Рядом исследователей выдвинуто положение о том, что генерация жидких нефтяных углеводородов из сапропелевого и гумусово-сапропелевого исходного материала протекает наиболее энергично на длиннопламенной и газовой стадиях катагенных изменений органического вещества. На более низкой (буроугольной) и более высокой (коксовой) стадиях углефикации возникают преимущественно газообразные продукты [37, 54, 59].
В докладе на VIII Мировом нефтяном конгрессе (1971 г.) Н. Б. Вассоевич показал, что главная фаза нефтеобразования завершается на среднем этапе среднего катагенеза, что отвечает началу образования жирных углей [116].
Вместе с тем имеется много примеров «сосуществования» в одной нефтегазоносной провинции, в очень близких термодинамических обстановках как преимущественно нефтеносных, так и почти чисто газоносных районов и зон. Хорошо известным примером является «сосуществование» Азово-Кубанской области с преобладанием газоконденсатных месторождений и Терско-Кумской области с преобладанием нефтяных месторождений в единой Предкавказской провинции [17].
Довольно сложные соотношения зон нефте- и газонакопления установлены в Тимано-Печорской провинции [8] (рис. 38). В целом последняя характеризуется господством скоплений нефти во всем разрезе палеозоя на глубинах от первых сотен метров до 3,5—4 км, причем на небольших глубинах (до 1500 м) распространены тяжелые и утяжеленные ненасыщенные газом нефти и свободный «сухой» (метановый) газ. Ниже 3 км встречаются легкие газонасыщеиные нефти и конденсатные газы.
На фоне этой обобщенной картины выступают заметные различия в распределении углеводородов по групповому составу и фазовому состоянию. Так, в пределах Колвинского мегавала весь разрез палеозоя от 800 до 4000 м содержит только залежи нефти, причем вверху — до 1300 м, нефть тяжелая, в интервале 1600—2200 м — утяжеленная и на глубинах 3200—4000 м — легкая.
В Ижма-Печорской впадине до глубины 1300 м преобладают утяжеленные нефти, встречающиеся в девонском, каменноугольном и пермском комплексах, а в интервале 1300—2800 м — легкие. Еще ниже (3200—3400 м) встречаются газоконденсатные залежи.
На Печоро-Кожвинском мегавалу общая газонасыщенность разреза значительно выше, чем в рассмотренных районах. Здесь тяжелые и утяжеленные нефти, встречающиеся до глубины 1300 м, вниз по разрезу сменяются легкими и облегченными парафин исты ми нефтями (до глубины 2500 м), а в интервале 2500—3500 м распространены газоконденсатные скопления.
Наконец, в Верхнепечорской впадине, являющейся частью Пред-уральского прогиба, весь разрез — от нижней перми до нижнего карбона— газоносен. При этом в интервале 600—1300 м присутствует метано-этано-пропановый газ, а на глубинах 2200—3500 м выявлены газоконденсатные залежи.
Из приведенных данных ясно, что примерно в одинаковых термодинамических условиях находятся залежи утяжеленной и легкой нефтей и газоконденсата. Отсюда причину раздельного существования преимущественно нефтеносных и газоносных зон следует искать па путях миграции и аккумуляции углеводородов.
Необходимо также учитывать связь между исходным органическим веществом и степенью его катагенного превращения, с одной стороны, и составом углеводородов в том или ином продуктивном комплексе — с другой. В частности, наличие залежей сухого газа в сеноманском горизонте на севере Западно-Сибирской провинции, вероятно, можно объяснить гумусовым характером исходного органического вещества и низкой степенью его катагенного превращения [23, 84].
Очевидно, в вертикальном разрезе нефтегазоносных бассейнов может существовать верхняя зона преимущественного накопления метанового газа, ниже которой преобладают нефтяные залежи, а на значительной глубине появляются газоконденсатные и газовые скопления. Но такая идеальная модель осложняется процессами далекой миграции. Поэтому нельзя объяснять существование в одной провинции или области зон преимущественно нефтеносных или газоносных исключительно фациальными различиями осадочных пород и типом исходного органического вещества.
Распределение нефти и газа в Тимано-Печорской провинции позволяет сделать предположение о вторичной природе газоконденсатных залежей. Так, газоконденсатные скопления в нижнепермских отложениях Верхнепечорской депрессии могли образоваться в результате растворения нефти в значительно превосходящей по объему массе газа. Этот газ генерировался из артинской сероцветной молассы в процессе ее позднепермского и триасового погружения на глубину 3—5 км [15].
По-видимому, вторичными являются газоконденсатные залежи в нижнемеловых толщах северных районов Западной Сибири [108].
Палеотектонические построения позволяют сделать вывод о том,, что накопление жидких углеводородов в том или ином районе имеет место при условии, что в эпоху преимущественного нефтеобразования здесь уже существуют зоны замкнутых структурных ловушек.
Наиболее благоприятны для нефтенакопления крупные поднятия относительно древнего заложения и непрерывного конседиментационного роста на фоне устойчивого длительного опускания. Именно такие структуры были способны аккумулировать жидкие углеводороды при последовательном прохождении осадочных толщ через термобарическую зону «главной фазы нефтеобразования».
Как отмечает М. Ш. Моделевский [80], районы, в процессе геологического развития которых преобладала тенденция к устойчивому унаследованному прогибанию и где пластовые давления в продуктивных горизонтах не уменьшались ниже соответствующих фоновых давлений насыщения, должны рассматриваться как преимущественно нефтеносные. Наоборот, мобильные районы, в пределах которых погружение периодически сменялось интенсивными восходящими движениями, характеризуются сложным сочетанием различного вида залежей. Это объясняется тем, что в зонах интенсивных знакопеременных движений земной коры пластовые условия в проницаемых толщах время от времени становились благоприятными для выделения растворенного газа в свободную фазу или для растворения нефти в газе. В верхних горизонтах мобильных районов должны быть распространены газовые, газонефтяиые и нефтяные залежи, а в глубоко погруженных — преимущественно газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтеконденсатные скопления.
М. Ш. Моделевский приходит к выводу о том, что при прогнозировании нефтегазоносности невозможно однозначное определение вида нефтегазовой системы только по величине барического параметра насыщения или по степени метаморфизма органического вещества вмещающих пород. Необходимо в этом случае опираться на районирование территорий, отличающихся по знаку и интенсивности вертикальных тектонических движений, т. е. нужно анализировать миграционные процессы, которые контролируются палеотектоникой.
Кинематическая классификация замкнутых поднятий I и II порядков в платформенном чехле Западно-Сибирской плиты (см. табл. 4), описанная выше, в известной степени отражает связь между характером конседиментационной складчатости, распределением залежей по разрезу и фазовым состоянием углеводородов. Действительно, группа крупных структур ранне-среднеюрского заложения и непрерывного роста (классы I—III) контролирует в основном нефтеносные районы, причем стратиграфический диапазон нефтеносности тем выше, чем продолжительней был этот непрерывный рост поднятий на фоне устойчивого опускания всей области.
Структуры древнего заложения, но прерывистого роста (классы IV—VII) содержат скопления нефти с газовыми шапками или нефтегазоконденсатные залежи в юрских и нижнемеловых толщах,
Группа поднятий позднеюрско-валанжинского заложения изучена еще очень слабо. Структуры, относящиеся к типу непрерывного роста (классы VIII—X), в целом характеризуются очень широким возрастным диапазоном нефтегазоносности. В них преобладают газоконденсатные скопления. Однако в зонах умеренного неотектонического воздымания (класс VIII) можно предположить присутствие чисто нефтяных или газонефтяных залежей.
Фактический материал по наиболее детально изученным районам Каймыеовской, Васюганской и Среднеобской областей позволяет сделать определенные выводы об условиях и времени нефтенакопления. Залежи нефти на Каймысовском, Александровском и Средневасюганском поднятиях I порядка связаны преимущественно со структурами II класса. Они встречены на глубинах 2000—2700 м (чаще всего в интервале 2300—2600 м). Главным резервуаром скоплений является пласт Ю1 (васюганская свита, келловей — Оксфорд).
В конце неокома — начале аптского века поднятия II класса достигли 80% современной амплитуды. Мощность неокома и нижнего апта в названных районах составляет 900—1000 м.
Залежи нефти в Средпеобской области присутствуют как в юрских, так и в неокомских отложениях, причем в неокоме содержатся крупные скопления ее. В Сургутском районе неокомская нефть встречается на глубинах 1900—2700 м, в Нижневартовском — на глубинах 1650—2400 м. Сургутский и Нижневартовский своды в целом принадлежат III классу структур. Эти поднятия достигли 80—90% современной амплитуды по кровле валанжина к концу сеноманского века, а по кровле барремского яруса — к концу мелового периода. Мощность осадков от кровли валанжина до поверхности сеномана в среднем составляет 1400 м, а от кровли неокома до поверхности меловой системы — 1200—1300 м. Следовательно, скопления нефти встречаются на 1000—1400 м ниже той поверхности, которая фиксирует время завершения основного этапа роста структур и перехода их в погребенное состояние. Если учитывать уплотнение осадков и превышение палеосводов над смежными палеовпадинами на несколько сотен метров, то можно заключить, что при погружении нефтепроизводящей толщи на 1500—2000 м в условиях Западно-Сибирского бассейна в основном завершается процесс нефтеобразования, миграции и выделения главной массы жидких углеводородов в ловушках.
При дальнейшем прогибании в продуктах превращения органического вещества увеличивается доля газа. Несмотря на это, в зонах устойчивого поздиемелового и палеогенового погружения давление насыщения газом нефтяной залежи остается невысоким: оно примерно в 2 раза ниже пластового. Но в непосредственной близости от недонасыщенных газом нефтяных залежей, на северных склонах Нижневартовского и Сургутского сводов в баррем-нижнеаптском подкомплексе присутствуют скопления нефти с газовыми шапками. На Средневасюганском и Пудинском поднятиях на одинаковых глубинах сосуществуют нефтяные и газоконденсатные залежи в юрском комплексе. Газоконденсатные многопластовые месторождения открыты на Ямале и в Надьтм-Пурском междуречье, где продуктивные горизонты относятся к осадочным формациям юры, неокома и апта — альба и вскрываются скважинами на глубинах 1700—3200 м. Следовательно, газоконденсатные скопления северных районов Западно-Сибирской провинции находятся в одинаковых термобарических условиях с нефтяными месторождениями Среднего Приобья.
По-видимому, такое явление обусловлено спецификой тектонического развития крупных структур, создающих зоны регионального нефтегазонакопления.
На обширной территории, лежащей к северу от широтного колена Оби, общее прогибание дна седиментационпого бассейна в мезозое и палеогеновом периоде протекало со значительно большей скоростью* чем в южных районах, о чем свидетельствует нарастание мощности всех свит в сторону Карского моря. В конце мелового периода толщи верхней юры и неокома во внутренних впадинах Обь-Тазовской синеклизы опустились глубже 2—3 км, т. е. перешли зону главной фазы нефтеобразования. Ловушки, существовавшие до прохождения осадочными толщами этой зоны, должны были заполниться нефтью по проницаемым горизонтам юры и нижнего мела.
При последующем энергичном погружении подземные воды за контурами нефтяных залежей становились все более газонасыщетшыми за счет энергично протекавших процессов термокаталитического превращения органического вещества.
Конседиментационный рост положительных структур в мезозое был прерывистым, а в конце олигоцена и особенно в неогеновом периоде северные районы плиты испытали общее, резко дифференцированное воздымание над поверхностью бассейна, В результате активного дифференцированного поднятия крупных блоков земной коры амплитуды антиклинальных структур увеличились на 20—30%, часть ранее накопившихся осадков (как на сводах, так и в прогибах) была размыта, а продукты этого размыва вынесены в Карское море — область новейших опусканий.
Неотектоническое воздымание привело к снижению гидростатического давления на 20—40 кгс/см2, в результате чего некоторое количество газа выделилось из воднорастворенного состояния в свободную фазу и растворилось в нефти, заключенной в структурных ловушках.
Если объем поступавшего из воды газа был достаточно велик, а нефти, содержащиеся в продуктивных пластах нижнего мела, отличались высокой газонасыщенностью еще до олигоцен-неогеновой инверсии тектонического режима, то указанный процесс мог привести не только к образованию газовых шапок над залежами нефти, но и к полному растворению нефти в газе и формированию газоконденсатных скоплений.
О том, что многие ловушки, содержащие в настоящее время газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и нефтегазовые залежи, первоначально были заполнены чистой нефтью, свидетельствует наличие обильных следов остаточного нефтенасыщения по всему разрезу газовой части этих скоплений.
Очевидно, в северных областях Западно-Сибирской провинции могут существовать нефтеносные районы, связанные с крупными погребенными поднятиями, которые в своем развитии не переживали частных инверсий в мезозое и неотектонического постседиментационного роста. В современном структурном плане такие поднятия выражаются значительным уменьшением амплитуды от нижних горизонтов чехла к верхним. К ним предположительно относятся Среднеямальский свод, Гыданский мегавал и многие структуры под дном Карского моря. Нельзя исключать также возможность выявления погребенных поднятий внутри впадин Надым-Тазовского междуречья, на склонах и периклиналях молодых (позднемеловых — кайнозойских) мегавалов.
Газоконденсатные месторождения в юрском комплексе известны вблизи юго-восточной окраины провинции (Средневасюганский, Пудинский своды, Сенькино-Сильгинский мегавал). Эта часть плиты отличается неустойчивым режимом мезозойско-кайнозойского прогибания, выражающимся в неоднократной смене господствующего знака движений [104]. Перерывы в осадконакоплении и связанная с ними перестройка структурных планов отмечены па границе барремского и аптского веков, в коньяк-сантонское время, в датском веке и неогеновом периоде.
Каждая из частных инверсий могла приводить к выделению свободного газа из растворенного в воде состояния и к насыщению им нефти в древних погребенных ловушках. В ряде газоконденсатных залежей Привасюганья сохранились нефтяные оторочки.
Изложенная концепция нуждается в дальнейшей разработке и конкретизации* В известном противоречии с ней находится тот факт, что молодые структуры (например, Русская и Южно-Русская, относящиеся к XI классу) не содержат скоплений свободного газа в нижнемеловых горизонтах.
Кроме того, газоконденсатные залежи в неокоме и апте — альбе на площадях Южно-Ямальской области заполняют ловушки только до палеозамка, существовавшего до позднеолигоцен-неогенового роста структур, т. е. примерно на 1/2—3/5 части их современной высоты.
По-видимому, газонасыщенность нижнемеловых вод к началу неотектонической активизации была недостаточно высокой для формирования крупных скоплений в новообразованных, молодых антиклиналях, но выделявшегося из воды свободного газа «хватило» для фазовых превращений уже существовавших к тому времени залежей легкой нефти. Следует также учитывать, что значительная часть газа поступила в мезозойские ловушки в палеогеновом периоде, когда новейшие поднятия еще не достигли современных площади и амплитуды.