Карта изопахит интервала разреза от кровли песка N до репера К показывает, что древнее поднятие этого песка располагалось в восточной части площади (рис. 38). В последующем свод поднятия сформировался к западу от древнего свода, как это показано на рис. 39.
Наличие газовой шапки в пределах древнего свода по пласту N, который в настоящее время занимает низкое структурное положение, и отсутствие ее в наиболее приподнятой в настоящее время части продуктивного пласта позволяет говорить о ранней миграции и аккумуляции газа в восточной части площади Мэйн Пасс. Изменение наклона после образования древнего свода в восточной части площади было недостаточным для того, чтобы обусловить новую миграцию газа и изменение газонефтяного контакта. Поэтому газ оказался запечатанным в пониженной в настоящее время восточной части структурного поднятия.
Последовательные этапы жизни рано сформировавшихся нефтегазовых залежей, стремящихся приспособиться к меняющимся структурным условиям, можно рассмотреть также на примерах Горючкинского и Колотовского поднятии, расположенных в южной части Саратовского Правобережья. В современном структурном плане по тульскому горизонту нижнего отдела каменноугольной системы эти поднятия представляют собой брахиантиклинальные складки, располагающиеся на одной осн. Углы падения на крыльях составляют 1—3° и на погружениях 0°40'. Амплитуда Горючкинского поднятия по отношению к седловине, отделяющей его от Колотовского, равна примерно 25 м. Гипсометрически свод Колотовского поднятия на 10 м выше свода Горючкинского. Аналогичные соотношения между этими двумя поднятиями существовали еще ранее, т. е. к концу батского века (рис. 40, I и IV).
При сравнении характера и нефтегазонасыщения основных продуктивных горизонтов карбона на описываемых поднятиях обращает на себя внимание различие характера насыщения некоторых одноименных пластов па этих поднятиях. Так, бобриковский горизонт на Горючкинском поднятии содержит газовую залежь, а на Колотовском водоносен. Верхнебашкирский подъярус на Колотовской структуре содержит нефтяную залежь, а на Горючкипской — газовую с нефтяной оторочкой. Только тульский горизонт, заключающий в себе несколько песчаных пластов, имеет примерно одинаковую характеристику нефтегазонасыщения.
Рассмотрение характера распределения нефти и газа между этими двумя смежными структурами без помощи палеотектоники представило бы неразрешимую задачу, так как они расположены в совершенно одинаковых в региональном отношении геотектонических, гидрогеологических, геохимических и фациальных условиях и разделены только небольшой седловиной. При попытке уложить особенности нефтенасыщения соседних структур в схему дифференциального улавливания углеводородов мы сталкиваемся с невозможностью объяснить но этой схеме условие газонасыщения тульского горизонта. Заметим, что миграция в нем нефти и газа вдоль оси исключена в связи с существованием барьеров в виде литологических экранов, надежно изолирующих соседние поля друг от друга (рис. 40, IV). Трудно представить, что в пределах яснополянского подъяруса в одном горизонте нефть и газ мигрировали согласно одному закону (по оси), а в другом (тульском), залегающем на 15—20 м выше, согласно другому (т. е. со стороны крыльев к своду).
Рассмотрение указанных различий в характере насыщения соседних поднятий в свете их палеотектонического развития позволяет объяснить причины разного насыщения. Так, если нанести на палеоструктурную карту кровли верейского горизонта к концу батского века контуры газовой и нефтяной залежей верхнебашкирского подъяруса, то можно увидеть четкое соответствие их расположения структурной форме, существовавшей в то время (рис. 40, VII), т. е. нефтяная залежь оказывается расположенной на периклинали древней (единой) структуры. Газовая залежь только смещена несколько к северо-востоку, но это и должно было произойти при временном раскрытии Горючкинского поднятия к северу в результате усиления регионального наклона в верхнепалеозойскую эру к юго-востоку. Газонефтяная залежь на Горючкинском поднятии по той же причине оказывается смещенной по отношению к современному положению свода поднятия (рис. 40, V).
В характере насыщения тульского горизонта на Горючкинском и Колотовском поднятиях нет принципиальных различий, и это объясняется тем, что при временном раскрытии Горючкинского поднятия и последующем восстановлении его формы перемещение газа и нефти из одного поднятия в другое было исключено из-за существования литологических барьеров (рис. 40, IV).
Перемещение и разрушение залежей может быть вызвано образованием региональных наклонов, иногда приводящих к исчезновению структурных ловушек, влиянием глубоких древних размывов сводов продуктивных поднятий и тектонических разрывов. При определенных условиях последние могут служить проводящими каналами для вертикальной миграции нефти и газа из более древних отложений в более молодые.
В результате образования регионального наклона своды антиклинальных структур смещаются в направлении регионального восстания и уже существующие к этому времени залежи также будут перемещаться в том же направлении. Если продуктивный пласт содержит газовую залежь с нефтяной оторочкой, то смещение свода вдоль оси, вверх по региональному восстанию, может привести к отсутствию нефтяной оторочки на периклинали, расположенной в направлении смещения свода. Это произойдет потому, что газовая шапка, перемещаясь в новое местоположение свода складки, будет оттеснять нефть из прежде существовавшей здесь нефтяной оторочки вдоль оси и на крылья, в коллекторы, заполненные водой, что приведет к потере нефти. Этим и объясняется наблюдаемое иногда в практике поисков и разведки отсутствие нефтяной оторочки на одной периклинали и существование ее на другой, обращенной в сторону регионального наклона. То же явление можно наблюдать, когда региональный наклон ориентирован вкрест простирания складки, но в этом случае нефтяная оторочка практически будет отсутствовать на крыле, обращенном вверх по региональному наклону.
При больших региональных наклонах, углы которых превышают углы падения на крыльях или переклиналях антиклинальных структур, залежи нефти и газа, уже существовавшие ко времени образования наклона, будут разрушены в результате их миграции вверх по региональному восстанию продуктивных пластов. При изменении литологических (коллекторских) свойств продуктивных пластов в зонах литологического замещения могут образоваться литологические залежи.
Описанный процесс разрушения залежей в результате расформирования структур можно иллюстрировать примером из практики поисков нефти и газа в Нижнем Поволжье. В группе Присаратовских поднятий детальной глубокой разведкой было освещено строение трех структурных носов, которым на глубине, в девонских отложениях, отвечают погребенные антиклинальные структуры: Трофимовская, Гуселская и Пристанская (см. рис. 56, 58).
Структурные носы вырисовываются на фоне моноклинально залегающих мезозойских и каменноугольных отложений, наклоненных на юго-восток в среднем под углом около 1°20'. В процессе разведки разрез каменноугольных отложений изучался по керну из пластов, содержащих газовые и нефтяные залежи на соседних месторождениях. При этом оказалось, что признаки нефти широко распространены и приурочены к малевскому, бобриковскому горизонтам и верхнебашкирскому подъярусу. При опробовании верхнебашкирского подъяруса в одной из скважин Трофимовской площади был даже получен приток нефти дебитом 0,5 т/сут, а в скв. 3 на Пристанской площади — фонтан газа с водой из бобриковского горизонта. Эти результаты опробования отдельных скважин сравнительно просто можно было объяснить выклиниванием вверх по восстанию отдельных песчаных прослоев, т. е. существованием па этих площадях литологических ловушек ограниченных размеров. Однако широкое распространение признаков нефтеносности в каменноугольных отложениях требовало иного объяснения.
Анализ истории развития поднятий показал, что на месте Трофимовской и Гуселской площадей к началу отложения мезозойских осадков существовало единое поднятие с двумя вершинами, которым на глубине, в девонских отложениях, отвечают своды поднятий девонского времени формирования (см. рис. 57, 58).
В соответствии с установленной для этого региона связью между временем формирования антиклинальных, складок и их продуктивностью структуры в карбоне, сформированные к началу мезозойской эры, как правило, продуктивны. Следовательно, в антиклинальных складках, образовавшихся к началу мезозойской эры, в пределах описываемых площадей залежи нефти и газа должны были существовать. Однако в результате образования моноклинали Трофимовско-Гуселская антиклиналь в каменноугольную эпоху была наклонена на юг под углом до 1°20', вследствие чего исчез неглубокий и узкий синклинальный прогиб, отделявший ее от моноклинали к северу, ловушка также исчезла и нефть и газ мигрировали вверх по региональному восстанию. Именно в этом направлении от описываемых площадей располагается Елшано-Курдюмское месторождение газа. Следы этой миграции и были зафиксированы в виде обильных признаков нефти и литологических залежей ограниченных размеров.
Описанный выше пример позволяет сделать вывод, что в процессе поисков новых месторождений тщательное изучение признаков нефтеносности, зафиксированных на моноклиналях, может оказать геологу неоценимую помощь для выявления путей вторичной миграции нефти и газа. С помощью палеотектонического и литолого-фациального анализов можно установить наиболее перспективное направление и участки для поисков структурных, литологических и стратиграфических залежей.
Признаки нефтеносности на моноклиналях могут свидетельствовать о том, что на глубине, в более древних отложениях, существуют антиклинальные структуры, которые не были расформированы при региональном наклоне. Это объясняется тем, что в унаследованных структурах, как правило, углы падения в более древних отложениях круче, чем в более молодых. Палеотектонический анализ позволяет установить вероятное местоположение таких погребенных структур.
Разрушение рано сформировавшихся залежей может происходить и в результате древних размывов, глубина которых иногда бывает значительной. С таким явлением, в частности, мы встречаемся на примере Фурмановско-Степновского вала в Саратовском Поволжье, где глубина размыва в верхнедевонскую эпоху достигала 670—840 м (рис. 41). В пределах этого вала залежи газа и нефти в живетских отложениях среднего отдела девонской системы установлены па Степновской, Первомайской и Восточно-Сусловской структурах, тогда как на Сусловской и Фурмановской, расположенных гипсометрически выше в древнем и современном тектонических планах, эти отложения непродуктивны.
Если размыв не настолько глубок, чтобы разрушить месторождение, он может привести к снижению давления в нефтяных залежах и таким образом обусловить образование в них газовых шапок.
Касаясь вопроса о влиянии геологической истории какого-либо региона на условия залегания нефти, И. М. Губкин (1950) писал: «...прошла не одна сотня миллионов лет со времени образования нефтяных месторождений... и в течение этой многовековой истории условия неоднократно менялись. Менялось, например, положение нефтяных залежей по отношению к земной поверхности. Они то поднимались, то опускались, следовательно, менялись их физико-химические условия, менялись физические и механические свойства перекрывающих и подстилающих их пород и т. д.».
Изучение истории тектонического развития реальных нефтяных и газовых месторождений подтверждает эти высказывания И. М. Губкина. В самом деле, если в результате тектонических движений происходят подъемы и опускания структуры, содержащей нефтяные залежи, то будут изменяться также давление и температура в продуктивных пластах. Если пластовое давление в уже существующих нефтяных залежах окажется ниже давления насыщения, то произойдет выделение растворенного в них газа и образование газовой шапки. Значительное снижение давления может привести. к увеличению объема газа и к перетоку в соседнюю структурную ловушку. В результате опускания складки давление в газонефтяной залежи возрастет и газовая шайка может сократиться или вообще исчезнуть.
Все эти движения структур обычно фиксируются в мощностях отложений и в их литолого-фациальном составе и поэтому палеотектонический и фациальный анализы позволяют в каждом случае восстановить картину тектонических преобразований, ведущих к изменениям фазового состояния углеводородов.
A. Л. Козлов (1959) справедливо отметил, что выяснение времени миграции нефти и газа и реконструкция структурных условий, соответствующих времени миграции, в некоторых случаях, видимо, необходимы для понимания условии формирования нефтяных и газовых месторождений. Это справедливое замечание можно иллюстрировать следующим примером.
До недавнего времени была широко распространена точка зрения, согласно которой нефть и газ мигрировали в пределы Волго-Уральской нефтегазоносной области с востока, т. е. из Предуральского прогиба и даже из Уральской геосинклинали. Эти представления основывались на уменьшении плотности и сернистости нефтей, увеличении выхода легких фракции и газонасыщенности в восточном направлении. Однако, как показали палеотектонические исследования, в нижнем отделе каменноугольной системы Пермского Приуралья эти изменения свойств нефтей обусловлены воздействием давления и температуры на уже сформированные залежи при погружении их на большие глубины в пермский период, когда каменноугольные отложения получили региональный наклон в восточном направлении (К. С. Шершнев, 1971). Этот вывод основан на установленных закономерных связях между палеоглубииами нефтяных залежей нижнего отдела каменноугольной системы к концу кунгурского века и плотностью нефти, а также количеством в ней серы. Эта закономерность, справедливая н для других районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, позволила К. С. Шершневу сделать вывод, что миграция углеводородов в каменноугольную и раннепермскую эпохи и аккумуляция их в локальных структурах происходила из «внутриплатформенных впадин Камско-Кинельской системы прогибов», т. е. с юго-запада.
На этом примере также можно убедиться в большом значении палеотектоники, позволяющей корректировать традиционные представления, вытекающие из гипотезы о высокой температуре и давлении, необходимых для образования углеводородов.
Обоснованные представления о времени и направлении миграции углеводородов позволяют правильно интерпретировать фактические данные и осветить условия формирования структурных, литологическнх и стратиграфических залежей в изучаемом регионе. Знание этих условий позволит вести направленные поиски нефтяных и газовых залежей, что обеспечит более высокую эффективность. Если, например, известно положение зон выклинивания коллекторов и стратиграфических несогласий, то знание времени и направления миграции углеводородов, времени образования и направлений региональных наклонов позволит определить положение перспективных территорий и участков для поисков лптологических и стратиграфических залежей нефти и газа.
Одной из главных задач, стоящих перед геологами-разведчиками, являются поиски крупных и гигантских месторождений нефти и газа. Однако в прошлом выдающиеся открытия в мировой практике в значительной мере оказывались случайными. Это объяснялось недостаточной предварительной изученностью геологического строения и истории развития регионов, в пределах которых велись поиски нефти и газа.
В СССР впервые было предложено и осуществлено бурение сети опорных и параметрических скважин, позволивших для ряда крупных регионов разработать научную основу поисков нефти и газа. Если в каком-либо нефтегазоносном районе существует сеть опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин, достаточная для того, чтобы, используя результаты геофизических исследований, восстановить историю геологического развития этого региона, то появляется возможность с помощью палеотектонического анализа вести более эффективную разведку и направленный поиск крупных и гигантских месторождений нефти и газа.
Что же необходимо для образования таких скоплений? Прежде всего достаточное количество углеводородов, которое могло бы обеспечить формирование крупных и гигантских месторождений. Вопрос о возможности образования необходимого количества углеводородов может решаться на основе геолого-геохимического анализа материалов по всему нефтегазоносному бассейну, в состав которого входит разведуемый регион.
Вторым обязательным условием для образования крупных месторождений является наличие крупной ловушки с большим объемом коллекторов. Последний может быть обусловлен или большими размерами структуры, как это имеет место на платформах, или мощным разрезом отложений, содержащих большое число нефтегазоносных пластов, как, например, на Апшеронском полуострове, или, наконец, сочетанием мощных коллекторов с большими размерами ловушки.
Третье важное условие состоит в том, чтобы к началу миграции углеводородов ловушка уже существовала. Необходимо далее, чтобы в процессе продолжающихся миграции углеводородов и формирования структуры последняя занимала бы постоянно наиболее высокое гипсометрическое положение по сравнению с окружающими поднятиями. Это обусловливает постоянство направлений наклонов крыльев структуры и, следовательно, неизменность направления подтока к ловушке нефти и газа в течение всего процесса миграции и аккумуляции.
Для сохранения образовавшихся крупных месторождений необходимо, наконец, чтобы тектонические процессы, протекающие после окончания формирования залежей, не привели бы к их разрушению в связи с возможным образованием новых региональных наклонов или глубоких древних размывов.
Существование крупных структур в изучаемом регионе выявляется в процессе региональных и детальных полевых геофизических исследований, а также опорного и параметрического бурения. Вопрос о том, существовала ли эта структура к началу миграции углеводородов, можно решить, используя имеющиеся данные по ранее проведенным поисково-разведочным работам. Для этого на основе палеотектонического анализа продуктивных и «пустых» структур определяют верхнюю границу геологического времени, позже которого в исследуемом регионе залежи нефти и газа уже не образуются (см. главу II, рис. 10 и рис. 15). Такой анализ позволяет однозначно решить, существовала ли вновь выявленная крупная структура ко времени миграции углеводородов пли сформировалась позже.
Тектоническое развитие крупных структур должно быть проанализировано совместно, с окружающими поднятиями путем составления палеотектонических схем по способу изопахического треугольника для ряда этапов их тектонической жизни. Это позволит установить гипсометрические соотношения свода изучаемой крупной структуры со сводами окружающих поднятий за все время ее существования.