Геологические, геохимические и катагенетические факторы генерации и аккумуляции углеводородов в осадочном нефтегазоносном бассейне

Основоположником учения о нефтегазоносных бассейнах И.О. Бродом впервые в рамках бассейна учтены тектонические и структурно-фациальные факторы, влияющие на генерацию нефти и газа и формирование нефтяных и газовых месторождений (Брод, 1947). На примере Азово-Кубанского, Среднекаспийского, Каракумского, Западно-Сибирского, Тимано-Печорского и других осадочных бассейнов молодых и древних платформ были сформулированы тектонические принципы нефтегазонакопления, положенные в основу районирования перспективных территорий. На приуроченность всех нефтегазоносных областей как на платформах, так и в геосинклиналях к зонам активного прогибания указал Н.Б. Вассоевич (1956). В.Е. Хаин рассматривал в качестве первого геотектонического критерия нефтегазоносности длительное и устойчивое «волновое погружение» обширных площадей, выражающееся в образовании прогибов, заполненных осадками большой мощности (1954). Наиболее важными являлись выводы о более древнем заложении структурных форм с нефтяными скоплениями и генетической связи процессов тектогенеза и нефтегазонакопления.

Как указывалось ранее, в качестве руководящих принимаются следующие геолого-геохимические положения образования углеводородов и формирования их залежей:

1. Генерация нефти и газа происходит в результате катагенетических превращений органического вещества при прогрессивном литогенезе отложений и катагенезе ОВ по мере погружения глинистых нефтегазоматеринских пород в осадочном бассейне с различным темпом опускания и поднятий в тектонических зонах и очагах генерации и аккумуляции углеводородов.
2. Наличие в разрезе темноцветных глин и глинистых пород, содержащих органическое вещество сапропелевого, гумусового или смешанного типа в количестве выше кларка (более 0,01%). Темноцветность представляет характерный признак нефтегазоматеринских отложений. Красные, коричневые, зеленые и голубые цвета этих пород свидетельствуют о практическом отсутствии нефтегазопроизводящего потенциала. Вместе с тем, и те, и другие служат даже при наличии небольшой песчано-алевритовой примеси надежными флюидоупорами. Отмеченный показатель темноцветности пород указывает на восстановительный характер фациально-геохимической среды, благоприятный для генерации углеводородов в субаквальных анаэробных условиях.
3. Степень литогенеза осадочных пород и соответствующий уровень катагенетического преобразования органического вещества являются определяющими факторами генерации УВ: протокатагенез (ПК), мезокатагенез (МК), апокатагенез (АК), характеризующие масштабы и активность нефтегазообразования с генерацией в протокатагенезе газа, в мезокатагенезе (за исключением поздних стадий МК4, МК5) – нефти, апокатагенезе газа. Масштабы процесса возрастают при росте содержания ОВ в нефтегазоматеринских отложениях.
4. Присутствие в разрезе пород-коллекторов: песков, песчаников, алевритов, алевролитов, органогенных известняков, различных трещиноватых пород, в т.ч. вулканогенных. Характерным свойством их является способность вмещать и фильтровать через себя значительные количества углеводородных флюидов.
5. Наличие природных резервуаров и ловушек для нефти и газа (природных «емкостей» значительного размера), которые могут вмещать промышленные количества углеводородов, сохранность которых обеспечивается флюидоупорами достаточной мощности (десятки – первые сотни метров).
6. Разное время формирования залежей в палеозое, мезозое и кайнозое в различных тектонических зонах по мере образования в них соответствующих термодинамических и термокаталитических условий, отвечающих главной фазе нефтеобразования (при опускании материнских пород до зоны с температурой от 50 до 165°С), обычно более длительное – в мезозое.
7. Нефтегазонакопление осуществляется на начальных этапах при доминирующей роли локальной внутрирезервуарной миграции, а на завершающей стадии – латеральной миграции. При дальнейшем погружении пород в зоны апокатагенеза «истощенное» ОВ генерирует газообразные углеводороды (в основном сухой метановый газ).

В настоящее время доказано определяющее значение тектонической активности (от 20 до 100 м/млн. лет) в условиях устойчивого прогибания при нормально морской и эпиконтинентальной седиментации для формирования нефтегазоносных формаций, нефтегазоносных платформенных и геосинклинальных НГБ. Образование оптимальных соотношений нефтематеринских глинисто-карбонатных пород-покрышек и коллекторов в терригенном и карбонатном разрезе обеспечивается преимущественно при том же темпе седиментации. Формы и генетические зависимости между тектонической активизацией, т.е. тектонодинамикой, и нефтегазоносностью вполне конкретны.

Основные положения генетической связи тектонических движений с нефтегазогенерацией и нефтегазонакоплением были сформулированы ранее (В.Е. Хаин, 1954; И.О. Брод и др., 1964). Ведущей здесь является приуроченность генерации и аккумуляции нефти и газа к областям длительного устойчивого прогибания земной коры в процессе седиментации. В практических целях должна использоваться важнейшая закономерность: все формы тектонической активности в осадочно-породных бассейнах представляют определяющие звенья регионального процесса нефтегазонакопления в земной коре. Конкретные количества и характер УВ, зависимость между темпом тектонических движений характера, типа УВ и масштабами нефтегазонакопления сформулированы лишь в последнее время (А.И. Дьяконов, 1978, 1986, 1993 гг.).

Установление периодичности в накоплении осадков с выделением седиментационных циклов, ограниченных перерывами, представляет важнейший вид анализа по выяснению условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Особенно четко проявляется цикличность осадконакопления, генетически связанная с тектонической цикличностью. Для установления периодичности и цикличности в осадконакоплении с выделением седиментационных циклов необходимо использование таких важнейших показателей тектонической активности, как перерывы в накоплении осадков, размывы и несогласия.

В основу типизации несогласий и перерывов положена классификация В.Е. Хаина (1973, С. 146-154). В соответствии с этой классификацией следует выделять семь типов несогласий (рис. 13): 1 – эрозионное (параллельное) несогласие, 2 – краевое трансгрессивное несогласие, 3 – географическое несогласие, 4 – угловое несогласие, 6 – подводнооползневое несогласие, 7 – азимутальное несогласие. Все эти несогласия обусловлены наличием перерывов в осадконакоплении (региональных или локальных, подводных или наземных, конседиментационных или одноактно-кратковременных и др.). Образование их связано, как правило, с ростом поднятий, региональным подъемом территории или формированием моноклиналей.

Продолжительность перерыва в осадконакоплении или роста поднятия дает возможность оценить по величине мощности размытых отложений в центральной его части скорость восходящих движений, отождествляемую со скоростью роста структур или образования региональных наклонов слоев на моноклиналях. Рассмотрим наиболее распространенные типы несогласий, используемые при расчете активности развития региональных и локальных структурных форм.

В пределах молодых и древних платформ и их краевых прогибов самым распространенным видом несогласий являются трансгрессивные перекрытия отложений в краевых зонах впадин и прогибов. Для них свойственны значительная мощность размытых осадков (до 1000 м и более), резкое погрубение отложений в подошве трансгрессивной части цикла и, как правило, заметные угловые несогласия между циклическими толщами, достигающие 8-10 и более градусов.

Здесь же широко распространено трансгрессивное (стратиграфическое) прилегание горизонтов с облеканием подстилающих образований, для которых, кроме угловых несогласий, свойственно выпадение значительной мощности (до 200 м и более) в низах перекрывающей серии. Чаще это несогласие конседиментационное. По северному склону Кавказа и западному склону Урала отмечаются подводнооползневые несогласия, а также скрытые внутриформационные несогласия и перерывы, сменяющиеся вверх по восстанию слоев трансгрессивным перекрытием отложений.

Рассмотрим особенности циклической седиментации и характер строения седиментационных циклов на примере мезокайнозойских отложений Скифской плиты, та же специфика седиментационной цикличности сохраняется и для других осадочных бассейнов эпипалеозойских и более древних плит.
В составе седиментационных циклов выделяются динамическая и статическая части. Первая включает трансгрессивный (в нижней части серии) и регрессивный (в верхней части) комплексы осадков, формирование которых связано с активной динамикой водной среды, вторая содержит промежуточную серию нормально морских отложений, формировавшихся в условиях спокойной водной среды.

В качестве особенностей выделения и анализа седиментационных циклов в осадочных бассейнах платформенных и геосинклинальных систем и значения их для оценки тектонодинамики и формационного состава осадков следует отметить следующее.

Седиментационные циклы, отождествляемые с тектоническими циклами, наиболее четко выраженные по периферии осадочного бассейна в ограниченных перерывами комплексах осадков, характеризуются стратиграфической «неполнотой» за счет межформационных и внутриформационных перерывов, размывов и выпадения части разреза. Регрессивные составляющие терригенных толщ, отличающиеся погрубением осадков в кровле разреза, полностью выклиниваются в направлении суши, а трансгрессивные – более грубообломочные в подошве циклической серии, замещаясь к центру седиментационного бассейна глубоководными глинистыми образованиями с уменьшением мощности.

Регрессивная составляющая цикла в морском шельфовом и эпиконтинентальном бассейне формировалась в условиях темпа прогибания 20-30 м/млн. лет и градиентов скоростей седиментации от 30 до 40 м/млн. лет, обеспечивающих оптимальные возможности для накопления песчано-глинистых и грубообломочных фаций. Седиментационные циклы с трансгрессивной фазой характеризуются несколько увеличенными показателями тектонической активности с градиентами скоростей до 50-60 м/млн. лет. В формационном составе этих циклов доминируют глинисто-алевритовые литофации с песчано-конгломератовыми в базальных слоях. В трансгрессивную фазу, кроме нормально морских осадков, наиболее типичными являлись турбидиты – грубообломочные образования с мощными линзообразными телами песчаников, формировавшиеся при аномально высокой тектонической активности со скоростями седиментации до 200 м/млн. лет и более.

Таким образом, с тектонической цикличностью в условиях нормально морской компенсированной седиментации со скоростями прогибания до 50 м/млн. лет связано образование циклических толщ определенного формационного состава с преобладанием терригенных литофаций и оптимальным количеством песчаников и глин (от 30 до 50%).

Анализ циклической седиментации в осадочно-породных бассейнах молодых и древних платформ показывает увеличение количества глинистых пород, слагающих циклы, и усиление их роли в нефтегазообразовании при компенсированном осадконакоплении и относительно высоком темпе прогибания (свыше 30 м/млн. лет). Одновременно возрастает интенсивность накопления ОВ, улучшаются условия преобразования его в углеводороды и их сохранность. Напротив, при малых скоростях седиментации (менее 25 м/млн. лет) и некомпенсированном терригенном осадконакоплении в разрезе циклических толщ, как правило, растет роль грубообломочных пород (например, в средневерхнедевонском терригенном цикле южной части Тимано-Печорского осадочного бассейна, лотарингско-плинсбахском цикле Азово-Кубанского бассейна) или карбонатных (среднефранско-турнейский карбонатный цикл Тимано-Печорского бассейна, келловейско-оксфордский и сеноманско-сантонский карбонатные циклы Азово-Кубанского и др.).

Наиболее мощные седиментационные циклы со значительными объемами нефтегазоматеринских глинистых пород формируются в условиях высоких скоростей прогибания (50 м/млн. лет и более) и определяют восстановительный характер фациально-геохимической обстановки при высоком содержании ОВ в осадке. Это свидетельствует о генетических связях циклической седиментации с нефтегазонакоплением и важности выделения подобных циклических толщ как благоприятных для генерации нефти и нефтенакопления.

Таким образом, анализ циклической седиментации позволяет конкретизировать пространственное положение зон активного прогибания и объемы пород, участвующие в генерации нефти и газа, а также определить граничные условия для формирования зон нефтегазонакопления.