Скорость прогибания дна бассейна и темп седиментации как показатель нефтегазоносности

Существует определенная зависимость между темпом тектонических движений: темпом прогибания в седиментационном бассейне, скоростью, градиентами скоростей накопления осадков, с одной стороны, и фациальногеохимической обстановкой в бассейне и масштабами генерации углеводородов нефтегазоматеринскими породами, с другой. При геохимической и катагенетической эволюции органического вещества, начинающейся с его накопления и захоронения, как и во всех осадочных процессах, скорость седиментации играет ведущую роль. Качественные наблюдения и количественный анализ показывают, что концентрация ОВ в осадках при увеличении скорости фоссилизации повышается, но, достигая некоторого оптимума, снижается. Это обстоятельство обусловлено регулирующей ролью скорости седиментации в сбалансированности органического и минерального компонентов осадка. В первом и во втором случаях скорость благоприятствует консервации и аккумуляции органического вещества, так как минеральные частицы, адсорбируя его, выносят в зоны, где уменьшается возможность окисления, т.е. как бы защищают его от биохимического разрушения. При слишком высокой скорости осадконакопления содержание минеральных компонентов может превышать содержание органических.

Каково же дифференцирующее значение скорости седиментации для концентрации раздельно нефте- и газогенерирующего потенциала? Известно, что геохимическое и биохимическое окисление, которому подвергается первично концентрированное органическое вещество, происходит за счет менее стойких его компонентов. К ним относятся, главным образом, липидные и липидоподобные соединения, представляющие собой исходный материал для нефтеобразования. Большая часть нелипидной фракции (углеводы и белковые компоненты) более стойка, водорастворима и гидролизуема.

В процессе седиментации происходит сепарация ОВ по различию в стойкости указанных компонентов. В относительно «мягких» условиях захоронения, т.е. при малых скоростях этого процесса, из общей массы первично концентрированного органического вещества сохраняются в основном нелипидные компоненты, способные к газогенерации; для приобретения осадочными толщами нефтегенерационного потенциала необходимы более жесткие условия фоссилизации органического вещества с увеличенными скоростями осадконакопления.

Установленные минимальные и оптимально максимальные скорости седиментации, коррелирующиеся с различными фазами углеводородов, представляют собой критические меры дифференцирующего влияния динамотектонической активности на формирование продуцирующих способностей нефтегазоматеринских отложений.

Чем выше скорость накопления нормально морских терригенных и терригенно-карбонатных отложений, тем больше масса фоссилизированного органического вещества и более восстановленный характер носят осадки, т.е. условия для генерации и сохранности битумоидов более благоприятны. Это подтверждают, в частности, результаты изучения четвертичных и современных осадков Черного и Азовского морей, показывающие не только увеличение общей биомассы при росте скоростей осадконакопления, но и улучшение фациальногеохимических условий ее сохранности. Карбонатные илы, формировавшиеся в условиях резко пониженных скоростей седиментации, практического интереса для накопления органического вещества и битумообразования не представляют вследствие неблагоприятных окислительных фациально-геохимических условий.

На основе дифференцированного комплексного анализа нефте- и газоносности с темпом и градиентами скоростей прогибания как в пределах платформ, так и смежных геосинклинальных областей устанавливаются следующие зависимости: скорости тектонического погружения, коррелируемые с нефтегазоносностью в палеозое, мезозое и кайнозое, изменяются от 15 до 100 м/млн. лет, а градиенты – от 20 до 50 м/млн. лет и более. При детальном их рассмотрении можно отметить, что скорости погружения в бассейне седиментации, для которых характерны скопления нефти, несколько отличаются от значений для газоносных пород.

Минимальные скорости накопления преимущественно нефтеносных пород, содержащих сапропелевое или смешанное сапропелево-гумусовое органическое вещество, составляют 20–30 м/млн. лет. С увеличением темпа седиментации возрастает количество ОВ сапропелевого типа в осадках, а тем самым и потенциальные возможности генерации жидких углеводородов.

Для преимущественно газоносных толщ темп прогибания в бассейне седиментации не превышает 15–20 м/млн. лет, при этом возрастает, как правило, масса ОВ гумусового типа. Кроме того, можно определить оптимальные скорости, т.е. значения, чаще связанные с наибольшими концентрациями углеводородов. Для нефтенасыщения они изменяются от 40 до 60 м/млн. лет и более, а для газонасыщения – от 10–15 до 25 м/млн. лет.

Сравнение этих данных показывает генетическую связь преимущественной нефтеносности с толщами, накопление которых происходит в условиях относительно повышенных скоростей погружения и седиментации, а газоносности – с породами относительно пониженной скорости.

Отмеченная зависимость является общей как для платформ, в том числе краевых прогибов, так и для смежных геосинклиналей. Некоторые различия в темпе седиментации наблюдаются лишь в этапности проявления тектонической активности на молодых и древних платформах. В то время как для древних платформ наиболее интенсивные тектонические движения отмечаются в конце геотектонического цикла, на молодых платформах максимальные скорости погружения связываются с более ранними этапами развития (триас-юра), а минимальные – с более поздними (поздний мел-палеоген). С конца альпийского цикла (поздний миоцен-антропоген) происходит интенсивный рост темпа осадконакопления, достигающий в зоне геосинклинального края молодой платформы максимальных значений (до 120 м/млн. лет и более).

Анализ скоростей седиментации в пределах Верхнепечорской, Денисовской и Хорейверской впадин Тимано-Печорского осадочного бассейна показывает изменение их для древней платформы от 15-30 м/млн. лет в газоносных Верхнепечорской и Денисовской впадинах до 60-70 м/млн. лет в Хорейверской. Темп тектонического прогибания в Азово-Кубанском осадочном бассейне эпигерцинской Скифской эпигерцинской плиты свидетельствует о том, что в раннем мезозое скорость прогибания возрастает в северо-западном направлении, достигая 60-70 м/млн. лет (против 30-40 м/млн. лет на основной ее части). Тот же темп седиментации сохранялся и в юре, уменьшаясь к концу мелового периода до 15-20 м/млн. лет.

В пределах молодой Западно-Сибирской плиты основные нефтегазоносные комплексы неокома-сеномана в Надым-Тазовском междуречье и средней юрыбаррема в Среднем Приобье и древней Восточно-Европейской плиты среднего-верхнего палеозоя Волго-Уральской провинции формировались в условиях скоростей погружения от 25 до 60 м/млн. лет, изредка более, а градиенты скоростей прогибания превышали 50 м/млн. лет. Для газосодержащих толщ характерны скорости накопления осадков менее 25 м/млн. лет и градиенты – до 40 м/млн. лет.

В некоторых областях древних платформ – Предуральском краевом прогибе, Днепрово-Донецкой впадине – отдельные залежи газа соответствуют отложениям, накапливавшимся с большей скоростью. Изучение условий формирования этих скоплений показывает, что главную роль в газонакоплении здесь играли дегазация пластовых вод в период инверсионных тектонических движений и деструкция нефти в нефтегазовых залежах. Отмечаются отдельные аномалии и в скорости формирования нефтеносных толщ. Например, Ромашкинское и Арланское нефтяные месторождения формировались в условиях аномально низких скоростей седиментации, однако в смежных прогибах (очагах генерации УВ) доминировал темп прогибания более 40 м/млн. лет, соответствующий генерации и аккумуляции нефти.

На Туранской эпигерцинской плите и в смежном краевом прогибе, в Каракумском и Афгано-Таджикском осадочном бассейнах основные зоны газонефтенакопления Чарджоусской и Бухарской ступеней приурочены к толщам средней-верхней юры и нижнего мела, которым свойственны скорости седиментации от 20 до 35 м/млн. лет. В Среднекаспийском и Азово-Кубанском осадочных бассейнах Предкавказья главные сингенетично нефтеносные свиты накапливались при скоростях погружения не менее 30 м/млн. лет. Для газоносных терригенных формаций апт-альба Азово-Кубанского бассейна скорости седиментации не превышали 20 м/млн. лет при амплитуде прогибания менее 0,4 км за геологический век.

Темп прогибания как фактор нефтенакопления четко проявляется в нефтеносных формациях нижнего мела в нефтегазоносных бассейнах атлантического шельфа Юго-Западной Африки (формации пинда и букомази) и эоценаолигоцена (нефтематеринская серия бараил и др.) в Бенгальском, Ассамском и Камбейском бассейнах Юго-Восточной Азии, осадки которых формировались при скоростях прогибания 40-50 м/млн. лет и более.

При анализе условий нормально морской терригенной и терригенно-карбонатной седиментации в осадочных бассейнах древних и молодых платформ, краевых прогибов и геосинклиналей устанавливается в целом близкий характер скоростей седиментации. Последний изменяется в среднем обычно от 20 до 50 м/млн. лет.

Сравнение скоростей седиментации в осадочном бассейне с литофациальной характеристикой осадков, как показывают многочисленные статистические данные, позволяет заключить, что условия нормально морской терригенной седиментации скорости накопления, достигающие 50-60 м/млн. лет, более благоприятны для образования глинистых толщ. Здесь доминируют условия последующей активной нефтегазогенерации. Эти скорости являются благоприятными не только для создания восстановительной фациально-геохимической обстановки, но и способствуют образованию оптимальных соотношений песчаных и глинистых пород в разрезе (от 30 до 50%). Это подтверждается на примере средне-верхнеюрских, нижнемеловых и палеогеновых осадков Азово-
Кубанского нефтегазоносного бассейна, где общее содержание биомассы и ОВ при этом увеличивается на 15-20%.

При изменении скоростей осадконакопления по бортам платформенных прогибов от минимальных (3-5 м/млн. лет) в условиях морской компенсированной седиментации до максимально возможных в центральной части прогибов (70-80 м/млн. лет) разрезы характеризуются, как правило, более полным набором литологических разностей: от конгломератов до глинистых и карбонатных. Для анализа скоростей седиментации используется отношение мощности отложений (для скоростей прогибания дна бассейна – мощность отложений вместе с толщиной слоя воды) и абсолютного времени их формирования соответственно в метрах за миллион лет; размерность получаемой при этом величины – м/млн. лет.

При суммарной мощности глин в разрезе анализируемого комплекса, превышающей 100 м, приведение мощностей литолого-страти-графического комплекса к этапу седиментации в целях достижения большей точности может производиться с учётом разуплотнения глинистых пород на соответствующий этап времени (по графикам уплотнения глин Ю.В. Мухина). Последние учитывают изменение пористости глин от этапа седиментации до современного.

Разница соответствующих значений пористости, выраженная в процентах, позволяет установить путем увеличения на адекватную величину (в %) истинную мощность глинистых пород на этапе седиментогенеза. Так, например, суммарная мощность юрских глин в мезозойском разрезе Скифской плиты – около 500 м. По графику изменения пористости значение ее при современной глубине шельфового бассейна 100 м – 80%. Следовательно, истинная мощность глинистых пород на седиментационном этапе должна быть увеличена по сравнению с современной (6%) на 74%, т.е. на 370 м, и будет равна 870 м. Эта величина используется при анализе для установления суммарной мощности отложений и расчета скорости прогибания на этапе седиментации.