Фациально-формационная основа нефтегазоносности

В понимании российских, в т.ч. советских, и большинства зарубежных ученых понятие «формация», как отмечалось выше, является историческим, т.е. характеризующим определенный этап развития, и в этом отношении полностью соответствует стадийности развития осадочно-породных нефтегазоносных бассейнов. При выделении формаций берется главное и основное – состав образований, затем эти отложения привязываются к определенному этапу развития. Наиболее совершенную схему рядов формаций для решения важнейших задач нефтяной литологии и прогнозирования нефтегазоносности разработал В.Е. Хаин, она была рассмотрена ранее в табл. 1.

Важнейшей фациально-формационной основой прогнозирования сингенетичной или эпигенетичной нефтегазоносности является принадлежность к гумидному, аридному или смешанному типам седиментационных режимов. Определяющую прогнозную роль в этом играет высокая насыщенность гумидных формаций и формаций смешанного типа темноцветными глинистыми нефтегазоматеринскими породами, наиболее обогащенными органическим веществом.

Особая активность процессов образования углеводородов и наибольшие масштабы накопления сингенетичной и эпигенетичной нефтеносности отмечаются в условиях сильно восстановительной фациально-геохимической обстановки, характеризуемой преобладанием в составе формации, кроме отмеченных минеральных компонентов, дисперсно рассеянного пирита и монтмориллонита. Для генерации и аккумуляции углеводородного газа условия восстановительной среды в нефтегазоматеринских осадках могут быть менее жесткими с наличием сидеритовой и гидрослюдисто-каолинитовой минеральных ассоциаций. Таким образом, отмеченные компоненты следует рассматривать в качестве показателей сингенетичного газо- и нефтегазонакопления.

Кроме указанных, в качестве оценочных выступают: соответствующий тип органического вещества, среднее его количество, соотношение в разрезе осадочного чехла коллекторов и глин (флюидоупоров). При этом красноцветные и соленосные формации обладают крайне низким генерационным потенциалом или не имеют его вовсе. Видное место в составе формации отводится также экранирующим свойствам пород-флюидоупоров, характеризующих степень сохранности нефтяных и газовых месторождений в разрезе осадочного чехла. В целях выяснения методических принципов оценки прогнозной роли фациально-формационных условий нефтегазоносности рассмотрим ряд наиболее характерных примеров.

Существенные значения для нефтегазоносности имеют угленосные, главным образом, субугленосные толщи. В бывшем СССР и других районах мира они широко развиты в отложениях палеозоя и мезозоя. В большинстве случаев на платформах и в меньшей степени – в более подвижных областях. Сложены эти толщи переслаиванием алеврито-песчаных и глинистых пород с подчиненным содержанием карбонатных. Преобладают породы континентального или прибрежно-морского генезиса, для отложений характерна полифациальность; преимущественно гумусовый состав ОВ предопределяет, в основном, генерацию газа, однако контакт с другими отложениями может обеспечить и эпигенетичное нефтенакопление. На древних платформах, где формирование отложений происходило в условиях выровненного рельефа при активном воздействии химического выветривания, разложение неустойчивых минералов привело к преобладанию двухкомпонентного (кварц, полевой шпат) или даже мономинерального кварцевого материала. Широкое развитие имеют каолиновые глины.

На молодых тектонически подвижных плитах породы, в основном, полимиктового состава. Субугленосные формации характерны для нижней и средней юры Предкавказья и Западной Сибири. Это толщи сероцветов, занимающие в прогнутых зонах обширные пространства. Мощность их составляет сотни метров и первые километры. Подобный характер присущ иногда и переходным промежуточным комплексам между фундаментом и чехлом. Угленосные и субугленосные толщи играют важную роль в вышележащих регрессивных частях разрезов. Наиболее благоприятными для нефтенакопления являются фации прибрежно-морские, лагунные, дельтовые, а в ряде случаев – отложения крупных озер.

Среди пород аллювиально-руслово-дельтового типа преобладают песчаники и алевролиты, для которых весьма характерны косая слоистость, невыдержанность по мощности и преимущественно линзовидная форма залегания. Наиболее часто изменение в гранулометрическом составе и количественном соотношении песчаных и глинистых разностей наблюдается среди аллювиально-русловых отложений. Невыдержанность мощности разреза угленосных толщ, низкая сортировка материала, полимиктовый состав и другие особенности определяют неравномерное распределение коллекторских свойств и часто их низкие значения. Угленосные и, в особенности, субугленосные отложения – источники газообразных УВ, и насыщают ими вышележащие комплексы; примером чему является газоносность континентальных пород нижней перми (месторождения Слохтерен в Голландии, многие месторождения Северного моря, в т.ч. уникальное Гронинген), формирование которых произошло вследствии миграции газа из подстилающих угленосных пород карбона. Наиболее известными нефтяными месторождениями в самих угленосных толщах являются Узеньское на Мангышлаке (нижняя и средняя юра), Арланское в Волго-Уральской провинции (угленосная свита нижнего карбона) и Буш-Сити в Восточном Канзасе. Подобные месторождения известны также во многих нефтегазоносных областях США. Они здесь получили название «шнурковых». Типичными примерами могут служить известные месторождения Восточного Канзаса: Горнетт, Буш-сити (рис. 23), Сентрвилл и др., которые приурочены к песчаным шнурковообразным линзам, залегающим у кровли сланцев свиты чероки пенсильванского отдела верхнего карбона. Эти песчаные линзы представляют собой образования ископаемых русел палеорек в прибрежных частях моря каменноугольного периода, имеют мощность от 13 до 30 м, а местами и больше, ширину – от 0,5 до 2?2,5 км и длину – от 3 до 15?20 км. Линзы представляют собой типичные прибрежные дельтовые образования лимнической серии; характерные особенности их: извилистая форма залегания, местами утолщение в центральной части, неоднородность заполняющего их песчаного материала (состав зерен, текстура и др.).

В Предаппалачской впадине типичным примером их может служить месторождение района Гей-Спенсер-Ричардсон (Западная Виргиния), которое приурочено к песчаным образованиям свиты бериа (миссисипского отдела нижнего карбона), представляющим собой ископаемый береговой песчаный вал протяжением свыше 90 км и шириной от 1 до 3?3,5 км (рис. 24).

Особенности распределения нефтесодержащих песчаников зависят от строения песчаных тел, которые представляют типичные русловые тела. Наглядным примером регионально нефтегазоносной субугленосной сероцветной толщи является песчано-глинистый полифациальный комплекс, залегающий в основании чехла Скифской, Туранской и Западно-Сибирской эпигерцинских плит. Как отмечают Н.А. Крылов и А.К. Мальцева, сероцветные комплексы с четко выраженной цикличностью строения представлены в упомянутых регионах геологическими телами, имеющими вид очень крупных линз толщиной в центральных частях свыше 2 км. Наиболее полные разрезы установлены в Усть-Енисейской синеклизе Западной Сибири, в Амударьинской впадине Туранской плиты и в Восточно-Кубанской впадине на Скифской плите.

В составе наиболее насыщенных нефтью и газом песчано-глинистых толщ смешанного генезиса широко распространены отложения прибрежные и мелководно-шельфовые, дельтовые, аллювиальные и озерные. Четкое разделение аллювиальных и озерно-болотных отложений затруднено из-за частого чередования в разрезе и изменчивости по латерали. Быстро меняются и коллекторские свойства. В Западной Сибири к рассматриваемой категории относят нижнесреднеюрские отложения. Это прибрежно-морские и континентальные субугленосные образования.

Существование прибрежно-морских паралических и обширных озерных бассейнов обусловило переслаивание, часто линзовидного характера, песчаников, алевролитов и аргиллитов, обогащенных углистым детритом, с прослоями углей. В центральной части Западной Сибири субугленосный комплекс выделяется как тюменская свита, представленная частым чередованием линзовидных пластов песчаников, алевролитов, аргиллитов с углями. Повышенные мощности песчаников связаны с древними руслами рек. Две крупные речные артерии выявлены в Ханты-Мансийской синеклизе и в Колтогорско-Уренгойской системе прогибов.

Природные резервуары передовых прогибов перед горно-складчатыми сооружениями и в межгорных впадинах отличаются по своему составу и происхождению от платформенных. Образуются они в различных условиях более активного, чем на платформах, тектонического режима. Это приводит к пестроте генетического и минерального состава и накоплению значительных по мощности, часто до нескольких километров, свит. В то же время интенсивная тектоническая дифференциация зон поднятий и прогибов отражается в значительном разнообразии (больших градиентах) мощностей. При формировании отложений в передовых прогибах сказывается также влияние граничащих с ними более стабильных платформенных блоков, откуда также поступает материал, имеющий для подвижной геосинклинальной зоны характер аллохтонного, т.е. привнесенного извне. Это сказывается на составе коллекторов, на росте их однородности и мономинеральности.

На орогенических этапах основным формационным комплексом является моласса, которая обладает практически повсеместной нефтегазоносностью. В особенности это касается нижней молассы, которую называют также «тонкой» молассой. Это важнейший нефтегазоносный комплекс краевых прогибов. Среди пород по составу преобладают песчано-глинистые разности. Примерами нижней нефтеносной молассы предгорных бассейнов являются миоценовые толщи в Среднекаспийском и Азово-Кубанском осадочных бассейнах. Части этого комплекса, которые формировались на платформенном борту, имеют сходство по характеру тел и составу с платформенными песчано-глинистыми формациями морского шельфового происхождения. Характер развития бассейнов на заключительном орогенном этапе иногда приводит к возникновению в них соленосных толщ. С последними коррелируются красноцветные толщи, например, в составе моласс Ферганской впадины или свиты верхнего фарса в Месопотамском краевом прогибе. Молассовые комплексы могут содержать также покровы эффузивов.

В последнее время все большее внимание, с точки зрения нефтегазоносности, привлекают формации континентальных окраин. Нефтегазоносные комплексы формируются здесь в условиях различных тектонических режимов, из которых наиболее характерными являются два. Один из них связан с пассивными, другой – с активными окраинами литосферных плит. Общее для них состоит в том, что они в обоих случаях принадлежат к поясам так называемой лавинной седиментации с повышенными скоростями накопления и большой толщиной отложений. По основным чертам генезиса и в том, и в другом случае можно выделить образования дельт и континентального склона.

Наиболее крупные нефтегазоносные дельтовые комплексы известны на пассивных континентальных окраинах. В структурном отношении дельтовые комплексы приурочены к крупным, поперечным к краю континента депрессиям, многие из которых развивались на фоне грабенов. Дельтовое тело зачастую перекрывает переходную зону от континентального типа к океанической коре. Наиболее крупные нефтегазоносные комплексы известны в дельтах рек Маккензи и Миссисипи в Северной Америке и р. Нигер на западе Африки. Нарастание дельты, наложение тел разных этапов развития определяют разнообразие форм природных резервуаров. Состав пород полевошпатово-кварцевый, размерность и характер отсортированности сильно дифференцированы. Отмечается пестрота и в распределении коллекторских свойств, в промытых отложениях проток они более высокие.

Преимущество дельтовой по образованию является известная продуктивная толща плиоцена на Апшеронском п-ове. Наряду с накоплением «местных» осадков, большое количество обломочного материала приносилось палеоВолгой (по В.П. Батурину) и с платформы, и это отразилось на составе – наличии кварцевых песков. Породы, образовавшиеся при высокоэнергетических режимах осадоконакопления, обладают повышенными коллекторскими свойствами.

Специфические комплексы образовались на активных окраинах в условиях интенсивной вертикальной тектонической дифференциации (наличие уступов, крутых склонов и т.д.). Наиболее изученной в настоящее время в этом отношении является калифорнийская часть континентальной окраины Северной Америки.

Седиментогенез на континентальных склонах приводит к формированию линейно-вытянутых песчаных тел, которые становятся резервуарами для углеводородных флюидов. С ними связаны многие месторождения прибрежных калифорнийских нефтегазоносных бассейнов. Причина локализации этих тел – интенсивный снос материала с крутых склонов по каньонам до больших глубин с образованием глубоководных конусов – фэнов. «Питаемая» каньонами система есть и была обычной для деструктивной западной окраины Северной Америки. В активные периоды потоки русла врезаются в более тонкие смежные отложения, врезы заполняются грубым материалом, который запечатывается с боков.

Помимо участков континентального склона и подножия, в условиях резкой дифференциации подводного рельефа в опущенных по разломам блоках формируются вытянутые глубоководные троговые долины. Поступающий в них материал разносится вдоль осевых частей. В условиях повышенной гидродинамики материал сортируется, при этом глинистые фракции вымываются. Наиболее отсортированный песчаный материал скапливается в центральных (осевых) частях этих долин. В бассейнах такого типа хорошие коллекторы связаны с относительно глубоководными фациями. Примером являются песчаники свиты «репето» месторождения Вентура в Калифоринии. Таким образом, условия лавинной седиментации на крутых склонах приводят к формированию терригенных коллекторов с высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Вышеизложенное позволяет сформулировать основные прогнозные фациально-формационные показатели оценки нефтегазоносности.

1. Перспективность каждой осадочной формации характеризуется наиболее достоверной величиной углеводородного потенциала ее нефтегазоматеринских отложений. Последние отличаются значениями нефтегазопроизводящего потенциала (НГПП), определяемого количеством сингенетических углеводородов в одном кубическом метре материнской породы. При этом рассчитывается последовательно через современное содержание органического вещества гумусового или сапропелевого типа количество подвижного битумоида в нем и удельный вес породы. Условная контрольная мера нефтегазоносности при содержании ОВ – 1%, битумоида в ОВ – 0,01% и удельном весе 2,5 г/см3 НГПП составит 250 г/м3. Эта величина принимается в качестве контрольной меры прогнозируемой нефте- или газоносности, а именно: более 500 г/м3 ? высокого уровня перспективности, от 500 до 100 – среднего и менее 100 г/м3 ? малого (низкого) уровня.
2. Определяющую роль играет также соотношение в разрезе формации нефтегазоматеринских пород и песчано-алевритовых коллекторов. Многочисленными статистическими данными находит подтверждение в качестве оптимального (по содержанию нефтегазоматеринских пород) для условий сингенетичного нефтегазонакопления количество песчано-алевритовых коллекторов ? от 30 до 50%; среднее значение варьирует от 50 до 70% и от 15 до 30%, а низкое ? более 70 и менее 15%. То же в процентном содержании относится к разрезам, сложенным биогенными природными резервуарами и глинистыми нефтегазоматеринскими карбонатами.
3. При оценке роли фациально-формационных условий нефтегазоносности прогнозное значение имеет также литологическая характеристика флюидоупоров и их мощность. Увеличение мощности глинистых или соленосных покрышек в общем случае способствует лучшей сохранности углеводородных скоплений в исследуемом разрезе и увеличивает возможности нефтегазонакопления и перспективы формирования новых, в том числе крупных и крупнейших месторождений нефти и газа.
4. Удельная плотность генерации углеводородов в нефтегазоносном бассейне с нормально морским и эпиконтинентальным типом седиментации базируется на установленной генетической зависимости этой величины от скорости и амплитуды прогибания (накопления осадков) в осадочном бассейне. Максимальные плотности нефтегенерации, превышающие 4-5 млн. т на 1 куб. км и обеспечивающие возможность формирования значительных по размеру месторождений, отмечаются преимущественно в геоструктурных зонах со скоростями прогибания свыше 40-50 м/млн. лет и амплитудой более 0,5 км в течение геологического века. Для газа максимальные плотности генерации свыше 3 млрд. м3 на 1 км3, обеспечивающие образование крупных газоконденсатных месторождений, свойственны тектоническим зонам с темпом прогибания менее 25 м/млн. лет и амплитудой 0,3-0,4 км и меньше за геологический век. Максимальные масштабы аккумуляции и удельные запасы приходятся на нижне-среднеюрские, верхнеюрские и отчасти нижнемеловые породы Азово-Кубанского НГБ; на девонские и пермокарбоновые отложения Тимано-Печорского НГБ.