Практика поисков нефти и газа в районах, осложненных солянокупольной тектоникой, также приводит к выводу о том, что . в процессе этих работ следует учитывать не только современный облик куполов, но и всю историю их развития.
Необходимость палеотектонического анализа для повышения эффективности поисков обусловлена следующим. Нефть и газ — подвижные полезные ископаемые, причем нефть мигрирует нрн угле наклона слоев всего 0°20'. Образовавшись на определенном .этапе геологической истории, нефтяные и газовые залежи в дальнейшем постоянно реагируют на перестройки тектонического плана, каждый раз приспосабливаясь к новым структурным условиям и новым, изменяющимся пластовым давлениям. Поэтому иногда указанные залежи могут располагаться не там, где они первоначально образовались. В результате глубоких размывов они могут быть разрушены или потерять часть своих запасов. Разрушение может быть полным или частичным вследствие миграции нефти и газа вверх по трещинам разломов, вызванной нарушением гидродинамического равновесия. В ряде случаев эта миграция может привести к формированию новых залежей в более молодых отложениях. В связи с региональным наклоном и расформированием ловушек ранее образовавшиеся залежи могут исчезнуть или сместиться и занять новое положение. Если ловушка сформировалась поздно, т. е. после окончания процесса боковой миграции, нефтяные и газовые залежи в ней отсутствуют. При значительных изменениях пластового давления, например в результате глубокого размыва или погружения складки, в уже существующих к этому времени залежах могут происходить явления обратного испарения или конденсации, приводящие к изменениям фазового состояния углеводородов. Как на следы этих процессов, можно указать на наличие асфальтита, заполняющего поры песчаников пашийской свиты в контуре газовой залежи на Ннжнеомринском месторождении Южного Тимана, или на асфальтообразный продукт, заполняющий поры живетских песчаников в газовой залежи Стенновского месторождения в Нижнем Поволжье и имеющий следующий состав: карбоиды — 30,8%, асфальтены — 42%, смолы — 2,8%, масла — 12,7%.
М. М. Садрислановым (1960) описаны битуминозные песчаники из пласта Б2 бобриковского горизонта месторождений- Зольный Овраг и Яблоновый Овраг, содержащие твердый хрупкий битум, основными компонентами которого являются асфальтены и смолы. Нахождение этих продуктов в газовых залежах на относительно больших глубинах позволяет предполагать, что они могут адсорбироваться из нефти в результате процесса обратного испарения.
Здесь нельзя не вспомнить высказывание И. М. Губкина (1950) о влиянии геологической истории на условия залегания нефти. Он 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.».
Из изложенного выше следует, что процессы формирования, сохранения и разрушения залежей нефти и газа непосредственно связаны с историей тектонического развития, т.е. с палеотектоникой. Следовательно, одной из главных задач при поиск ах структур и залежей является расшифровка истории их формирования. Опыт поисковых работ показывает, что даже в заведомо нефтегазоносном регионе могут существовать локальные поднятия, не содержащие залежей нефти и газа, хотя современная структура этих поднятий и прочие факторы, определяющие возможность образования залежей (коллекторы, покрышки, условия миграции, гидрогеологические условия и т. д.), не отличаются от .таковых у продуктивных структур. При детальном изучении таких поднятий выясняется, что они отличаются от продуктивных историей своего развития.
Знание условий формирования залежей нефти и газа позволяет разработать рациональную методику поисков и разведки новых месторождений и объективно оценить перспективность новых территорий в пределах изучаемого региона. При прочих равных условиях знание условий формирования залежей и их разрушении позволяет существенно повысить эффективность геологических, геофизических и разведочных работ.
Л. А. Бакиров и М.'Ф. Мирчинк (1951), отмечая, что далеко не все бывшие в разведке структуры содержат промышленную нефть, указывали: «...познание закономерностей пространственного. распределения нефтогазосодержащих, т. е. продуктивных,, структур в различных геологических условиях платформенных л геосинклинальных областей приобретает весьма важное теоретическое и практическое значение и является одной из главнейших н актуальнейших задач нефтяной геологической науки».
Высокая подвижность нефти и газа в недрах, связанная с изменением залегания нефтегазосодержащих пластов, придаст фактору времени особое значение.
Но вопросу о времени формирования залежей нефти и газа существуют две точки зрения. В результате изучения этого вопроса на структурах Русской, Западно-Сибирской, Туранской и Предкавказской платформ большинство геологов пришли к выводу о наличии закономерной связи между временем формирования структур и временем образования залежей нефти н газа, которая может быть использована для решения ряда теоретических н практических задач нефтяной геологии.
Сторонники второй точки зрения ставят под сомнение существование такой связи и преимущественную приуроченность залежей к структурам раннего формирования объясняют большей продолжительностью жизни рано сформировавшихся ловушек. Они полагают, что образование всех залежей нефти и газа связано с альпийским или даже с четвертичным временем. Представление о молодом возрасте всех залежей базируется, однако, но на палеетек-топнческом анализе конкретных месторождений, структур и на опыте поисков и разведки в различных регионах, а преимущественно на предположении о неорганическом происхождении углеводородов и их миграции из глубоких недр Земли. В этих представлениях нет места для надежно установленной зависимости между временем образования тектонических структур и их продуктивностью. Онп противоречат также многочисленным свидетельствам относительно раннего образования залежей нефти и газа.
Определенные указания на образование нефтяных залежей еще до завершающих этапов формирования антиклинальной складки мы находим у Д. В. Голубятникова, который еще в 1914 г. отметил на Биби-Эйбатском месторождении (Ашперонскнй полуостров) в апшеронских слоях присутствие обломков закированных песчаников более древней продуктивной толщи, свидетельствующих о наличии нефтяных залежей на этом месторождении уже к началу отложения осадков апшеронского яруса.
Существование залежей нефти в структурах до начала альпийской фазы тектогенеза установлено на Самарской Луке, где наличие асфальта отмечено не только в трещинах палеозойских отложений, но и в гальке из конгломерата, подстилающего батские отложения средней юры.
Вопрос о времени формирования нефтяных и газовых залежей рассматривала в ряде работ II.10. Успенская (1947, 1950, 1952). Образование залежей нефти и газа на платформах, но мнению ее, происходит преимущественно на ранних стадиях диагенеза нефтематеринских отложений, т. е. до их уплотнения. Поэтому формирование залежей чаще вызывается тектоническими движениями, следующими непосредственно за отложением нефтематеринских осадков. Близкие точки зрения но этому вопросу мы находим у И. М. Губкина, И. И. Потанова, X. Д. Гедберга, В. Е. Хайна.
Рассматривая вопрос о генезисе нефтяных месторождений Северного Кавказа, И. М. Губкин (1937) писал: «Почти параллельно с происходившими тектоническими процессами и образованием структурных форм шло и формирование нефтяных месторождений Северо-Восточного Кавказа».
И. И. Потапов (1954), изучавший условия образования нефтяных залежей Апшеронского полуострова, указывает на начало их формирования после первых же тектонических движений, вслед за седиментацией осадков.
В работе, посвященной геологическим аспектам происхождения нефти, X. Д. Гедберг (19GG) писал: «Если допустить, что нефть образовалась в уплотняющихся илах, то становится правдоподобным, что она могла уйти из илов па ранних стадиях их уплотнения, когда их пористость и проницаемость оставались высокими, а также то, что с развитием уплотнения миграция нефти становилась более затрудненной и снижалась количественно. Таким образом, кажется обоснованным предположение, что большая часть нефти промышленных скоплений обязана раннему нефтеобразованию и ранней первичной миграции из материнских пород в резервуары».
Ссылаясь на ряд примеров как в платформенных, так и в геосинклинальных областях, В. Е. Хайн (1954) указывал на обычную локализацию нефтяных и газовых залежей в пределах древних сводов, которые фиксируются минимумами мощностей древних отложений. В соответствии с этой закономерностью более поздние складки обычно оказываются «пустыми», тогда как антиклинали, существовавшие во время отложения сингенетично нефтеносных свит, как правило, содержат залежи нефти.
В. Н. Тихий (1948), рассматривая перспективы нефтогазоносности девонских отложений в юго-восточной части Русской платформы, объяснял отсутствие нефти в девоне на ряде поднятий различным характером тектонических движений в девонскую, верхнепалеозойскую и мезозойскую эпохи.
Начало формирования Туймазинской структуры в Башкирии и девонских нефтяных залежей А. А. Трофимук (1948) относил к верхнедевонской эпохе.
Отсутствие нефти в девонских отложениях Елшанской структуры в Нижнем Поволжье С. П. Козленко (1950) объяснял поздним временем ее формирования. Следуя взглядам И. М. Губкина о небольшом запаздывании процесса формирования нефтяных залежей по сравнению с процессом формирования структур, С. П. Козленко считал, что для успешных поисков нефти в этом регионе необходимо искать структуры, формировавшиеся в девоне.
В результате изучения истории развития ряда локальных структур Нижнего Поволжья Е. Н. Пермяков и 10. Л. Каравашкина в 1951—1952 гг. пришли к выводу, что время формирования поднятий влияет на их нефтегазоносность, а время образования отдельных структур, как и история развития соседних складок, могут быть различными.
Ю. С. Ковалевский (1952), выполнивший детальный историко-геологический анализ локальных поднятий Саратовского Правобережья, пришел к следующим выводам:
- 1) формирование структур в течение длительного времени происходило одновременно с отложением осадков;
- 2) перспективность локальных поднятий в отношении нефтегазоносности зависит от их возраста: чем они древнее, тем более перспективны;
- 3) совпадение структурных карт для ряда стратиграфических горизонтов указывает на относительно молодой возраст структур.
Несколько позже (1955) 10. С. Ковалевский подчеркнул ошибочность существующих взглядов на перспективность всех структур Русской платформы для поисков в них нефти и газа (в связи с разновременностью их формирования). II. Г. Суворов, С. П. Максимов и др. (1954), изучавшие геологическое строение и геотектоническое развитие Среднего Поволжья, указывали на большую перспективность в пределах этой территории структур, которые сформировались в девоне вслед за отложением продуктивных свит. С. Ф. Федоров (1956) говорил о решающем значении фактора времени образования структур при формировании залежей нефти. Позже сформированные структуры часто бывают пустыми или содержат меньше нефти, чем образовавшиеся ранее поднятия. А. И. Клещев (1957), изучавший условия формирования девонских нефтяных залежей Татарии, пришел к выводу, что при равных геологических условиях промышленное значение залежей будет тем выше, чем древнее возраст дислокаций.
В результате исследований в Саратовском Поволжье (1958) мы установили, что залежи нефти и газа в живетских отложениях среднего девона образуются, как правило, в ловушках, сформировавшихся к концу франского века. В тех случаях, когда ловушки в живетских отложениях образовались в более позднее время (позже конца франского века), залежи нефти или газа обычно отсутствуют. В пашийских отложениях залежи нефти и газа связаны со структурными ловушками, существовавшими уже к концу малевского времени. В каменноугольных отложениях Саратовского Поволжья залежи газа и нефти связаны с поднятиями, сформированными до начала отложения мезозойских осадков. Структуры, образовавшиеся в мезокайнозойскую эру, оказываются «пустыми» в карбоне.
Ряд убедительных примеров из практики поисков и разведки нефтяных месторождений в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, свидетельствующих об относительно раннем их формировании, приводит В. Ф. Раабен (1958). Ссылаясь, например, на исследования Ю. П. Гаттенбергера, он отмечает, что Балтаевская структура, расположенная в пределах Серафимо-Валтаевского вала, сформировавшаяся по девонским отложениям только после нижней перми, оказывается непродуктивной, тогда как в находящихся рядом девонских структурах, образовавшихся ранее, имеются промышленные скопления нефти. Как отмечает В. Ф. Раабен, отсутствие нефти в девонских отложениях в пределах Балтаево местные геологи объясняют глубоким размывом в конце франского века. Это объяснение, однако, вытекает из предположения о том, что к концу франского века залежь уже была сформирована, а затем разрушена.
В. А. Лобов, Г. И. Алексеев и М. И. Зайдельсон (1958), рассматривавшие перспективы нефтегазоносности девонских отложений Среднего Поволжья и Оренбургской области, связывают формирование и первоначальное распределение залежей нефти с интенсивными колебательными процессами, протекавшими до конца франского — начала фаменского века.
Рассматривая условия залегания нефти и газа в связи с тектоникой восточной части Русской платформы, Л. Н. Розанов (1959) отмечал: «При поисках нефтяных месторождений (структурного типа) наличие современной положительной структуры продуктивных горизонтов — условие обязательное, но не единственное. Необходимо также, чтобы такая структура существовала в ту отдаленную эпоху, когда формировались месторождения в этих горизонтах, и сохранялась бы с тех пор до настоящего времени». Он указывал на отсутствие в большинстве случаев залежей нефти в девонских отложениях в структурах, сформировавшихся в конце девона или в карбоне, что подтверждается результатами разведки на площадях Сокско-Шешмннского вала и южной части Вятского вала.
10. П. Гаттенбергер (1959), изучавший условид образования нефтяных залежей в Башкирии, пришел к выводу, что первоначальные залежи нефти отсутствуют в структурах, заложенных после окончания первичной миграции нефти. Он отмечает приуроченность Туймазннского, Шкаповского и других месторождений девонской нефти к структурам древнего заложения.
В работе, посвященной вопросам миграции газа и нефти и размещения их залежей, A. Л. Козлов (1959) пришел к выводу о формировании этих залежей на первых этапах геологической истории отдельных регионов. Касаясь Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, он отмечает, что месторождения нефти и газа образовались здесь в девонскую и каменноугольную эпохи. Отсюда следует и другой, очень важный вывод о зависимости размещения месторождении не только от современного тектонического плана региона, но и от структурных форм, существовавших на предыдущих этапах геологической истории, когда происходила миграция нефти и газа.
В результате палеотектонического анализа 27 локальных структур Саратовского Поволжья мы пришли к выводу, что при прочих равных геологических условиях существует определенная связь между временем образования структурных ловушек и временем формирования залежей нефти и газа. Установление этой связи позволяет утверждать, что для многих нефтегазоносных областей вопрос о вероятной продуктивности структур должен быть однозначно решен до ввода их в глубокую разведку; это сэкономило бы огромные средства благодаря повышению эффективности поисков и разведки (К. Л. Машкович, 1961). Еще в 1939 г. И. М. Губкин указывал на- необходимость «рассортирования» структур платформы по степени их значимости для промышленной разведки.
Согласно исследованиям М. Ф. Свищева (1963 г.), нефтяная залежь в пласте их пашийского горизонта на Султангуловском месторождении в основном сформировалась в конце девона — начале карбона. О раннем формировании залежей в пашийском горизонте свидетельствует также установленная зависимость между свойствами нефти и палеотектоникой. На Большекинельском валу пашинские отложения в девонский период имели региональный подъем к юго-востоку, в этом же направлении изменяются и свойства нефти. Залежи газа и нефти в пермских отложениях Куйбышевского Поволжья и Оренбургской области, по мнению М. Ф.. Свищева, существовали уже к началу неогена.
К. С. Шершнев, Н. А. Трифонова и П. А. Сафроницкий (1963 г.) при изучении влияния тектоники палеозоя на распределение залежей нефти в Пермском Прикамье установили, что «разновременность формирования структурных ловушек влияет на образование нефтяных залежей...». В связи с этим авторы считают, что разведку девонских структур в этом районе целесообразно вести там, где следует ожидать наличия поднятий древнего заложения.
Рассматривая вопросы методики поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, А. Я. Креме (1964) указывает, что для эффективных поисков необходимо изучать наряду с современным структурным планом региона и отдельных поднятий и их геологическую историю, так как перспективы нефтегазоносности локальных структур не только определяются принадлежностью их к какому-либо генетическому типу, но и зависят от времени их заложения и формирования. А. Я. Креме отмечает, что «формирование залежей нефти и газа в девонских отложениях провинции происходило в девонское время, в связи с чем промышленная нефтеносность этих отложении связана с наличием структур додевонского и раннедевонского возраста».
Ряд примеров, подтверждающих существование связи между нефтеносностью структур, расположенных в южной части Печорской депрессии, и временем их формирования, приводят Б. Я. Вассерман и М. Ш.-Моделевский (1964). Они отмечают, что Западно-Тэбукский участок расположен на месте одной из древних структурно - стратиграфических ловушек. В связи с этим Западно-Тэбукская структура содержит крупные залежи легкой нефти.
В отличие от нее расположенная вблизи Тэбукская структура сформировалась на площади, имевшей в девонский период моноклинальное залегание с воздыманием слоев в западном направлении, куда и мигрировали углеводороды. Тэбукская структура, образовавшаяся значительно позднее первого этапа миграции, оказалась непродуктивной (рис. 9).
Существование месторождения нефти на Пашнинской площади авторы связывают с древней структурной ловушкой, существовавшей уже ко времени основного этапа первичной миграции углеводородов. Структурные ловушки Мичаюской, Северо-Савиноборской и Восточно-Савиноборской площадей образовались значительно позднее этого этана миграции углеводородов, в связи с чем но среднедевонским отложениям они оказались полностью водоносными, за исключением небольших линзовидных или экранированных залежей в верхней части этих отложений.
В результате выполненных исследований Б. Я. Вассерман и М. Ш. Моделевский сделали следующие выводы.
«При прогнозировании перспектив нефтегазоносности палеозойских отложений южной части Печорской депрессии одним из решающих критериев промышленной оценки подготовленных к глубокому бурению антиклинальных структур является время формирования последних (разрядка моя — К. М.).
Терригенные отложения среднего девона (основной, поисковый объект на нефть и газ в Тимано-Печорском бассейне) могут представлять значительный интерес только при условии раннего (не позднее конца девонского времени) заложения структурных ловушек.
Структурные ловушки в карбонатных коллекторах верхнего девона, нижнего и среднего карбона могут содержать значительные по запасам залежи нефти, если они образовались не позднее конца пермского времени».
При разведке Джьерского нефтяного месторождения, расположенного па южном борту Печорской впадины, выяснилось, что один из основных объектов разведки в этом регионе — отложения эйфельского яруса — оказался обводненным. Б! Я. Вассерман, А. И. Матвиенко и Н. В. Сазонов (1965) следующим образом объясняют этот факт.
В верхнедевонскую эпоху в пределах этой площади существовал широтный структурный выступ, образовавший вместе с зоной выклинивания живетских песчаников, проходящей через выступ, структурно-стратиграфическую ловушку, которая и улавливала углеводороды, мигрировавшие с востока на запад, в сторону регионального подъема слоев. Так, на Джьерской площади образовалась нефтяная залежь.
Граница распространения эйфельских песчаников располагается значительно западнее, в связи с чем при отсутствии в верхнедевонскую эпоху па этой площади структурной ловушки эйфельские коллекторы не могли уловить мигрирующую нефть и залежь не могла образоваться. *
В результате специального исследования, посвященного вопросу о времени формирования залежей нефти и газа в Куйбышевском Поволжье (С. Я. Вайнбаум, М. И. Зайдельсон и Н. Л. Копрова, 1967), были установлены два цикла нефтегазообразования. В течение первого цикла формировались залежи в терригенном девоне, а в течение второго, происходившего в конце палеозоя, образовались залежи в карбоне и перми. Анализ изменения ем-, кости ловушек во времени для девонских пластов Мухановского месторождения показал, что эти ловушки ужо с конца девона могли вмещать всю заключенную в них нефть и эти, как правило, девонские нефтеносные структуры Куйбышевского Поволжья, не заполнены нефтью до замка.
Высокую газонасыщенность ряда нефтяных залежей С. Я. Вайнбаум и другие объясняют растворением в нефти газа ранее существовавших газовых шапок вследствие значительного погружения продуктивных пластов после формирования залежей.
На территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции С. П. Максимов, В. Л. Киров, В. Л. Клубов и С. К. Нечитайло (1967) установили четыре этапа нефтегазообразования в палеозойских отложениях, начиная с конца девонского периода.
Анализируя условия формирования и размещения залежей нефти и газа в девонских отложениях Оренбургской области, С. Ф. Федоров, О. М. Махоньков и К. Е. Димент (1967) пришли к заключению, что их следует искать в структурах древнего заложения. Молодым возрастом формирования складки авторы объясняют отсутствие залежей нефти на Новостепновской площади, расположенной вблизи г. Бугуруслана.
Изучая закономерности изменения состава и свойств нефтей в каменноугольных отложениях Пермского Прикамья, С. П. Максимов, А. Г. Милешина и В. Н. Ларкин (1970) пришли к выводу об образовании залежей нижнего карбона в интервале времени от конца каменноугольного до начала нижнепермского, а в среднекаменноугольном карбонатном комплексе — от начала нижнепермского до послеартинского времени. К аналогичному выводу по Пермскому Приуралью пришел К. С. Шершнев (1971), который считает, что «главный этап формирования залежей нефти и газа в визейской терригенной толще... закончился в каменноугольный период или в ранпепермское время», в связи с чем структурные ловушки, сформировавшиеся в послепермское время, не содержат промышленных залежей нефти в терригенных визейских отложениях.
Для солянокупольных областей представление о раннем образовании нефтяных залежей также оказывается справедливым. Так, Н. В: Неволин в 1947 г. отметил, что в результате палеотектонического анализа удалось установить связь мест аккумуляции нефти на Байчупасской структуре (Эмбенская нефтеносная область) с древними поднятиями. Позже Н. А. Калинин (1957), изучавший вонрос о продолжительности процесса образования и миграции нефти в Эмбепской области, пришел к выводу о наибольшей интенсивности нефтеобразования и миграции в первый десяток миллионов лет сначала формирования нефтепроизводящих толщ.
Изучение тектоники и перспектив нефтегазоносности надсолевых отложений северного междуречья Урала и Волги позволило И. М. Бровару, И. Г. Лата и И. И. Шмайс сделать вывод, что при поисках и разведке залежей нефти и газа в Прикаспийской впадине следует учитывать пе только современный облик куполов, но и всю историю их развития, так как бурение в пределах современных сводов далеко не всегда приводит к открытию залежей нефти и газа.
В результате многолетнего изучения геологии и нефтегазоносности Иркутского нефтегазоносного бассейна М. М. Мандельбаум (1961, 1966) сделал ряд интересных заключений, касающихся проблемы формирования структур и нефтегазовых залежей. Он отметил, что многочисленные примеры подтверждают существование определенной связи между временем формирования антиклинальных структур и залежей нефти и газа. Эта связь позволяет раскрыть закономерность распределения месторождении в изучаемом регионе и считать, что наиболее перспективны структуры, формировавшиеся одновременно с осадконакоплением, и что местоположение залежей нефти и газа «в большей мере подчинено палеоструктурному плану, чем современным гипсометрическим отметкам». Автор также считает, что для установления наиболее богатых зон нефтегазонакопления важное значение имеют древние крупные поднятия и их склоны.
М. М. Мандельбаум отметил, что материалы сейсморазведки позволяют осуществить палеотектонический анализ и отделить структуры конседиментационного типа от структур, сформировавшихся, на поздних этапах тектонической жизни региона.
Коллектив исследователей (Ф. Г. Гурари, В. П. Казаринов, В. Д. Наливкин, И. И. Нестеров, Л. И. Ровнин, Н. Н. Ростовцев, М. Я. Рудкевич, А. А. Трофимук и др., 19G4), занимавшихся изучением геологии и нефтогазоносности Западно-Сибирской низменности, пришел к важному выводу о том, что «самые крупные залежи нефти и газа, очевидно, будут приурочены к крупным валам раннего заложения и длительного развития».
По данным Е. Бенько, Е. Еханина, В. Жадновой и И. Миталева (1964, 1965), на территории Западно-Сибирской низменности не все структуры, находившиеся в разведке, оказались продуктивными, т. е. содержали нефтяные и газовые залежи. Нередко в непосредственной близости от продуктивных структур располагались «пустые». Анализируя зависимость между характером развития локальных поднятий и их нефтегазоносностыо, авторы пришли к выводу о существовании связи между временем формирования ловушек и временем образования в них залежей нефти и газа. Этими исследованиями установлено также, что нефтяные и газовые залежи чаще всего связаны с поднятиями, в которых структурные ловушки начали формироваться в юрский период и продолжали формироваться в нижнемеловой.
Интересные данные о зависимости продуктивности структур от их возраста в пределах Западной Сибири содержатся в работо Ю. А. Мещерякова (1966). В ной рассмотрены, в частности, результаты бурения на Лучипкннской структуре в восточной части Туринского свода. Как пишет автор, постановка поисковых работ на этой структуре обосновывалась «четкой морфологической выраженностью структуры, наличием в разрезе хороших коллекторов, плотных покрышек, благоприятными фациями отложений, а также прямыми признаками газоносности в виде растворенных азотно-метановых газов». Однако ни одна из пробуренных скважин не обнаружила залежей нефти или газа. М. Я. Рудкевич и Б. А. Елисеев, проделав палеотектонический анализ, показали, что «Лучинкинское поднятие, как и другие локальные структуры Туринского выступа, имеют весьма молодой возраст и сформировались лишь в послеэоцоновое время, т. е. на неотектоническом этане. Образование молодых антиклинальных изгибов слоев уже не могло привести к накоплению газа, так как между началом региональной миграции углеводородов (мезозой) и образованием структурных ловушек (послеэоценовая эпоха) прошло слишком продолжительное время, в течение которого совершалась беспрепятственная миграция газа в сторону Урала и утечка его в атмосферу».
Как указывает 10. А. Мещеряков, локальные структуры Березовского района Западной Сибири имеют более древний (раннемезозойский) возраст и характеризуются длительным непрерывным ростом в течение почти всей мезокайнозойской эры. Поэтому с самого начала процесса миграции углеводородов поднятия Березовского района являлись ловушками и содержат изученные в настоящее время залежи.
Процессы образования нефтяных и газовых месторождений на территории Сибири изучались в Институте геологии и геофизики Сибирского отделения АН СССР под руководством акад. А. А. Трофимука (1966). В результате этих исследований установлено, что одной из важных закономерностей формирования нефтяных и газовых залежей в пределах Западно-Сибирской низменности является приуроченность их к структурам раннего заложения и длительного развития.
Изучение тектонических структур на юге Сибирской платформы показало, что в нижнекембрийскую эпоху процесс формирования структур происходил параллельно накоплению осадков. Анализ результатов поискового бурения в этом регионе позволил сделать вывод, что притоки нефти и газа получены в основном из скважин, заложенных в сводах палеоподнятий времени формирования свит,. включающих продуктивные горизонты (Тыитино-Балыхтинская, Парфеновская, Биркипская, Южно-Разуйская и, по-видимому, Марковская структуры) (Г. И. Лохматов, 1966). Предполагается, что «скопления нефти и газа на этих структурах возникли уже в нижнем кембрии».
А. С. Полушкин, В. П. Санин, Е. Н. Горшунов и В. И. Конюхов (1967), рассматривавшие вопросы методики разведки экранированных залежей нефти в пределах Нижневартовского-свода (Западная Сибирь), пришли к заключению, что к концу сеноманского и туронского веков залежи нефти в неокомских отложениях здесь уже существовали.
В работе, посвященной методическим основам прогнозной оценки продуктивности локальных поднятий Среднего Приобья по структурному фактору, А. Я. Эдельштейн (1971) отмечает, что для повышения эффективности поисково-разведочных работ необходимо учитывать возраст локальных поднятий и темп их формирования. Отрицательные результаты поискового бурения на Новомолодежном поднятии объясняются поздним возрастом его заложения. В процессе развития это поднятие сильно отставало от других структур. Самотлорскую структуру оно перегнало «только в палеогеновом пли неогеновом периодах, «опоздав» к распределению углеводородов. Исключительно хорошим темпом роста обладали Самотлорское, Белозерское поднятия». Этим объясняются запасы углеводородов Самотлорско-Белозерского поднятия. А. Я. Эдельштейн подчеркивает, что^для образования крупных п особенно гигантских скоплений углеводородов обязательным условлен является такое гипсометрическое положение ловушек, которое обеспечивает непрерывный подток к ним углеводородов в период их миграции». 13 особо благоприятном положении окажутся те объединенные локальные поднятия, начало формирования которых относится к позднему неокому и которые в это время и впоследствии располагались гипсометрически выше всех смежных структур, не захваченных объединением. Такой процесс развития обеспечивал непрерывный подток к растущим ловушкам нефти (газа) как за счет разрушения расположенных гипсометрически ниже структурных ловушек, так и в результате «первичной» миграции углеводородов».
Исследование, выполненное А. Я. Эдельштейном и Г. И. Плавником в 1971 г. по Среднеобской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской нефтегазоносным областям, привело их к выводу о наибольшей перспективности по неокому и юре тех структур, которые интенсивно развивались в поздней юре — неокоме и занимали в это время оптимальное гипсометрическое положение, обеспечивающее непрерывный и длительный подток к ним углеводородов. Поднятия, возникшие в послесеноманский век и занявшие благоприятный гипсометрический уровень только в позднем мелу и неоген — палеогене, оказываются бесперспективными.
А. Я. Эдельштейн (1971) полагает, что нефтеносность отдельных поднятий в значительной степени контролируется особенностями роста более крупных структур, на фоне которых они развивались: эта связь закономерна и объясняется тем, что склоны крупных структур — сводов, сложных валов — образуют региональные наклоны, определяющие направление региональной миграции нефти и газа к гипсометрически более высоким частям этих структур и насыщение встречающихся по пути локальных поднятий.
На относительно раннее формирование нефтяных залежей в Днепровско-Донецкой впадине указывал Н. Ф. Балуховский (I960), отметивший присутствие асфальтов и выветрелой нефти в нижне-каменноугольных отложениях Павлоградско-Петриковского района, несогласно перекрытых породами триаса, причем выветривание произошло здесь, несомненно, в дотриасовый период.
Изучение условий формирования Щебелинского газового месторождения позволило И. С. Романовичу (1963) сделать вывод, что основным этапам тектогенеза отвечают аккумуляция углеводородов и их рассеивание, т. е. что процесс формирования залежей был многофазовым.
Среди украинских геологов существовало представление, что газонефтяные залежи на территории Днепровско-Донецкой впадины формируются в кайнозойскую эру, так как в более ранние периоды времени структурные ловушки якобы не существовали. Между том, комплексное изучение ряда газонефтяных месторождений этого региона привело И. Н. Головацкого, П. Т. Павленко и Л. С. Пальца к совершенно иным выводам. Выяснилось, что начало роста, структур в ДДВ фиксируется уже в нижнекаменноугольную эпоху, а в многопластовых месторождениях самые крупные залежи приурочены к нижним структурным интервалам. Залегающие выше небольшие залежи расположены в пределах присводовых грабенов и разбитых сбросами участков, где существовали условия для вертикальной миграции газа и нефти. Как отмечают авторы, «природу нефтенасыщенности такого типа структур можно объяснить, если предположить, что глубинные пласты-коллекторы были заполнены нефтью и газом еще в начальные этапы формирования структур, в виде каких-то древнейших залежей нижневизейского возраста». И далее: «При оценке нефтегазоносности каждой из солянокупольных структур следует в первую очередь иметь в виду, что первые начальные этапы формирования каждой из структурных форм были самыми благоприятными для образования в педрах крупных нефтяных и газовых залежей. Последующее развитие структур, сопровождавшееся осложнением их сбросами вплоть до полного прорыва сводовых участков соляными штоками, приводило ко все большему рассредоточению залежей в разрезе, а затем и к полному их разрушению».
И. Н. Головацкий (1967), занимавшийся вопросами разведки нефтяных и газовых месторождений в ДДВ, указал, что «в конце мезозоя, когда образовались антиклинальные ловушки, миграция нефти ужо не происходила, и структуры, которые в палеозойских отложениях не имели стратиграфических ловушек, оказались непродуктивными». Оп также пришел к выводу, что для образования крупных нефтяных и газовых залежей в Днепровско-Донецкой впадине самыми благоприятными были начальные этапы формирования структур.
Л. В. Хижняков (1967), изучавший особенности геологического развития Львовского палеозойского прогиба в связи с условиями формирования в нем газовых залежей, пришел к выводу, что разрывные дислокации нарушили уже сформированные скопления нефти и газа с образованием залежей, экранированных сбросами.
В. И. Берлявский (1967), занимавшийся определением времени формирования нефтяных залежей Восточно-Карпатского региона, на основании изучения геологических условий их залегания, закономерностей размещения, изменений качественного состава нефтей, пластовых давлений и других физико-химических и гидрогеологических данных пришел к выводу, что «формирование нефтяных залежей началось до образования разрывных нарушений в толще отложений Карпатской геосинклинали». Этот вывод согласуется с заключением А. В. Хижнякова.
Анализируя особенности образования газовых залежей в пределах северных окраин Донецкого бассейна, Э. В. Абражевич (1967) пришел к выводу, что в изученном районе можно выделить два этапа миграции и формирования залежей — нижнекаменноугольный и среднекаменноугольно-мезозойский. По его мнению, образование залежи здесь происходило на ранних стадиях структурообразования.
Рассматривая условия образования нефти в чокракско-караганских слоях Терского передового прогиба, Н. Б. Вассоевич (1958) писал: «То, что к началу акчагыла в верхнекараганских песках в ряде районов ужа была нефть, не вызывает пи у кого сомнения».
Существование «пустых» поднятий в Краснодарском крае (Албашинская и Щербиновская площади) К. Н. Марченко (1959) объясняет разновременностью формирования структур.
М. С. Бурштар (1960) в результате изучения перспектив нефтегазоносности Предкавказья пришел к выводу, что «залежи нефти в юрских отложениях... связаны в основном с ловушками, сформировавшимися в интервале между предбайосским и предаптским этажами. Когда ловушки в юрских отложениях формировались в более позднее время, залежи нефти в них отсутствуют. Залежи нефти или газа в нижнемеловых отложениях приурочены к ловушкам, сформировавшимся до сантона. В ловушках, сформировавшихся в более позднее время, залежи в нижпемеловых отложениях либо отсутствует (Прасковея), либо малодебитные (Промысловская, Олейниковская)».
В Прикумском нефтегазоносном районе Восточного Предкавказья А. С. Перехода (1966) выделяет четыре основных этапа формирования структур: верхнеюрский, альбский, олигоценовый и плиоцен-четвертичный. Структуры олигоценового времени формирования содержат газоконденсатные залежи, плиоцен-четвертичного времени — непродуктивны. А. С. Перехода делает вывод о существовании определенной связи «между временем образования структурных ловушек и временем формирования газоконденсатных залежей».
В пределах вала Карпинского нефтяные залежи в юрских отложениях установлены на структурах, сформировавшихся в качестве ловушки к концу среднеюрской эпохи (Воронин, 1967). В нижнемеловых отложениях залежи нефти связаны со структурами, сформировавшимися к началу сантонского века, что подтверждает вывод М. С. Бурштара (см. выше). На поднятиях, образовавшихся по нижнемеловым горизонтам в более позднее время, скопления нефти или газа отсутствуют (Ачинерское, Меклетинское, Салхинское, Шарын-Гольское, Бурульское поднятия).
Д. Л. Федоров (1967), изучавший распределение нефтегазо-носности в пределах вала Карпинского в связи с тектоникой, пришел к выводу о разновременности формирования локальных подпитии и существовании связи между временем образования замкнутых ловушек и характером их продуктивности.
Изучение условии формирования залежей нефти и газа в нижнемеловых отложениях Предкавказья позволило К. В. Фомкину (1905) сделать ряд важных выводов. Основной из них заключается в том, что причиной существования в Восточном Предкавказье наряду с продуктивными и «пустых» структур является разновременность их формирования в замкнутые структурные ловушки. Этот вывод позволил установить закономерность в распределении нефти и газа в меловых отложениях изученного района. Оказалось, что это распределение непосредственно зависит от гипсометрического положения ловушек в период формирования в них залежей. Дальнейшие изменения фазового состояния углеводородов происходили в связи со значительным погружением залежей.
10. Л. Спевак и Д. Л. Федоров (1972), изучавшие условия формирования и закономерности размещения нефти и газа в пределах вала Карпинского, приводят ряд примеров, подтверждающих существование связи между временем образования структур и залежей. Так, в южной части вала расположенные рядом Восточно-Камышанское и Краснокамышанское поднятия, имеющие очень сходный разрез нижнего альба и одинаковые размеры ловушек, различаются по продуктивности. В то время как на Восточно-Камышанском поднятии газовая залежь содержится в нижнеальбском ярусе, на Краснокамышанском поднятии он обводнен.
Палеотектоинческий анализ показал, что на Восточно-Камышанской площади антиклинальное поднятие с амплитудой до 20 м существовало уже к началу олигоцена, а на Краснокамышанской площади поднятие образовалось позже, только в миоцене.
Начало формирования Ики-Бурульского поднятия, расположенного в западной части вала Карпинского, относится к меловому периоду. К нему приурочено многопластовое газовое месторождение. Локальные поднятия Белоглинского вала, расположенного к западу от Ики-Бурульского поднятия (Прибрежное, Лопуховатское, Лысогорское, Белоглинское и Ульдючинское), оказавшиеся непродуктивными, являются .молодыми образованиями, заложившимися не ранее палеоцена.
Анализ размещения залежей нефти и газа в Каганском районе восточной части Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области позволил В. И. Ларину (19(52) сделать вывод, что формирование залежей в юрских отложениях могло происходить в доверхнемеловую эпоху вслед за образованием структурных ловушек. Во всех структурах мезозойского заложения в юрских отложениях выявлены залежи газа и нефти. В конце палеоцена — начале неогена происходило образование залежей в меловых отложениях.
В результате изучения закономерностей образования и размещения залежей нефти и газа в Мубарекском районе Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области Е. В. Лебзин (1965) выделил три стадии формирования залежей. В первую стадию, закончившуюся в позднемеловое, а возможно, и в палеогеновое время, когда антиклинали конседиментационного типа были уже сформированы, в меловых и юрских отложениях образовались залежи нефти и газа. Латеральная миграция, проявляющаяся в первую стадию, обусловила основные закономерности размещения крупных зон регионального нефтегазонакопления. Во вторую стадию, в конце палеогена и в неогене, происходило частичное переформирование уже существующих к этому времени залежей газа и нефти и заполнение вновь образованных ловушек. В третью стадию, относящуюся по времени к концу неогена и, возможно, к началу антропогена, шло значительное переформирование существующих залежей и разрушение некоторых из них, причем при переформировании не все структуры оказывались заполненными газом и нефтью.
Обобщая результаты своих исследовании, Е. В. Лебзин пришел к выводу, что молодые структуры при перераспределении углеводородов мало благоприятны или неблагоприятны для поисков залежей нефти и газа, т. е. могут оказаться «пустыми». Из десяти освещенных буровыми скважинами структур в Мубарекском районе три — Шурсанская, Майдабжойская и Байбуракская — оказались «пустыми». Они относятся к категории молодых складок.
Одним из основных благоприятных факторов для образования крупных скоплении нефти и газа в пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени на полуострове Мангышлак, по мнению М. И. Тарханова, 10. В. Самсонова и В. П. Гаврилова (1968), является раннее заложение локальных поднятий.
Изучая месторождения Апшеронского полуострова, И. И. Потапов (1954) установил, что контуры нефтяных залежей совпадают со сводами древних поднятий; эту закономерность, но его мнению, следует принимать во внимание при изучении процессов формирования нефтяных п газовых месторождений.
Мардаяканское поднятие на Апшеронском полуострове, расположенное между антиклинальными зонами Бузовны — Кала и о. Артема — банка Дарвина, известными своей нефтеносностью, оказалось непродуктивным. В. С. Мелик-Пашаев (1959) объясняет это двумя возможными причинами:
- 1) более поздним формированием структуры по отношению ко времени-формирования соседних складок, содержащих залежи нефти;
- 2) литологичсскимн особенностями пород, слагающих нижнюю часть продуктивной толщи.
Анализируя историю тектонического развития антиклинальной зоны Раманы — Сураханы — Карачухур — Зых на Апшеронском полуострове, С. Т. Овнатанов и Г. П. Тамразян (1968) выявили существование в пределах Раманы-Сураханского тектонического блока древних сводов в подкирмакинской свите, залегающей в основании продуктивной толщи. Эти своды были рекомендованы для поисков, что привело к открытию новых нефтяных залежей на площадях, разведка и разработка которых были ужо давно закончены.
Ряд примеров из практики поисково-разведочных работ на нефть и газ в США, иллюстрирующих зависимость между временем формирования структур и временем образования залежей, приводит Н. Ю. Успенская (1952). Некоторые локальные поднятия западного внутреннего бассейна содержат залежи нефти в ордовикских отложениях, в других же аналогичных структурах, расположенных по соседству, эти отложения пе нефтеносны. Это различие в нефтенасыщении объясняется различным возрастом тектонических движений, сформировавших данные структуры.
На месторождениях Вошел и Вэли-Септер в Канзасе, например, ордовикские отложения содержат крупные залежи нефти, причем покрывающие их миссисипские слои имеют значительно меньшую мощность над сводом поднятия, что свидетельствует о тектоническом росте этой структуры в миссисипский период. В вышележащих же пенсильванских слоях сколько-нибудь значительных скоплений нефти, и газа нет, так как тектонические движения в это время не проявлялись.
На месторождении Бомонт, расположенном восточнее в том же районе, наблюдается противоположная картина: ордовикские отложения здесь непродуктивны, несмотря на то, что это поднятие имеет лучше выраженный структурный рельеф, чем поднятия Вошел и Вэли-Септер. Анализ мощностей показывает, что в миссисипский период структурного роста поднятия Бомонт не происходило. Этим объясняется отсутствие залежей в ордовикских отложениях, имеющих такой же литологический характер, как на месторождении Вошел, где они нефтеносны. Заметное проявление тектонических движений па поднятии Бомонт в пенсильванский период обусловило образование нескольких залежей в отложениях этого возраста.
Высказывания ряда геологов США в пользу раннего образования и скопления нефти были приведены И. О. Бродом и В. Г. Левинсоном (1955). Так, по мнению Чини, структуры, образовавшиеся вскоре после отложения нефтепроизводящих пород, продуктивны, тогда как складки более позднего возраста залежей нефти не содержат. Пратт считает, что ловушки, содержащие нефть, чаще создаются фазами диастрофизма, проявляющимися вскоре после седиментации. В Западном Техасе более Древние складки продуктивны, тогда как послемеловые обычно «пустые». По мнению Томаса, рассматривавшего локальные поднятия восточной части Миссисипского залива, верхнемеловые горизонты продуктивны на тех поднятиях, которые существовали как структурно поднятые формы уже в верхнем мелу.
По А. И. Леворсену (1958), нефтяные и газовые залежи могут отсутствовать потому, что «ловушки образовались слишком поздно».
Как сообщают М. Хэлбути, Р. Кинг, X. Клемм, Р. Дотт п А. Мейерхофф (1973), некоторые крупные структуры в бассейне Кук-Инлет-Кенай Аляски не содержат углеводородных скоплений, так как они сформировались уже после окончания процессов миграции углеводородов в бассейне.
Изучение скоплений углеводородов в плейстоценовых отложениях вдоль геосинклинали Галф-Кост позволило сделать вывод, что генерация, миграция и скопление углеводородов в ловушке произошли за время около 1—1,5 млн. лет.
Приведенный выше далеко не исчерпывающий перечень свидетельств раннего формирования залежей нефти и газа в различных геотектонических условиях в СССР и за рубежом, по нашему мнению, не оставляет сомнений в существовании тесной связи между возрастом структур и нефтегазоносностью, представляющей собой определенную закономерность, использование которой.в практике поисково-разведочных работ позволит обеспечить повышение их эффективности.
Суть этой связи заключается в том, что структуры, сформировавшиеся до начала боковой миграции нефти и газа, будут содержать их залежи, а образовавшиеся после ее окончания окажутся непродуктивными. Это относится и к залежам, образовавшимся в результате вертикальной миграции по трещинам разломов из более древних отложений в более молодые, так как в последних залежи нефти и газа могут сформироваться только в уже существующих к началу миграции ловушках.
Установление зависимости нефтегазоносности структур от времени их образования позволяет существенно повысить эффективность поисков залежей нефти и газа за счет сокращения числа непродуктивных скважин, пробуренных на пустых структурах. В самом деле, если в исследуемом регионе в результате бурения установлено, что структуры, сформировавшиеся позже определенного геологического времени (при наличии коллекторов, падежных покрышек), не содержат залежей нефти и газа, то это означает, что к этому времени их миграция здесь уже закончилась. Следовательно, в дальнейшем для поисков надо выбирать в первую очередь структуры, которые были сформированы до окончания миграции нефти и газа.
Возможность эффективного использования описанной выше связи для решения практических задач поисков и разведки иллюстрируется следующими примерами.
Формирование залежей нефти и газа в девонских отложениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции происходило в девонский период, в связи с чем нефтегазоносность этих, отложений связана со структурами, образовавшимися в раннедевонское время. Следовательно, структуры более позднего времени формирования не являются в этом регионе первоочередными объектами разведки. Миграция газа и нефти в нижнекаменноугольной терригенной толще Пермского Приуралья закончилась в каменноугольный период. В связи с этим в разведку вводятся в первую очередь структуры, формировавшиеся в каменноугольное или раннепермское время, что позволяет повысить эффективность поисков. В Днепровско-Донецкой впадине миграция нефти в палеозойских отложениях в мезозойскую эру уже не происходила, и поэтому структуры, сформировавшиеся в конце мезозоя, оказываются непродуктивными. Эти наблюдения позволяют правильно ориентировать направление поисков нефти и газа и, следовательно, повысить эффективность разведочных работ. На поднятиях вала Карпинского, сформировавшихся по нижнемеловым горизонтам после саптонского века, залежи нефти и газа в этих отложениях отсутствуют. Установление этого факта позволяет правильно оцепить результаты поисков и сократить число непродуктивных разведочных скважин.
Подводя итог сказанному выше, следует подчеркнуть, что приведенные многочисленные свидетельства существования определенной связи между временем формирования структур и образованием залежей нефти и газа для различных регионов не оставляют сомнений в том, что такая закономерность существует в природе, а но является случайным совпадением, как можно было думать раньше, когда количество палеотектонических исследований и информация по этой проблеме были неизмеримо меньше.
Эту закономерность можно с успехом использовать не только для решения вопросов, связанных с практикой геологоразведочных работ, по и для более правильного освещения некоторых важных вопросов нефтяной геологии.
В заключение следует отметить, что благоприятная возрастная характеристика ловушек сама по себе не гарантирует ни возникновения, ни сохранения в них углеводородных скоплений. Ловушки, находящиеся за пределами зоны региональной нефтегазоносности, разумеется, будут «пустыми». Если ловушки подверглись длительному воздействию агентов выветривания или древних размывов, залежи, находившиеся в них, могут быть уменьшены или полностью разрушены. Ловушки с неблагоприятной возрастной характеристикой могут содержать залежи нефти только в исключительных случаях, когда происходит расформирование (например, в результате регионального наклона) структур, располагающихся вниз по падению. Для этого, однако, необходимо, чтобы еще до расформирования продуктивной структуры вверх по восстанию от нее существовали бы поднятия, способные улавливать нефть, движущуюся из раскрывающихся ловушек. Чаще в результате этого процесса может происходить формирование литологических или стратиграфических залежей на моноклинальном склоне пли на крыльях поднятий, обращенных в сторону регионального падения.
Газовые залежи могут перемещаться в соседние более молодые структуры в результате уменьшения глубины их залегания и увеличения в связи с этим объема газа.
Как было показано при обзоре работ, касающихся времени формирования залежей нефти и газа, продуктивность структур, образовавшихся в верхних структурных этажах после окончания боковой миграции углеводородов, связана преимущественно с проявлением дизъюнктивной тектоники. При этом образуются пути для вертикальной миграции нефти и газа, снизу вверх, из более древних в более молодые отложения. Так, например, залежи нефти и газа в верхнем отделе продуктивной толщи Апшеронского полуострова образовались в результате миграции по тектоническим трещинам из горизонтов нижнего отдела этой толщи, нефтегазонасыщение которых произошло значительно раньше.
Интересные данные, подтверждающие представление о насыщении нефтью и газом верхнего отдела продуктивной толщи за счет вертикальной миграции из нижнего отдела, были получены при разведке Калинского месторождения (Апшеронскнй полуостров). Выяснилось, что за пределами контуров нефтеносности песчаных пластов верхнего отдела цвет песков и глин бурый (что объясняется высоким содержанием гидроокиси железа), тогда как внутри контура пески и большинство глин преимущественно серого цвета. Вне залежей отмечается обилие гипса и отсутствие пирита, в контуре нефтеносности отсутствуют гидроокись железа и гипс, пирит содержится в небольшом количестве. К нефтеносной площади приурочены бессульфатные пластовые воды, тогда как вне залежи в одноименных горизонтах воды становятся сульфатными.
При поисках и разведке необходим всесторонний подход к исследованию геологических объектов, учитывающий изменяющиеся условия их существования и развития на протяжении длительной геологической истории. Именно поэтому рекомендуется систематическое и разностороннее использование методов палеотектонического анализа при изучении ловушек для.нефти и газа, что, по нашему глубокому убеждению, обеспечит получение чрезвычайно ценного объективного материала в любом разведочном районе и повышение эффективности поисково-разведочных работ.
С позиций сторонников позднего формирования залежей нефти и газа следует разведывать все поднятия, по современной морфологии благоприятные для скопления нефти и газа, независимо от времени их формирования. Опыт поисковых работ, однако, показывает, что такая методика поисков снижает их эффективность. Так, в пределах Западно-Сибирской платформы в 1971 г. сейсморазведкой было выявлено около 1000 структур, из которых 350 оценены разведочным бурением. Залежи нефти пли газа выявлены на 133 поднятиях, что составляет 36%, а остальные 217 поднятии (64%) оказались непродуктивными. Следовательно, даже в таком сравнительно просто построенном регионе не каждая структура продуктивна, и выбор поднятии для первоочередного ввода в разведку оказывается важной проблемой.
В Южно-Эмбенском солянокупольном районе в 1971 г. из 72 исследованных бурением куполов продуктивными оказались лишь 26, т. е. 36%. Отсюда следует, что поиски нефти и газа в пределах современных сводов в надсолевом комплексе далеко по всегда приводят к открытию залежей.
В Предкавказье за последние 15 -лет поисковое бурение на нижнемеловые отложения проводилось па 200 структурах. Около половины их оказались продуктивными, незначительная часть не подтвердилась бурением, а все остальные оказались «пустыми».
Здесь уместно вспомнить, что 35 лет назад И. М. Губкин (1939) призывал геологов-нефтяников «изучать каждую структуру в отдельности, чтобы установить, какие из них являются наиболее благоприятными для разведки, какие наименее — одним словом, рассортировать их с точки зрения значимости».
Сейчас мы вправе ставить задачу таким образом, чтоб& вопрос о вероятной продуктивности структур можно было однозначно решать до ввода их в глубокую разведку, что сэкономило бы огромные средства. Как будет показано ниже, такую задачу в ряде случаев можно решать с помощью сейсморазведки.
В какой мере отсутствие надежного прогноза, касающегося вероятной продуктивности структур, вводимых в разведку, влияет на эффективность поисков новых месторождений нефти и газа, видно из того факта, что в последние годы почти половина введенных в разведку площадей оказалась непродуктивной. Отсутствие залежей на ряде структур объясняется неблагоприятной характеристикой коллекторов, отсутствием структурных ловушек или разрушением рано сформировавшихся залежей в результате древних размывов или региональных наклонов. Однако отсутствие залежей нефти и газа на значительной .части локальных поднятий, по-видимому, обусловлено поздним формированием последних, происшедшим после того, как миграция углеводородов уже закончилась и более не возобновлялась. Многочисленные примеры, подтверждающие этот вывод, описаны выше.
Н. А. Кудрявцев (1957) писал, что «...если можно было бы присоединиться к мнению о формировании залежей нефти в девоне вслед за возникновением структур, то такое формирование следовало бы считать одним из очень веских доказательств органического1 происхождения нефти». Выше было показало, что к настоящему времени накопилось уже много свидетельств формирования девонских залежей нефти и газа в девонский период.
Как известно, сторонники неорганического синтеза углеводородов считают, что последние имеют глубинное происхождение, а их миграция происходила по глубинным разломам (Г. Н. Доленко, 1967). Что касается времени формирования нефтяных и газовых залежей, то, по представлениям сторонников этой точки зрения, оно происходило в позднеальпийский период геологической истории, так как «до завершающего этапа альпийского тектогенеза на платформе... отсутствовали эффективная трещиноватость и сообщающиеся разломы» (К. Б. Аширов, 1964).
. Между тем, в многочисленных работах, частью цитированных выше, мы находим убедительные примеры относительно раннего формирования подавляющего большинства продуктивных антиклинальных структур и залежей нефти и газа. Исследованиями последних лет в ряде районов Русской платформы установлено широкое развитие погребенных дизъюнктивных нарушений-в девонских отложениях, генетически связанных с формированием древних структур. Н. А. Штрейс и A. Л. Яншин (1967) справедливо подчеркнули, что «...складки и осложняющие их разрывы обычно создаются одновременно в результате единого процесса движения горных пород», так как складчатые и разрывные движения «обособленно друг от друга не существуют».
Следовательно, сторонники неорганического происхождения нефти и газа и очень позднего времени формирования их залежей ошибочно считают путями миграции углеводородов лишь трещины молодых разломов и отсюда делают вывод о формировании залежей только в третичный или даже четвертичный период.
Основываясь на том, что молодые поднятия иногда оказываются продуктивными, некоторые исследователи приходят к заключению о позднем образовании нефти. Этот вывод, однако, окажется справедливым только в том случае, если будет установлено, что под выявленными залежами в этих молодых поднятиях нет древних структур и нефтегазоносности. Так, например, X. Д. Гедберг (1966) отметил, что теперь многие залежи, связанные с поздней складчатостью, «считаются сформировавшимися за счет ранней миграции в пологих поднятиях под хорошо выраженными поздними структурами».
Примечания
1. У Н. Л. Кудрявцева в тексте «неорганического», но это очевидная описка.