Oil - Coal

С. Кочетков, Л.Н. Алисиевич, В.И. Гайдеек, В.М. Юдин

Первая нефть Тимано-Печорской провинции известна с 18 в. Как выходы загустевшей нефти на естественных обнажениях битуминозных карбонатных пород и горючих сланцев доманикового горизонта (Д3) на р. Чуть, притоке р. Ухта. Подобное сочетание (нефть - битуминозные осадочные породы) свидетельствовало об общности их природы, или первично-осадочном генезисе нефти.

Однако появились данные, не согласующиеся с этой гипотезой и на фоне господства органической гипотезы происхождения нефти были и иные мнения. Еще в 40-е гг. Н.И. Стрижов считал, что тиманская нефть в базальных отложениях палеозоя имела протерозойский источник, т.е. мигрировала из фундамента, в котором на Южном Тимане были известны нефте- и газопроявления. Он попытался увязать между собой в вещественном и пространственном отношении УВ-скопления над кровлей фундамента и сам фундамент. Но его мнение не было поддержано.
А.Я. Кремс (1975), придерживаясь органической гипотезы, показал общую закономерность в глубинной (вертикальной) зональности размещения УВ-залежей разных провинций и констатировал факт снижения с глубиной плотности нефтей в УВ-залежах Волгоградской области (от 0,905 до 0,775 кг/м3) и их смены на Уметской площади газоконденсатной залежью на глубине 2430 м, предвестницей "большого" газа, ожидаемого на глубине более 4 км (Розанов Л.Н., 1962). Последнее нашло подтверждение на УВ-месторождениях США (Бакиров А.А. и др., 1982).

В нефтегазоносной провинции Галф-Кост (США), располагающейся на эпигерцинской платформе, обладающей мощностью чехла 15-25 км, установлена вертикальная глубинная зональность в распределении залежей УВ: < 0,7 км - УВ-газы; 0,7-6,0 км - нефть + газоконденсат + метан; > 6,0 км - метан. Выделяют внешнюю и внутреннюю, более глубинную по уровню кровли фундамента, области. В первой преобладают нефтяные, во второй - газовые и газоконденсатные залежи. Вертикальная зональность соответствует описанной.

Та же зональность характерна для Западной Внутренней и Пермской нефтегазоносных провинций (США), базирующихся на эпикарельской платформе. Глубина залегания фундамента - 8-10 км, т.е. сравнительно меньше, но зональность сохраняется. В разрезе осадочного палеозоя газоконденсатные и газовые скопления располагаются в его низах, выше кровли фундамента.

Таким образом можно утверждать, что глубинная зональность в распределении залежей УВ не зависит от возраста вмещающих вулканогенно-осадочных толщ и подстилающего фундамента.

Однако интерпретация установленной вертикальной зональности претерпела значительные изменения с момента теоретических построений Н.Б. Вассоевича и С.Г. Неручева. В соответствии с "биогенными" моделями упомянутых авторов нефтеобразование начинается при температуре 20-40 °С в нефтематеринских отложениях и достигает максимума при 90-120 °С на глубине 2,0-3,5 км, к которой приурочены основные запасы нефти в провинциях мира.

Подобные построения расходятся с геологическим материалом, термодинамическими расчетами, экспериментальными и опытными данными по воспроизведению процесса нефтегазообразования. Главное заключается в том, что этот процесс требует значительно более высоких температур, формально отвечающих зоне метаморфизма (> 400 °С). По этим причинам более поздние последователи первично-органической природы нефти, отрицая значимость природы ювенильных источников УВ, для укрепления позиций катагенетической концепции нефтеобразования вынуждены привлекать биокатализ, распространяя его эффективное влияние на всю глубину осадочного чехла ниже 2 км (Алексеев Ф.А. и др., 1978). Оговаривается, что температуры зон катагенеза (< 300 °С) недостаточны исходя из результатов искусственной углефикации ОВ. Ими выделены верхняя зона биохимического метанообразования b13С = -5,8...-9,5 % на глубине до 1,5-1,8 км, зона биокаталитического нефтегазообразования b13С = -2,5... -5,8 % на глубине более 1,8 км и зона метаморфического газо- и графитообразования на глубине более 10-12 км, с утяжеленным метаном b13С = -0,8...-2,0 %. Последняя должна сменяться, по А.Л. Козлову, более глубинной зоной высокотемпературных кислых газов. Тем не менее, источник генерации УВ в виде РОВ осадочных пород и ее механизм в виде последовательной конверсии сапропелево-гумусового вещества остались в основе упомянутой интерпретации.

Другая интерпретация зональности, разработанная сторонниками полигенного и абиогенного источников УВ с акцентом на преобладающий ювенильный источник (Кропоткин П.Н., 1956; Кудрявцев Н.А., 1973), позволяет по-иному подойти к решению вопросов нефтегазообразования Тимано-Печерской области и вертикальной зональности (Алексеев Ф.А. и др., 1978).

Главным фактором, определяющим глубинную зональность УВ-залежей, авторы считают глубину залегания фундамента.

Значимость этого фактора подтверждают следующие положения:
1. Наличие у нефтегазовых месторождений молодых эндогенных источников основной массы УВ-флюидов, располагающихся в зонах метаморфизма и магматизма ниже кровли фундамента, а также над блоками глубинного диапиризма в базальных горизонтах осадочного чехла. Стимуляторами УВ-генерации служат Т > 400 °С, Рлит > >300-400 МПа, зоны разноуровенной дилатации (Пицюха Ю.А., 1988).
2. Генерация разноуровенной по положению источника УВ в мантии "протонефти" как термодинамически равновесноустойчивой гомогенной смеси УВ, получившей наименование конативной, в условиях высоких температур Т > 400 °С и давлений Р > 50 МПа.
3. Вертикальная миграция восходящих УВ-струй в зонах разломов, секущих кристаллический фундамент и отчасти осадочный чехол (Бойко Г.Ф., 1982).
Попадая в зону разуплотнения, обусловленную дилатацией в фундаменте или осадочном чехле, конативная УВ-смесь образует скопления в виде УВ-залежей на разных гипсометрических уровнях при различных термобарических условиях геологической среды. В итоге формируются многопластовые УВ-скопления, сочетающие разнофазовые залежи, которые рассматриваются нами как конечный результат инъецирования гомогенной "протонефти" и УВ-дегазации мантии и зоны метаморфизма земной коры.

Применительно к Тиману эта схема предполагает его повторную активизацию в кайнозое. Комплекс основания представляет собой карельский фундамент, блок которого, воздымаясь, обусловливает наложение полизонального динамометаморфизма на породы вышележащего байкальского фундамента и обновление тектонической трещиноватости в осадочном чехле. Воздымание блока основания в период активизации - следствие мантийных процессов теплового массопереноса. Колоссальное количество мантийных газов, в том числе углеводородных, создает давление, поднимающее блок основания и многократно усиливающее флюидодинамику в зонах метаморфизма и апокатагенеза. В результате мантийный поток УВ дополняется углеводородами из зон метаморфизма и апокатагенеза в земной коре. Стимулирующую роль в этом процессе играют высоконагретые и агрессивные водные растворы. В итоге формируется вертикальная зональность распределения УВ в земной коре в виде разноуровенных скоплений, в том числе и нефти как основного мантийного продукта, инъецированного в земную кору. При этом порождающие "протонефть" мантийные очаги могли иметь разные уровни и места нахождения и генерировать восходящие УВ-потоки соответственно разной плотности. Их плотность находится в прямой зависимости от степени сейсмической активности локализованного участка земной коры и обусловливает величину объемов УВ, поступающих в земную кору, а следовательно, и размеры УВ-скоплений. Проводящими каналами УВ служили "трубы дегазации и конденсации", возникающие на пересечении двух и более глубинных и сверхглубинных разломов, рассекающих осадочный чехол земной коры. Тем самым, размещение "труб дегазации и конденсации" должно быть определяющим фактором и в размещении УВ-месторождений, а зоны высокой сейсмической активности служить местами локализации наиболее крупных УВ-месторождений.

Для Тимано-Печорской провинции по гипсометрическому уровню залегания подстилающего фундамента авторами предложено разделять УВ-месторождения на малоглубинные (глубина залегания фундамента < 3000 м), среднеглубинные (3000-5000 м) и многоглубинные (> 5000 м). Первые характеризуются сочетанием газовых и нефтяных залежей, сосуществующих раздельно или вместе (нефтяная залежь с газовой шапкой) по разрезу, вторые - сочетанием нефтяных и газоконденсатных, третьи - сочетанием газоконденсатных и нефтегазоконденсатных и газовых (глубинных). Очевидно, что глубина залегания фундамента определяет термодинамические условия накопления УВ-флюидов над фундаментом. Так, в случае малоглубинных месторождений решающую роль играют невысокие литостатическое давление и температура, повышенная трещиноватость пород чехла и фундамента, а также гидрогеологический режим системы "фундамент - осадочный чехол", способствующие формированию преимущественно нефтяных залежей (Возейское, Усинское, Среднемакарихинское, Западно-Тэбукское месторождения). Причем подобные месторождения в ближайшем окружении могут сопровождаться газовыми месторождениями, которые представляют собой результат дифференциации вертикальной и отчасти латеральной (в пределах тектонических блоков) миграции попутных УВ-газов при формировании нефтяных месторождений. Подобный случай наблюдается на Южном Тимане, где на Омра-Сойвинском выступе располагаются Вой-Вожское, Верхне- и Нижне-Омринские нефтегазовые месторождения, которые имеют газовые шапки и сопровождаются боковой "гирляндой" мелких газовых месторождений.

При наличии единой флюидодинамической системы "осадочный чехол - фундамент" становится очевидным, что при малоглубинном положении фундамента нижние зоны рассмотренной УВ-зональности должны располагаться в самом фундаменте. Так, на Южном Тимане ниже нефтегазовых залежей осадочного чехла в сланцах фундамента размещается Водненская метановая залежь. Отсутствие зоны газоконденсата объясняется малыми пластовыми давлениями (< 10 МПа) при малых глубинах залегания фундамента. Подтверждением этому служат данные Е.Л. Теплова, А.П. Абрамичева о фонтане УВ-газов из байкальского фундамента Южного Тимана. В течение 2 лет из скв. 3 Ярега, пробуренной по фундаменту, фонтанировал газ с дебитом 100 тыс. м3/сут. Состав газа из пород фундамента, %: метан - 87-96; тяжелые УВ - 0,4-1,5; N + инертные газы - 2,5-11,8; Не - 0,24; Ar - 0,02-0,04; СO2 + H2S -1,3. Несомненно, байкальский фундамент мощностью около 10 км выступает здесь как промежуточный проводник УВ-флюидов, поступление которых связано, судя по объему и высокому содержанию гелия, с мантийными источниками.

Газоконденсаты и нефти в полосе Верхнепечорская впадина, Джебольская моноклиналь, Среднепечорская перемычка, южная часть Печоро-Кожвинского мегавала, Колвинский мегавал, имели источниками генерации УВ-флюидов "протонефть" из низов земной коры и прикровельной части верхней мантии, т.е. с глубины в диапазоне 23-45 км. По результатам изотопного анализа метан месторождений северной части Шапкино-Юрьяхинского вала и Денисовской впадины оказался самым тяжелым - b13С = -3,04... -3,18 % в Тимано-Печорской провинции, что согласно изомерам алкилбензолов состава С8Н10 подтверждает глубинный адрес современных газоконденсатных залежей (Алексеев Ф.А. и др., 1978).

Рассмотренные особенности состава газоконденсатов и нефтей свидетельствуют о тесной вещественно-генетической связи УВ-скоплений ряда месторождений Тимано-Печорской провинции с мантией как главным поставщиком УВ-флюидов, с ее определенными уровнями их генерации.

В отличие от Э.Б. Чекалюка, который выделил следующие области расположения УВ-месторождений - платформенные впадины (I), межгорные впадины и впадины глыбовых гор (II), предгорные прогибы (III) - в разновозрастных комплексах осадочных пород, авторами выделены зоны глубинности УВ-генераций (А, В, С) кайнозойского возраста при современном геоструктурном плане. В зону А попадает подавляющее большинство УВ-месторождений Тимано-Печорской провинции, расположенных по геоструктурной дуге разломов Урало-Тиманского направления: Верхнепечорской впадины - Среднепечорской перемычки - Печоро-Кожвинского мегавала (его южной части). В зону С - группа месторождений Шапкино- Юрьяхинского вала, его северной части и Колвинского мегавала (его северной части), т.е. районов океанического побережья, глубина залегания УВ - 95-340 км.

Для зоны А характерно развитие внутриконтинентальных коровых УВ-источников, что является главной особенностью УВ-генерации в Тимано-Печорской провинции. Зона С имеет мантийные УВ-источники и отражает особенности УВ-генерации в Баренцевоморской провинции и ее южной краевой части. Средняя зона В представляет собой область развития промежуточной коры с УВ-месторождениями между сугубо континентальной и субокеанической корами.

Специальные экспериментальные работы с УВ-смесями, проведенные Г.Е. Бойко (1982) в автоклавной установке при высоких температурах (620 К) и давлениях (20-40 МПа), показали их высокую стабильность, что предполагает значительную термобарическую и химическую устойчивость ювенильных нефтей при вертикальной миграции их в осадочный чехол и при нахождении в нем самом. Такая устойчивость позволяет определить глубину расположения УВ-очага в мантии для УВ-залежей в различных неотектонических геоструктурах чехла и фундамента и выявить закономерности их площадного размещения.

Литература
1. Огаджанов В.А. Концепция геофизических исследований, основанная на явлении дилатации горных пород // Геофизика. - 1998. - № 4. - С. 10-13.
2. Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа. / Отв. ред. В.Е. Хаин. - М.: Наука, 1978.
3. Теплов Е.Л., Абрамичев А.П. Нефтегазоносность пород фундамента Тиманской гряды и Мезенской синеклизы // Перспектива нефтегазоносности фундамента на территории Татарстана и Волго-Камского региона. - Казань, 1998. - С.320-323.
4. Чекалюк Э.Б. Нефть верхней мантии Земли. - Киев: Наук, думка, 1967.
5. Эейгенсон А.С. О количественном исследовании формирования техногенных и природных УВ-систем с помощью методов математического моделирования // Химия и технология топлив и масел. - 1995. - № 9. - С. 3-8.

О ПУТЯХ ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
Осадочно-миграционная теория образования нефти и газа
Arctic pingo hills
Сахалинский шельф -разработка морских нефтегазовых месторождений
Зоны естественного углеводородного синтеза