Это не исключение, а наиболее яркий пример:
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».
Голосование