбору способа локального прогноза и схемы рациональной разработки залежей.
Сделан вывод, что «газовые и газоконденсатные залежи с аномально низкими термобарическими параметрами формировались путем интенсивного (мгновенного) поступления газовой смеси из глубоко залегающих резервуаров с высокими давлениями в них». Тем самым подчеркнуто, что залежь с аномально низкими термобарическими параметрами (ЗАНТБП) – продукт глубинного происхождения, что представляется достаточно дискуссионным и позволяет предложить альтернативный вариант генезиса ЗАНТБП.
Вслед за Б.Р. Кусовым можно обратить внимание на то, что даже одного тектонического фактора достаточно для объяснения природы рассматриваемых залежей, но все дело в том, что этот фактор играет гораздо более важную роль, чем это отмечено в его статье.
Прежде всего, следует акцентировать внимание на то, что рассматриваемый регион содержит нефтегазопродуктивные структуры, интенсивно осложненные разломной тектоникой. Наличие активных разломов и сопряженных с ними зон динамического влияния требует адекватного отношения к нефтегазоперспективным объектам, целевого изучения этих разломов (и их элементов), оценки их роль в динамике и формировании термобарической обстановки в системе «порода – флюид» [4]. Этому отвечают свидетельства масштабного проявления вторичного минералообразования, способствующего «залечиванию» пустот минералами (вплоть до галита) и образованию катагенетических скоплений УВ.
В частности, высказано предположение [11] о тектонической природе формирования залежей УВ в осинском горизонте Талаканского месторождения. Кроме того, несовпадение структурных планов кровель продуктивного карбонатного горизонта (нижний кембрий) и терригенных пород венда может рассматриваться в качестве одного из критериев перспективности нижнекембрийских карбонатных отложений.
Приведенные данные [1], в частности: «…пластовое давление в газовой залежи на Верхнечонском месторождении на глубине 1615 м составляет 15,7 Мпа, градиент пластового давления (отношение пластового давления к условному гидростатическому) равен 0,97. В нефтяной залежи на глубине 1320 м давление равно 15,1 Мпа, градиент – 1,11. Несмотря на то, что газовая залежь залегает на 300 м глубже, чем нефтяная, по приведенным давлениям в ней пластовое давление на 2,2 Мпа меньше, чем в нефтяной залежи. Столь значительна и разница по пластовым температурам между нефтяными и газовыми (или газоконденсатными) залежами», свидетельствуют о признаках наличия здесь нисходящей фильтрации флюидов.
Рассматриваемый регион – это инфильтрационная система в надсолевой верхней части разреза до глубины 1500–1600 м и депрессионная система в подсолевой части разреза с отрицательным градиентом перепада напоров подземных вод, т.е. неуклонным снижением гидродинамического потенциала (приведенного пластового давления) от подошвы солей до фундамента. Перепады напоров вод по вертикали достигают 1–1,5 м/м, т.е. на три порядка больше площадных (1–1,5 м/км). Поэтому основные запасы углеводородов оказались как бы прижатыми к фундаменту с признаками мигрирующих вниз по разрезу запасов нефти и газа [12].
Нужно подчеркнуть, что инверсия в гидростатическом законе распределения пластовых давлений с глубиной зафиксирована во многих нефтегазоносных провинциях: аномально низкие или пониженные пластовые давления относительно регионального фона замечены на разных стратиграфических уровнях [6, 7, 8, 9] Восточной и Западной Сибири, в Восточном Предкавказье, в Припятском прогибе, в Предкарпатье, во Вьетнаме (Белый Тигр) и т.п. Причем практически во всех случаях прямо или косвенно прослеживается связь с природными резервуарами трещинного (или смешанного) типа.
Это же наблюдается и на месторождениях рассматриваемого региона.
Наличие таких пъезоминимумов – серьезная основа для утверждения о существовании в настоящем или в недавнем прошлом нисходящей фильтрации флюидов, как естественной реакции определенного объема системы «порода – флюид» на разуплотнение (дилатансию) вещества за счет тектонических подвижек [2, 3, 4].
Существуют различные модели нисходящей фильтрации, одна из них основывается на возникновении вакуума в момент трещинообразования. Согласно этой модели в период разломообразования между трещиноватым фундаментом и осадочными отложениями должен наблюдаться перепад давления, под действием которого флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент (Кукуруза В.Д., Кривошеев В.Т. 1997).
Другая модель основывается на возникновении дефицита давления за счет геодинамического фактора. Ряд исследователей связывают возникновение нисходящей фильтрации с геодинамическим режимом растяжения, вследствие чего по разломам возможна нисходящая миграция УВ из более молодых в более древние отложения, в том числе породы фундамента (Байбакова Г.А., 1996; Шеин В.С., Певзнер Л.А., Горбачев В.И., 1981).
С другой стороны, все естественные выходы УВ на поверхность земли представляют собой свидетельства восполнения УВ в эксплуатируемых залежах и указывают на наличие восходящих потоков флюидов.
Как нисходящие, так и восходящие потоки – отражение тектонических процессов на завершающем этапе развития, когда основная масса месторождений была уже сформирована, а последняя фаза активизации привела к реформированию схемы распределения залежей [2, 3, 4] со смешением флюидов под влиянием тектоноблендера.
В модель тектоноблендера, определившего важнейшие условия формирования залежей УВ в регионе, достаточно гармонично вписывается следующее. Изучение известных электрических полей Земли, тесно связанных с активными тектоническими процессами, позволило выявить геоэлектрический механизм попадания нефтяных углеводородов из залежей осадочного чехла в кристаллический фундамент [10]. Его физическая основа заключается в том, что в период возникновения глубинных разломов, впервые осложняющих фундамент и сформировавшиеся залежи нефти и газа в осадочном чехле, происходит активная струйная фильтрация УВ из залежей в пустоты кристаллического фундамента по зонам деформаций разломов под действием электрических полей высокого напряжения, обусловленных пьезоэлектрическим эффектом и электризацией кристаллических пород в процессе трещинообразования. Считается, что такой механизм имеет глобальный характер проявления и тесно связан с тектонической жизнью Земли. Все это также свидетельствует о возможности региональной нефтегазоносности магматических и метаморфических пород на всех континентах и в большинстве акваторий Земли. Формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев происходит за счет подтока основной массы нефти и газа из фундамента, накопившихся в его проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов [10].
Понятно, что «резкое снижение давления в газовой смеси (резкое увеличение объема) есть процесс экзотермический, происходит резкое поглощение тепла из окружающей среды» [1], но то же самое может происходить и при активизации разлома (тектоноблендера).
Примечательно также следующее. Нередко пъезоминимум в разрезе (ЗАНТБП) приурочен к низам осадочной толщи (к талахскому горизонту), что создает серьезные предпосылки для поиска залежей в фундаменте и для признания его регионально нефтегазоперспективным [5]. И это, в свою очередь, требует внесения корректив в методику нефтегазопоисковых работ [3].
Литература
1. Кусов Б. Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Недропользование ХХI век. 2014. № 4.
2. Карпов В.А. Ловушки УВ в геодинамическом поле // Нефтяное хозяйство. 2013. № 2.
3. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ // Недропользование ХХI век. 2011. № 5.
4. Карпов В.А. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах // Недропользование ХХI век. 2011. № 6. 2012. № 1.
5. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс // Отечественная геология. 2012. № 6.
6. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И. Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом // Нефтепромысловое дело. 2008. № 5.
7. Джумагулов А.Д. Геодинамика и ремиграция углеводородов // Материалы международной конференции Геодинамическая обстановка нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре. Ташкент. 2002.
8. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. Особенности распределения изменения давлений в гранитоидных коллекторах месторождений Белый Тигр // Нефтегазовое дело. 2009. № 1.
9. Яковлев Ю.И. Теория и примеры нисходящей миграции углеводородов. Формирование, поиск и разведка газовых залежей // Сб. науч. тр. ВНИИГаз. М. 1988. С. 29–37.
10. Кукуруза В.Д. Геоэлектрические факторы в процессах формирования нефтегазоносности недр. Киев. 2003.
11. Берзин А.Г., Рудых И.В., Берзин С.А. Особенности формирования многопластовых залежей углеводородов месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа. 2006. № 5.
12. Яковлев Ю.И. Формирование месторождений углеводородов в зонах аномально низких пластовых давлений Сибирской платформы. М. 1991. 45 с. // Геологические методы разведки и оценки месторождений нефти и газа: Обзор / ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк».
Карпов Валерий Александрович:
Онлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович
Administrator
Hero Member
*****
Сообщений: 1198
Альтернативная нефть E-mail Личное сообщение (Онлайн)
Западная Сибирь: вчера, сегодня, завтра центра нефтегазодобычи России
« Ответ #7 : Сегодня в 12:22:20 pm »
Цитировать
Это верно, Вы отметили, Валерий Александрович.
А вот напрашивается законный вопрос в связи с Вашим комментарием моей Сургутской поездки. Вы пишете: "А Фроловская впадина с сюрпризами. При обилии разломов тектоноблендеров может быть единицы. А обилие нефтегазопроявлений по осадочному чехлу (и в фундаменте) при малом числе значимых залежей - специфика этих земель".
- Много разломов (тектоноблендеров), мало нефти - невязка вроде бы; какое объяснение?
- Как эти конкретные разломы, картируемые сейсморазведкой МОГТ-3D, отличить от тектоноблендеров (критерии дифференциации, ранжирования)?
- Как работать с этими разломами (тектоноблендерами) при проектировании скважин на фундамент, юрские пласты, да чтобы скважины были высокопродуктивные?
Может Ваше видение поможет разобраться с этим объектом, за что буду Вам благодарен.
Навигация
Перейти к полной версии