Нерешенные проблемы нефтегазовой геологии на рубеже ХХ и ХХI веков

Широкое распространение и огромные ресурсы позволили нефти вместе с природным газом сыграть выдающуюся роль в развитии мирового сообщества. Неслучайно в XX веке экономика мира развивалась под знаком непрерывно возрастающего потребления углеводородного сырья. В конце прошедшего столетия (2000 г.) добыча нефти достигла 3,33 млрд. т, а газа ? 2,35 трлн. м3. Доказанные запасы нефти оцениваются в 140 млрд. т, а газа ? в 150 трлн. м3. В сумме это составляет почти 300 млрд. т условного топлива. Нефть и природный газ превратились в фундамент благополучия современной цивилизации. Можно предполагать, что это положение сохранится в течение всего 21 столетия. При существующих темпах роста годовой добычи уже открытых запасов углеводородов хватит на многие десятилетия. За это время в освоение будут вовлечены, в дополнение к уже разрабатываемым сейчас 200 нефтегазоносным бассейнам, еще 200 бассейнов, освоение которых только начинается. К этому следует добавить еще около 150 неразведанных бассейнов, очередь которых, как будет отмечено ниже, по разным причинам не наступила.

Геологические работы в XXI веке, безусловно, приведут к открытию новых месторождений и, следовательно, к приросту запасов нефти и газа. В освоение будут вовлечены нижние структурные этажи и фундамент бассейнов, трещиноватые глинистые толщи, ловушки неантиклинального типа, поднадвиговые зоны складчатых областей и платформ, новые бассейны Арктического шельфа и глубоководных окраин континентов вплоть до их подножья. Значительными резервами обладают осадочные бассейны России, освоение которых ? важнейшая задача отечественных нефтегазопоисковых работ.

Успехи нефтегазодобывающей промышленности находятся в прямой зависимости от прогресса технических и технологических средств изучения недр Земли. Уже сейчас в этой области достигнуты огромные успехи. Морское и континентальное бурение, объемная геофизика и, в первую очередь, сейсморазведка, геохимические и космические исследования дают возможность эффективно выявлять зоны, месторождения и отдельные залежи нефти и газа в самых различных геологических обстановках. 21 столетие, безусловно, будет веком прямых поисков нефти и газа.

Взгляд в будущее может быть достаточно оптимистичен. Благодаря несовершенству применяемых методов поиска и разведки месторождений углеводородного сырья в осадочных бассейнах на континентах с разрабатываемыми залежами нефти и газа еще сохранилось 30-35% неразведанных ресурсов УВ. Это, прежде всего, залежи с литологическими, капиллярными и гидравлическими ограничениями, залежи в синклиналях и на моноклиналях, залежи в плохих коллекторах, т. н. залежи «критического состояния». Кроме того, могут быть также приращены ресурсы за счет «возобновляемости» ресурсов углеводородов ориентировочно на крупнейших месторождениях легкой нефти (до 0,0001%), углеводородного газа (до 0,001%); в том же аспекте, возможно, будут увеличены ресурсы путем переформирования (искусственного) и извлечения УВ из зон, считающихся ныне законтурными (Н.А. Еременко, Г.В. Чилингар, 1996; А.И. Дьяконов, 1998). Как будет показано ниже, сохраняется высокая перспектива новых крупных открытий за счет вовлечения в освоение уникальных ресурсов осадочных нефтегазоносных бассейнов шельфов акваторий и континентального склона, а также перспектив ледяного континента (Антарктиды) и его шельфа.

По результатам последних исследований (O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин, 2000), распределение углеводородов по глубинам хорошо коррелируется с геотектонической позицией осадочных НГБ. Наиболее достоверными являются корреляция и прогнозируемая нефтегазоносность бассейнов древних и молодых платформ (интра- и перикратонных), а также бассейнов подвижных поясов, в том числе переходных зон к океанам. Древние платформы и некоторые прогибы молодых складчатых областей в подвижных поясах характеризуются преимущественной нефтеносностью, а молодые платформы и некоторые более древние складчатые области ? повышенной газоносностью.

На древних платформах, где основная нефтеносность связана с палеозоем, наибольшая часть нефти располагается на глубинах до 2,5 км, с максимумом чаще всего в интервале 1,7-2,2 км. В бассейнах, где происходило интенсивное мезозойское погружение, максимум скопления залежей находится несколько глубже – в интервале 2-2,5 км. В России (и бывшем СССР) примерно на глубинах до 3 км сосредоточено 95% запасов нефти. В бассейнах мощного преимущественно кайнозойского погружения залежи как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах отмечаются на глубинах до 5-6 км и, возможно, глубже. В молодых подвижных поясах и в «пододвинутых» под покровы краях платформ тектоника сильно влияет на глубинность. В связи с наличием покровов устанавливается многоэтажность нефтеносности по глубине. В телах покровов нефтяные месторождения залегают на небольших глубинах (например в карпатских скибовых зонах), а под ними на значительно большей глубине располагается другой этаж нефтеносности.

Размещение газа носит примерно такой же характер. Есть бассейны с залежами газа на очень малых глубинах в молодых отложениях, в том числе в воднорастворенном состоянии (особый случай газогидраты, которые находятся практически на поверхности). В сложноскладчатых нарушенных районах газовые скопления часто разрушены. В бассейнах, наложенных на молодые складчатые структуры, и в пределах молодых платформ крупные скопления газа располагаются в интервале от 1 до 2 км. На окраинах платформ под эвапоритовыми комплексами газ залегает на значительных глубинах (до 5-6 км). Но это еще не предел. Учитывая глубинные зоны генерации газа, следует рассчитывать на залежи газа на глубинах больше 6-7 км.

Основой закономерностей латерального распределения нефти и газа на Земле являются пояса и узлы нефтегазонакопления. Основные узлы были намечены И.О. Бродом: это район Южного Каспия и Персидского залива, а на противоположной стороне земного шара ? Мексиканский залив. Количество их можно расширить за счет Западной Сибири, Юго-Восточной Азии и др. (В.Е. Хаин и Б.А. Соколов обосновали представление о поясах нефтегазоносности, которые обрамляют и пересекают материки (рис. 79). Главным центром нефтенакопления является Персидский залив и примыкающие к нему территории Саудовской Аравии, Ирака, Ирана, Кувейта, Катара, Арабских Эмиратов. Бассейн Персидского залива длительное время развивался унаследованно, что привело к накоплению отложений громадной мощности. Нефтегазоносность известна во всех эрах и периодах, наиболее крупные скопления связаны с мезозоем. Общие разведанные (и в основном извлекаемые) запасы превышают 70 млрд. т. В Саудовской Аравии находится самое крупное месторождение нефти Гхавар с доказанными запасами более 10 млрд. т. Известны и другие супергигантские месторождения, такие как Большой Бурган, Румейла и др.

Мировым центром максимальной газоносности является Баренцево-Западно-Сибирский регион, где выделяется несколько депоцентров прогибания. Наибольшие мощности отложений накопились в перми и мезозое, высокий темп погружения и существенно гумусовый состав исходного ОВ определили подавляющую генерацию газа в районах Баренцевого и Карского морей. В Западно-Сибирском бассейне располагаются газовые и газоконденсатные супергиганты, прежде всего, Уренгойское месторождение с запасами около (10) трлн. м3, Бованенковское ? 6 трлн. м3, в Карском море – Ленинградское и Русаковское месторождения с запасами около 4 трлн. м3 каждое; в Баренцевом море – Штокмановское ?около 4 трлн. м3 газа. Основные залежи не севере Западной Сибири и в Карском море приурочены к верхнемеловым песчаным отложениям, в Баренцевом море на сегодня ? к юрским. При этом важно учесть, что наибольшая по мощности часть разреза еще не вскрыта.

В Западном полушарии гигантским супербассейном является Мексиканский. В его пределах расположены крупнейшие преимущественно нефтяные месторождения США и Мексики (Ист-Тексас, группа месторождений Кантарелл, месторождения Золотого пояса и др.), нефтеносны и газоносны в основном мезозойские отложения (мел и юра).

Выделенные пояса нефтегазонакопления протягиваются вдоль крупных глобальных тектонических структур, в ряде случаев они подчинены континентальным окраинам и зонам перехода от континента к океанам. Часто в пояса объединяют однотипные по строению и нефтегазоносности бассейны. В качестве наиболее известных поясов следует назвать СредиземноморскоГималайский, Западно-Африканский, Северо-Африканский, Восточно- и Южно-Американский, Западно- и Восточно-Тихоокеанские, в которых выделяются такие подчиненные пояса, как пояс Скалистых гор, Прибрежно-Калифорнийский, Антильско-Венесуэльский, Андийский. В юго-восточной части азиатской окраины выделяются Восточно-Китайский и Индонезийский пояса. Вдоль побережья Северной Австралии протягивается соответствующий пояс. В районе Восточной Индонезии и юга Филиппин, между островами Сулавеси и Новая Гвинея, располагается зона тройного сочленения трех поясов: Западно-Тихоокеанского, Индонезийского и Северо-Австралийского. Такие же зоны сочленения и пересечения известны и в других местах. На востоке Русской плиты в районе Северного и Среднего Каспия находится узел пересечения структур северной части Средиземноморского и Предуральского поясов. Последний протягивается от Тимано-Печорского до Прикаспийского бассейна и повсеместно является нефтегазоносным. Не случайно располагающийся в этом месте Прикаспийский бассейн представляет одну из крупнейших на планете впадин с гигантскими запасами углеводородов.

Рассматривая перспективы развития нефтегазовой базы наступающего века, нельзя не упомянуть пояса, протягивающиеся вдоль побережья и на шельфах арктических морей: Евроазиатский и Североамериканский. Известные и предполагаемые здесь бассейны по всем признакам таят гигантские сокровища углеводородов. Бассейн Арктического склона на Аляске включает в себя очень крупное месторождение Прадхо-бей.

Расположенные к западу и востоку бассейны по всем признакам должны быть не беднее. На арктическом континентальном шельфе России можно предполагать наличие огромных ресурсов углеводородов не только под дном Баренцева и Карского морей, но также и в морях Лаптевых, Восточно-Сибирском и Чукотском, а в Западно-Тихоокеанском поясах ? также в Беринговом и Охотском. Нет сомнения, что под водами океанов вдоль континентального склона протягиваются цепочки осадочных бассейнов, также составляющие пояса. Как и в случае арктических шельфовых бассейнов, к освоению глубоководных бассейнов едва лишь приступили. Прежде всего можно назвать Бразилию, где пробурены уникальные скважины, из которых ведется добыча при глубине океана 1700 м и более. Авторы надеются, что изложенные ими принципы позволят будущим исследователям наиболее обоснованно подойти к оценке ресурсов углеводородов в каждом случае и наиболее полному их использованию.

Потребность в нефти и газе и технические возможности поисково-разведочных работ оказали стимулирующее влияние на развитие теоретической и прикладной нефтегазовой геологии. К важным научным достижениям 20 века следует отнести, в первую очередь, учение о нефтегазоносности осадочных бассейнов (И.О. Брод) и развитие осадочно-миграционной концепции нефтегазообразования, ядром которой является представление о главной фазе нефтеобразования (Н.Б. Вассоевич). Дальнейшее развитие этих представлений позволило вплотную подойти к созданию общей теории нефтегазообразования. Нефтегазоносность Земли представляется как фундаментальное следствие ее геосферного и, прежде всего, литосферного развития.

Взаимодействие биосферы (бактериосферы), седиментосферы, тепловых полей и полей тектонических напряжений, периодически находящих разрядку в сейсмической активности, закономерно приводит к формированию углеводородной сферы, существующей как саморазвивающаяся автономная система. Эта система – важнейший фактор существования Земли и только ей присущего цивилизованного мира.

В последние годы во всем мире особое внимание уделяется разработке новой флюидодинамической концепции нефтегазообразования. В её основу положено представление о единстве триады, органично включающей понятия очаг генерации УВ, пути миграции и зоны аккумуляции, объединяемые в автономную нефтегазовую флюидодинамическую систему. В какой-то степени эта система может быть сравнима с основными элементами дерева, в состав которых входят корневая система, очаг, ствол пути миграции, крона и плоды – зона аккумуляции.

Нефтегазовые флюидодинамические системы следует рассматривать как самостоятельный элемент нефтегазового бассейна, контролирующий образование конкретных и однотипных месторождений и зон нефтегазонакопления. Флюидодинамическая система является необходимым элементом нефтегазогеологического районирования бассейна. Его параметры определяются площадью очага генерации и связанным с ними положением потоков флюидов и контурами размещения ловушек, залежей и месторождений, питаемых углеводородами флюидных потоков из очага генерации УВ.

Следует признать, что общих закономерностей распределения нефти, газа и газоконденсата по вертикали не обнаружено. Вертикальная фазовая зональность УВ, как современная, так и палео, исследуется для каждого конкретного региона и зависит от того, на каких глубинах наблюдаются благоприятные сочетания температур и давлений, необходимые для образования и сохранения углеводородов определенного фазового состава. Эти благоприятные сочетания приурочены к различным глубинам даже в пределах одновозрастных крупнейших тектонических структур.

Установлено, что нефтяные, газоконденсатнонефтяные и газокондесатные скопления по актуалистическому принципу и современным термобарическим показателям прогнозировать затруднительно. Эти типы УВ зачастую приурочены к одному интервалу глубин и характеризуются близкими значениями пластовых температур и давлений. Газоконденсатные скопления в разрезе осадочного чехла литосферы наблюдаются на различных гипсометрических уровнях в интервале глубин от 1300 до 5200 м и более. Соответственно этому, образование и размещение их происходит в широком диапазоне температур и давлений. Это связано с большим разнообразием генетических типов газоконденсатов. Наибольший эффект и достоверность достигаются при ретроспективном использования палеотемпературных и палеогенетических данных с приведением их к соответствующим стратиграфическим уровням.

Выделяются первичные и вторичные газоконденсаты, которые приурочены как к верхней, так и к нижней термобарическим мезозонам. Первичные газоконденсаты – самостоятельный продукт преобразования ОВ. Они характеризуются высокими температурами – от 120 до 150°С в условиях нормальных гидростатических давлений и температурами до 180-185°С – при Кс = 1,3– 1,5. Вторичные газоконденсаты образуются в нефтегазовых системах в результате последующего изменения термобарической обстановки, обусловленной сменой в процессе ритмо- и динамоциклогенеза знака тектонических движений. В верхней термобарической мезозоне генерация газоконденсата происходит из-за прямого испарения нефти в газ в связи с резким снижением температур и падением пластовых давлений ниже гидростатических. В нижней термобарической мезозоне образование газоконденсата происходит за счет растворения нефти в сжатом газе в связи с ростом сверхгидростатичности пластовых давлений благодаря интенсивному прогибанию территории и активному формированию седиментационного бассейна. При сочетании низких Т°С и высоких Кс нефти растворяются в сжатых газах. При повышенных Т°С и низких Кс нефти полностью не растворяются, и это ведет к образованию газоконденсатнонефтяных углеводородов.

Генетические типы газоконденсатов отличаются также по количественному процентному соотношению ресурсов газа, конденсата и нефти. Наиболее высокое содержание конденсата (до 15%) наблюдается в скоплениях вторичного газоконденсата нижней термобарической мезозоны, образование которого происходит в условиях сверхгидростатических пластовых давлений при растворении нефти в сжатом газе. В залежах этих газоконденсатов часто наблюдаются нефтяные оторочки. Приведенные фазовые соотношения УВ, несмотря на условность, могут являться одними из основных в комплексном раздельном прогнозе нефтегазоносности.

Проведенное раздельное прогнозирование нефти, газа и газоконденсата в пределах Аравийской плиты, Сибирской и Восточно-Европейской платформ у Прикаспийской впадины древней платформы, Туранской и Западно-Сибирской плит, Ферганской, Афгано-Таджикской и Южно-Каспийской межгорных впадин, Загросского и Предкопетдагского передовых прогибов говорит о том, что каждый регион по-своему уникален и требует глубоких обособленных исследований.

Предлагаемый метод раздельного прогнозирования нефтегазаносности не отличается большой сложностью и может быть дополнительно использован на ранних стадиях поисковых работ. В комплексе с новейшими геохимическими исследованиями УВ на молекулярном уровне и интерпретацией их в системе «ОВ пород – нефть – конденсат – газ» достоверность раздельного прогноза повышается.

В последнее время проблеме нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов уделяется пристальное внимание. Интерес к этой проблеме обусловлен тем, что верхние горизонты чехла во многих нефтегазоносных бассейнах и провинциях мира в значительной степени разведаны. В связи с этим главным объектом прироста запасов нефти и газа могут быть отложения больших глубин. Наиболее актуальной задачей являются поиски жидких углеводородов.

Проведенные исследования позволяют с уверенностью сказать, что в глубоких горизонтах в температурном режиме до 200°С и более могут быть обнаружены нефтяные залежи. Причем нередко на глубинах 5 км наблюдается лишь начало генерации жидкой фазы. На глубинах же, превышающих 5 км, нефтематеринский потенциал возрастает. Подобное возможно при условии, если в глубоких недрах высокие температуры взаимосвязаны с высокими коэффициентами сверхгидростатичности пластовых давлений.

Согласно модели генетической фазовой зональности (В.И. Ермолин и др.) для образования и сохранения нефтяных УВ при температурах 200°С и более Кс должны составить 1,65–1,95. Смещение Кс ниже или выше этих значений ведет к образованию первичного газоконденсата и газа.

К важнейшим нерешенным научным раздельного прогноза перспективам нефтегазоносности на динамотектонической и генетической основе относятся, прежде всего, проблемы двух направлений: методического и общегеологического. Методические аспекты нерешенных вопросов включают необходимость дальнейшего совершенствования комплексной методики раздельного прогноза перспектив нефтегазоносности на динамотектонической и генетической основе.

Общегеологические аспекты представляют недостаточно точный учет генетических особенностей, морфоструктуры и условий формирования различных по типу осадочных нефтегазоносных бассейнов при региональном прогнозе, зон нефтегазонакопления – при зональном и локальных объектов – при локальном прогнозировании нефтегазоносности.

Несмотря на установление определенных генетических зависимостей между тектонодинамическими и геохимическими показателями раздельного прогноза: степенью интенсивности накопления ОВ, генерации углеводородов различной фазовой характеристики от уровня тектонической активности – природа и количественные значения генетических взаимосвязей этих факторов остаются до конца непознанными. Так, при анализе влияния скорости седиментации на степень интенсивности накопления углеводородов различного фазового состава в отдельных случаях обнаруживается, что не при малых, а повышенных уровнях темпа седиментации активизируются процессы газогенерации и газонакопления. Подобные аномалии, как отмечалось выше, могут найти общее объяснение, однако природа их остается до конца непознанной. Например, в некоторых областях древних платформ, в частности Днепрово-Донецкой впадине, Предуральском краевом прогибе, отдельные газовые месторождения соответствуют отложениям, накапливавшимся со скоростью 60…80 м/млн. лет и более. Как показывает изучение условий формирования этих скоплений, главную роль в газонакоплении играли дегазация пластовых вод в период инверсионных тектонических движений и деструкция генерированных ранее жидких углеводородов. Корректировка прогнозных значений этого и других показателей (градиенты скоростей седиментации, амплитуда прогибания и др.) для территорий и зон краевых прогибов, испытавших воздействие позднейших инверсионных тектонических движений, произведена ранее.

В других случаях, как упомянуто выше, отдельные нефтяные месторождения в пределах Волго-Уральского региона Восточно-Европейской платформы (Ромашкинское, Арланское) формировались в условиях аномально низких скоростей седиментации, отвечавших газонакоплению. Однако в смежных с этими поднятиями прогибах доминировал темп прогибания 35… 40 м/млн. лет и более, соответствующий преимущественной генерации и аккумуляции нефти.

Отмеченное указывает на необходимость дальнейшего углубленного изучения генетических взаимосвязей между темпом осадконакопления, градиентами, амплитудой прогибания и масштабами нефтегазогенерации. В методическом плане требуют также совершенствования и дальнейшей оптимизации в конкретных геологических и гидродинамических условиях такие показатели, как время заложения, скорость, контрастность роста поднятий, скорость плитотектонических движений и др. Хотя апробация этих критериев и обширная статистическая информация свидетельствуют об эффективности их использования, однако в отдельных случаях отмечаются отклонения в фазовой характеристике углеводородов по сравнению с прогнозируемым типом УВ. Все это свидетельствует об актуальности продолжения исследований по уточнению зависимостей между соответствующими тектонодинамическими показателями и необходимости универсализации предложенного динамотектонического генетического и геодинамического метода. То есть, применение этого метода в различных геолого-геохимических условиях должно обеспечить более высокую достоверность раздельного прогноза перспектив нефтегазоносности.

Вместе с тем соответствующий уровень достоверности раздельного прогнозирования дифференцированного подхода по рекомендуемой методике для НГБ пассивных и окраин континентов, прежде всего пририфтовых с рифтогенно-спрединговым плитотектоническим режимом, требует дифференцированного подхода. Целесообразны добор и апробация дополнительной актуалистической информации по практической реализации метода, главным образом, по выявлению новых возможностей повышения достоверности раздельного прогноза. Это особо важно в условиях повышенной динамотектонической активности пририфтовых осадочных бассейнов и их внутренних зон, характеризующихся наиболее высокой динамикой развития с проявлением инверсионных движений, как и в краевых прогибах. При прогнозировании преимущественной газоносности или нефтеносности вполне возможно некоторое изменение дифференцированного тектонодинамического показателя.

В целом, как установлено выше, тектонодинамические, геодинамические и генетические критерии регионального и зонального прогноза обеспечивают необходимый уровень достоверности. Специфика динамолитогенеза и формирования литолого-стратиграфических нефтегазоносных комплексов в геосинклинальных осадочных бассейнах с инверсионным структурообразованием определяет необходимость определенной корректировки показателей. Последняя должна осуществляться в направлении уточнения дифференцирующего влияния скорости седиментации (темпа прогибания дна осадочного бассейна), градиентов скоростей седиментации, амплитуды прогибания и других показателей на образование преимущественно жидких либо газообразных углеводородов. Соответственно, это сказывается на масштабах нефте- и газонакопления и, в конечном счете, на достоверности раздельного прогнозирования нефтегазоносности.

Основные различия, по-видимому, должны состоять не только в отмеченной специфике дифференцирующего влияния факторов динамотектонической и геодинамической активности в условиях осадочных нефтегазоносных бассейнов различного типа, но и в необходимости установления особенностей нефте- и газогенерации с учетом формационной характеристики осадков. Это должно учитывать основные требованиях раздельного регионального, зонального и локального прогноза нефтегазоносности (А.И. Дьяконов, Н.И. Белый, 1993).

Таким образом, в наступившем столетии есть все основания полагать, что будет создана общая теория нефтегазообразования, объединяющая существующую биогенную теорию и другие наиболее прогрессивные гипотетические подходы решений этой проблемы. В ее основу будут положены представления о нефтегазоносных флюидодинамических системах, автономных элементах нефтегазоносных бассейнов, контролирующих конкретные месторождения и залежи нефти и газа. Это позволит более эффективно и рентабельно осваивать углеводородные ресурсы недр.