Многие ОБ объединены в крупнейшие мегабассейны, в пределах которых выделяется ряд нефтегазоносных провинций (НГП). Целый ряд бассейнов расположен под дном эпиконтинентальных морей и частично на суше. В каждом из НГБ (ГБ) установлены свои, частные закономерности пространственного размещения промышленных скоплений углеводородов (УВС), однако к настоящему времени выявлены и общемировые, универсальные закономерности нефтегазонакопления в земных недрах. Кратко проанализируем эти закономерности, не претендуя на окончательность большинства выводов.
Анализу условий газонефтеобразования и газонефтенакопления и объяснению закономерностей размещения залежей УВ в осадочных толщах бассейнов различного тектонотипа и возраста в зависимости от конкретных геологических и генетических факторов посвящено большое количество исследований, из которых основополагающими являются работы отечественных ученых И.И. Аммосова, И.О. Брода, Н.Б. Вассоевича, И.В. Высоцкого, И.М. Губкина, Ф.Г. Гурари, Н.А. Еременко, В.И. Ермакова, А.А. Карцева, А.Л. Козлова, Н.А. Крылова, С.П. Максимова, М.Ф. Мирчинка, В.Д. Наливкина, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, В.Ф. Раабена, Е.А. Рогозиной, В.П. Савченко, В.А. Успенского, Н.Ю. Успенской, В.Е. Хайна и многих других, а также зарубежных исследователей — М. Бестужева, Д. Вельте, У. Гассоу, Э. Дегенса, Дж. Коннана, А.И. Леворсена, Д. Лейтхойзера, М. Луи, К. Лэндса, У. Рассела, М. Тайхмюллер, Б. Тиссо, Дж. Ханта, X. Хедберга и других [10, 16, 44, 61, 74, 75, 86, 96, 107, 109, 114, 153, 154, 156, 159, 167, 168].
В многоаспектной проблеме формирования и эволюции УВС в породах различного типа и возраста важнейшее значение имеет анализ форм, масштабов, длительности и направленности процессов генерации, эмиграции, вторичной миграции и аккумуляции газа и нефти, наличия условий для их сохранности, а также поиск «генетических корней» УВС — генетическая интерпретация состава и свойств их вещества и фазового состояния.
Процессы формирования и эволюции скоплений УВ в осадочных, метаморфических и магматических породах верхней части земной коры имеют сложный характер, происходят в течение многих десятков и сотен миллионов лет и изучены до настоящего времени недостаточно, несмотря на более чем вековой период научно-экспериментальных изысканий и практических наблюдений. Онтогенез и филогенез газа и нефти в земных недрах определяются большим числом природно-геологических процессов и явлений со множеством двух- и многосторонних связей, в свою очередь контролирующих начало, динамику, масштабы, направленность и завершение процессов генерации (Г), эмиграции (Э), коллекторской миграции (М), аккумуляции УВ в ловушках (А), консервацию УВС (К), ремиграцию УВ из одних ловушек в другие через покрышки (Рм), частичное или полное конечное разрушение (Рч, Рк).
Собственно формирование УВС представляет собой центростремительное движение — стягивание мигрирующих УВ, находящихся первоначально в рассеянном (микроконцентрированном) состоянии в ловушки, т.е. своеобразные «тупиковые» зоны — части природных резервуаров, экранированные сверху (часто и по латерали) низкопроницаемыми («непроницаемыми») породами-покрышками.
Суть реакций, приводящих в конечном итоге к газонефтенакоплению, сводится к существованию следующих необходимых предпосылок: вещество — энергия — пространство — катализ — время. Отсутствие или «неразвитость» какого-либо генетического элемента обусловливает или полную невозможность образования УВС, или крайне ограниченные масштабы накопления УВ в виде промышленных по запасам и добывным возможностям залежей.
В природных резервуарах в объеме ловушек того или иного типа в конечном итоге скапливаются и сохраняются в течение геологического времени органические подвижные соединения (ОПС) — газ, конденсат и нефть, которые были генерированы в материнских толщах и после миграции образовали залежи той или иной величины (по массе) и фазового состояния.
В природной «технологической» цепочке процессов и явлений, приводящих к формированию скоплений УВ (генерация — эмиграция — миграция — аккумуляция — консервация — ремиграция — разрушение-эволюция) генерационному блоку принадлежит фундаментальная роль. Именно генерация является первоосновой онтогенеза газа и нефти в земных недрах.
В современной структуре поверхности Земли как геологического тела выделяются геоморфологические обстановки осадконакопления: континентальная (наземная), дельтовая (переходная), морская (эпиконтинентальные моря), переходная от континента к океану (континентальный склон, континентальное подножие) и океаническая.
Первичные факторы седиментогенеза — режим тектонических движений и палеогеографические условия в областях размыва и накопления — предопределяют фациальную обстановку и в конечном итоге контролируют литолого-петрографический состав осадочных образований, содержание в них ОВ и общий характер минералогических ассоциаций (соотношения форм железа, серы и др.). В соответствии с климатическими особенностями на континентах выделяются гумидный, аридный и гляциальный типы литогенеза (Н.М. Страхов, 1963).
Важнейшими осадочными формациями континентов являются: континентальные обломочные (включая молассы), угленосные песчаноглинистые, ледниковые обломочные, морские песчано-глинистые и глинистые (включая терригенный флиш и морские молассы), карбонатные, соленосные, кремнистые и вулканогенные (А.Б. Ронов, 1980), а также достаточно специфическая по строению и генезису дельтовая формация (ДФ).
Угленосные формации (УФ) по определению Ю.А. Жемчужникова (1955) характеризуются присутствием континентальных фаций, обилием и многообразием растительных остатков, наличием угольных пластов.
Наибольшим распространением в разрезе континентальных сероцветных формаций (КСФ) пользуются песчано-глинистые породы аллювиально-болотного и озерного генезиса, содержащие пласты, пропластки и линзы углей, углистых и горючих (битуминозных) сланцев, растительный макро- и микродетрит. По степени угленасыщенности разреза среди сероцветных континентальных формаций целесообразно выделять аллювиальноболотные УФ, содержащие большое число различных по мощности пластов углей, озерно-аллювиальные субугленосные формации (СУФ) с редкими маломощными пластами и линзами углей и безугольные озерные формации (БОФ).
Фациальный спектр осадконакопления в морских условиях значительно более ограничен и консервативен (в пространственно-временных рамках) по сравнению с континентальной обстановкой, в связи с нивелирующим действием однородной водной толщи на обширных пространствах дна морей и океанов.
В объеме осадочного чехла большинства НГБ и тем более УТБ на долю КУСФ, БОФ, ДФ и красноцветно-пестроцветных формаций по расчетам авторов приходится весьма значительная часть, обычно от 30—40 до 60—95, редко до 100 %. Только в разрезе отдельных бассейнов с преимущественно докембрийским и нижнесреднепалеозойским выполнением эта доля снижается до 10—8 %.
Литолого-флюидальная система осадочных толщ той или иной формационной принадлежности и возраста находится под постоянным и периодически импульсным влиянием различных геофизических полей: геотермического (теплового), гравитационного, электромагнитного, тектоно-динамического и многих других, под воздействием которых непрерывнопрерывисто происходят всевозможные физико-химические изменения вещества пород, фазовые переходы, тепло- и массоперенос, вариации флюи-дальных давлений и т.д. На фоне этих трансформаций и происходит формирование, эволюция и разрушение (как частные моменты эволюции) углеводородных систем в виде скоплений (УВС) — залежей в ловушках того или иного типа. При этом, как показали исследования В.И. Ермакова, В.А. Скоробогатова и ряда других отечественных и зарубежных исследователей, условия и результаты онтогенеза УВ в осадочных толщах различной формационной принадлежности и фациальной характеристики, достаточно специфичны [44, 115, 153, 159].
Все осадочные и осадочно-вулканогенные породы, содержащие ОВ в рассеянном и концентрированном виде (РОВ и КОВ), в ходе хронотермо-барогеохимической эволюции которых в земных недрах образуются углеводородные газы (УВГ) и битумоиды, являются газо- и/или нефтематеринскими в широком смысле. В более узком, практическом смысле под нефте- (и газо) материнскими понимают породы, в которых масса и объем генерации были достаточными для формирования промышленных скоплений нефти и газа в коллекторах.
Вопрос о диапазоне содержаний ОВ (Сорг) в связи с промышленным нефтегазонакоплением, рассматривается в целом ряде работ [10, 44, 156, 159]. В частности, А.Б. Ронов (1958) приводит диапазон минимального содержания Сорг в глинах нефтеносных и ненефтеносных областей между 1,4 и 0,4 % (по массе). Многие исследователи определяют этот предел между 0,4 и 1,0 % Сорг в материнских глинах. Для карбонатных пород, отличающихся высоким нефтегенерационным потенциалом сапропелевого ОВ Дж. Хант (1976) приводит минимальную величину в 0,3 % Сорг. По мнению авторов настоящей работы к определению величины нижнего предела содержания Сорг необходимо подходить дифференцированно в зависимости от типа и состава ОВ, степени его зрелости, мощности материнского пласта, современных и экстремальных термобарических условий. По нашей оценке для промышленного нефтенакопления в континентальных терри-генных толщах необходимо содержание РОВ в глинах и глинистых алевролитах не менее 0,9—1,0 (Сорг = 0,7—0,8 %) при гумусовом типе ОВ (лейптинитовых микрокомпонентов менее 10 %) и не менее 0,6—0,7 при сапропелевом и гумусово-сапропелевом типе ОВ, находящихся на градации MKi (R°=0,5—0,55 %).
Для газонакопления благоприятны все типы сероцветных пород, в том числе как глины и карбонаты, так и грубозернистые разности, с минимальным содержанием ОВ около 0,3—0,4 % (Сорг = 0,25—0,3 %). Естественно, что верхнего предела содержания ОВ, благоприятного для нефте- и газонакопления, не существует.
Газо- и нефте(битумо)продуцирующие свойства органоминеральных комплексов пород определяются условиями седиментогенеза и диагенеза, содержанием, морфологическими особенностями, генетическим типом, составом и уровнем катагенетической преобразованности ОВ.
Наибольшим диапазоном содержания ОВ (от десятых долей процента до 95 — 98 %) и разнообразием морфологических форм нахождения характеризуются породы КСФ, наименьшим — красноцветные континентальные толщи и морские глубоководные осадки. По степени концентрации ОВ осадочных пород подразделяется на концентрированное (угли — КОВ), полуконцентрированное (углистое и горючие сланцы — ПКОВ) и рассеянное (РОВ). За условный рубеж между осадочными породами с РОВ и ПКОВ можно принять массовое содержание Сорг = 15 % в начале градации катагенеза MK1 (показатель отражения в масле — ПОВ, R° = 0,5 %, длиннопламенные угли), что соответствует содержанию ОВ примерно 20 %, 12 % на МК2 (R° = 0,75), РОВ до 15 %, 8 % — МК3 (1,00 %), РОВ — 10 %. К КОВ относятся угли с содержанием ОВ более 50 % в начале катагенеза и более 40 % в конце катагенеза и морфологической толщиной более 0,5 мм. Формы нахождения ОВ в осадочных породах — самые разнообразные.
В макро-, мезо- и микроконцентрированных формах КОВ преобладают микрокомпоненты групп витринита и фюзинита при содержании лейптинита обычно не более 10—15 %.
В классификации ОВ Б. Тиссо и Ж. Эспиталье (1973, 1975 гг.) выделяется три типа керогена в зависимости от его элементного состава и изменения отношений Н/С и О/С на эволюционном пути от конца диагенеза к метагенезу (по диаграммам Ван-Кревелена).
Б. Тиссо (1984 г.) выделяет дополнительно еще IV тип керогена, характеризующийся аномально высоким атомным отношением О/С (0,25 и более) и низким отношением Н/С (менее 0,6) (окисленное в высыхающих болотах и почвах растительное вещество). Промежуточное положение занимают лейптинитовые вещества. Генетически они связаны с гумусовым ОВ, геохимически тяготеют к сапропелевому ОВ.
Как в глобальном масштабе, так и по отдельным ОБ в континентальных толщах превалирует гумусовое и лейптинито-гумусовое ОВ (в РОВ и особенно в КОВ), на долю которого приходится от 60 — 70 до 90 % и более суммарной массы, считая и смешанные разности ОВ. Единственной лито-фациальной разновидностью пород неморского генезиса, в которой доля сапропелевой компоненты (СК) может составлять 60 — 90 % являются битуминозные озерные глины БОФ. Причем во многих случаях содержание СК в озерных отложениях оказывается много выше, чем в одновозрастных лагунных и прибрежно-морских породах, подверженных влиянию мощного привноса минерального и органического материала со стороны суши.
Как показывают исследования по многим отложениям с гумусовым РОВ и КОВ, максимальное содержание нефтяных УВ — С5+ в экстракте (до 100 мг/г Сорг и более) отмечается в интервале ПОВ от 0,5—0,6 до 1,0—1,1 % (R°), пик выхода нефти — 0,7—0,85 %, резкое уменьшение выхода экстракта — в диапазоне 1,0—1,2 % (М. Radke et. al., 1980). По мере повышения геотемператур и уровня катагенеза происходит генерация все более легких продуктов термодеструкции керогена пород и КОВ. Наиболее сложная генерационная картина наблюдается на уровне МК3 (R° = 0,9—1,2 %), когда с одной стороны продолжается хронотермическая деградация керогена с выделением ТУВГ и битумоидов все более облегченного состава, с другой стороны битумоиды, рассеянные в слабопроницаемых породах (остаточные-неэмигрировавшие), начинают расщепляться на УВ и «мертвый углерод», который выпадает в осадок и пополняет Сорг.
Важнейшим аспектом проблемы генезиса УВ является качественный состав и количественные соотношения (в единицах массы и объема) между газообразными и жидкими + высокомолекулярными твердыми (растворенными в битумоиде и пластовой воде) компонентами ОПС, генерированными ОВ различного типа на конкретных стадиях его эволюции в недрах и в целом от начала протокатагенеза.
Оценка общих потерь массы ОВ на генерацию ОПС в широком диапазоне его геохронотермической эволюции проводилась многими исследователями, в частности, по данным об элементном составе торфа, углей разных марок и РОВ [10, 21, 22, 26, 44, 107, 115, 123, 134, 153, 156, 159 и др.].
По современным воззрениям угли и углистые глины обладают не только газоматеринским, но и некоторым нефтематеринским потенциалом, причем не только лейптинитовые микрокомпоненты, но и витринитовые.
По уменьшению битумогенерационной способности гумусовые мацералы выстраиваются в ряд: воски + пыльцевые компоненты → резинит → споринит + кутинит + суберинит → витринит → фюзинит. Поэтому более корректно проводить генерационные расчеты на основе дифференциации массы лейптинито-гумусового ОВ по отдельным микрокомпонентам, при этом расчеты значительно усложняются.
По данным В.И. Ермакова и В.А. Скоробогатова, «нефтяное окно» в генерационном плане (массовое образование битумоидов с высоким содержанием нефтяных УВ) по шкале катагенеза ограничено следующими интервалами ПОВ (R°, %): в собственно гумусовом ОВ (восковые компоненты, витринит + фюзинит) — от 0,55 до 1,20—1,25, в сапропелевом РОВ от 0,45 до 1,30—1,35, в сапропелевом полуконцентрированном ОВ морского и в особенности озерного генезиса и в лейптинитовых компонентах (исключая воск и резинит) от 0,65—0,70 до 1,35—1,40.
Наибольшие расхождения во мнениях среди исследователей наблюдаются по вопросу катагенетической приуроченности главной фазы газо(метано)образования и состава газов в ОВ различного типа. В большинстве схем газообразования ГФГ отведено место в конце мезокатагенеза — апокатагенезе (на градациях МК5—АК). Аргументы против этой концепции содержатся в работах Ал.А. Петрова, Е.А. Глебовской и В.П. Строганова и др. Многие исследователи считают, что максимальная генерация СН4 и СO2 происходит в гумусовом ОВ в диагенезе и протокатагенезе "одновременно" с образованием протонефти в сапропелевом ОВ на небольших глубинах. Об огромных масштабах образования СO2 на ранних этапах трансформации ОВ свидетельствуют и результаты экспериментов.
Концепция генерации газа и нефти, развиваемая авторами, основанная на критическом анализе и осмыслении во многом противоречивых результатов теоретических и экспериментальных исследований и, главное, наблюдений над реальными геологическими объектами, прежде всего, по бассейнам Северной Евразии (СЕА), сводится к следующему.
Современный уровень знаний о генерационных процессах, происходящих в земных недрах, требует замены понятия о главных фазах нефте-образования/газообразованиях (ГФН/ГФГ) как неадекватных природным закономерностям, понятием «фаза максимальной генерации (битумоидов»/нефти или газа) с соответствующими термоглубинными и катагенети-ческими границами, разными в разных геологических (геохронодинамиче-ских) условиях. По данным В.А. Скоробогатова, ФМГБ (Н) для собственно гумусового ОВ проявляется в катагенетическом диапазоне (%, R°) 0,55—0,95, для сапропелевого РОВ преимущественно морских отложений (тип II) и для смоляных компонентов лейптинита (резинит) — 0,45—0,85, для сапропелевого и гумусово-лейптинитового ПКОВ преимущественно озерного генезиса — 0,65(0,70)—1,10. Выше и ниже этих катагенетических границ имеет место фаза генерации протонефтяных битумоидов (ФПБ) и фаза термодеструкции битумоидов (и нефти). ФМГГ для гумусового ОВ приурочена к диапазону 0,35(0,40)—0,85(0,90) %, с учетом биотрансформации С02 в СН4 в протокатагенезе, несколько меньшие максимумы — 1,30—2,00 %, 2,50—4,00 %, в сапропелевом ОВ — 1,20—1,80 % (для ТУВГ) и 1,50(1,60)—2,40(2,80) % (для СН4), (границы ориентировочные). Наименее изученными, недостаточно понятными в плане генерации ОПС и массообмена между керогеном и подвижными компонентами ОВ являются диапазоны катагенеза от 0,95—1,00 до 1,30—1,40 % (R°) и более 3,00 %.
В реальных геологических условиях не существует резких термоката-генетических границ нефтяной (генерационной) зоны. В зависимости от соотношения органических микрокомпонентов континентального (наземного) и субаквального генезиса, их химического состава, концентрации, особенностей взаимодействия с минеральной матрицей и степени восстановленноcnb верхняя (по глубине) катагенетическая граница «колеблется» в диапазоне ПОВ 0,40—0,70 %, нижняя — в диапазоне 1,20—1,40 %.
Суммарные «генерационные мощности» лейптинито-гумусового ОВ со средним содержанием лейптинитовых микрокомпонентов 15—20 % и сапропелевого РОВ (типа II) сопоставимы (суммарный выход УВГ и битумоидов на 1 т ОВ). Суммарная битумо(нефте)- и газогенерационная «мощность» сапропелевого и лейптинито-сапропелевого ОВ типа I, прежде всего континентальных озерных толщ, оценивается как максимально высокая. Гумусовое КОВ уже к концу градации МК2 (R° = 0,85 %) в значительной степени реализует свой газоматеринский потенциал (до 200 м3 на 1 тонну текущей массы угля, в том числе 170 м3 — СН4, 30 м3 — С2+С4, преобладает этан) и максимально — битумогенерационные возможности (до 50 кг битумоидов/1 т органической массы). Расчеты масс генерации УВГ и битумоидов в ОВ различного состава приведены в табл. 7.1—7.2.
Динамика и особенности катагенетических процессов в объеме органической и минеральной компонент (твердая фаза) и насыщающих их геофлюидов определяются и контролируются взаимовлиянием трех ведущих факторов катагенеза (эпигенеза): геотемпературы, давления (литостатического, эволюционно-динамического и стрессового для твердой фазы, геофлюидального) и органоминерального катализа при главенствующей роли первого. Однако, поскольку воздействие этих факторов на осадочные породы носит непрерывно-импульсный характер и имеет временное измерение (диапазон проявления в рамках геологического времени), то ход, направленность и результаты физико-химических трансформаций вещества в объеме ОБ, помимо трех вещественно-энергетических факторов, в рамках эволюционной геосистемы, контролируются еще одним фактором (точнее надфактором) — временным (материя — энергия — длительность).
Оценка генерационных условий и масштабов газо- и битумообразования по ряду ОБ мира показала, что наиболее выдающимися продуцентами УВГ в большинстве бассейнов являются КСТ и ДФ с преимущественно гумусовым, лейптинито-гумусовым и сапропелево-гумусовым РОВ и КОВ, на них приходится от 60 до 95 % суммарного объема генерированных УВГ (по отдельным ОБ). Вместе с тем во многих бассейнах «битумогенерационные мощности» КСТ сопоставимы (по абсолютным массам генерации) с морскими отложениями, прежде всего за счет значительных абсолютных масс сапропелевой и лейптинитовой компонент ОВ в породах неморского генезиса и высокого нефтематеринского качества ОВ типа I озерных глин (на молодых плитах СЕА, в ряде ОБ Южной Азии, ЮВА, Китая, Австралии и др.), однако в глобальных масштабах объемы битумогенерации в морских терригенных, карбонатных и кремнистых толщах, по оценке авторов, в 3-4 раза превышают таковые в КСТ. Таким образом, неморские и дельтовые отложения генетически предрасположены более к газу, чем к нефти, за исключением достаточно редких случаев накопления мощных макролинз озерных глин типа Грин-Ривер, Чиншанкоу, Шахэцзе (Китай), тюменской свиты Красноленинского свода (Западная Сибирь).
Проведенные во ВНИИГАЗе и его филиалах исследования показали, что неморские сероцветные толщи являются эффективными продуцентами как газа, так и битумоидов, и во многих бассейнах, прежде всего Восточного полушария Земли, послужили главным источником ОПС в осадочных толщах позднепалеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста.
Фундаментальное онтогенетическое значение имеет анализ геологических факторов (условий), влиявших (и поныне влияющих) на эволюционно-динамические процессы ГЭМАК=Э, особенно в развертке геологического времени. Принято различать следующие геологические факторы в порядке их традиционной последовательности: тектонический, литологический, геотермический, геохимический, гидрогеологический и временной. Состояние любого геологического тела в земных недрах в общем и в осадочных толщах, в том числе и в нефтегазоносных комплексах (НГК), в частности (в твердом, жидком, газообразном), может быть описано и количественно выражено большим числом статических и динамических параметров, совокупности которых и входят в понятие геологических факторов (условий). Естественно, что в ходе геологической истории проявление генетических факторов находится в сложной многофункциональной зависимости от разновременно-разнонаправленного действия (проявления) и взаимодействия геологических факторов и определяющих их параметров, причем влияние каждого из них может быть однонаправленно для газонефтеобразования и накопления во всех НГБ, а внутри них для всех НГК одинаково благоприятно или неблагоприятно разнонаправленно для разновозрастных генетически различных НГБ или отдельных продуктивных толщ в их объеме, или характеризоваться еще более сложным воздействием на онтогенез УВ (табл. 7.3).
Все звенья генетической «цепи» оказывают разновременно разнонаправленное и различное влияние на эволюцию УВС в ловушках под влиянием изменяющихся геологических условий, вследствие этого залежи газа и нефти с момента их возникновения (концентрации в ловушках первых порций органических подвижных соединений — ОПС) представляют собой открытые динамические системы.
В многоаспектной проблеме формирования и эволюции УВС в породах различного типа и возраста важнейшее значение имеет не только изучение генерационного аспекта, но и анализ форм, масштабов, длительности и направленности процессов эмиграции, вторичной миграции и аккумуляции газа и нефти, наличия условий для их сохранности и причин их частичного и полного разрушения.
В объемно-временной генетической последовательности ГЭМАК = ЭВР особенности и условия реализации отдельных «звеньев» таковы:
1) процессы генерации природных газов, прежде всего углеводородных (УВГ), в земных недрах происходят непрерывно по мере увеличения уровня прогрева материнских осадочных толщ, то усиливаясь по интенсивности, то относительно снижаясь. Наиболее эффективными продуцентами УВГ являются континентальные аллювиально-болотные, лагунноконтинентальные, дельтовые, а начиная с юрского времени — и прибрежно-морские сероцветные осадочные толщи с гумусовым и сапропелевогумусовым ОВ как рассеянным, так (особенно) и концентрированным. В морских и озерных терригенных, карбонатных и кремнистых отложениях с существенно сапропелевым и лейптинито-сапропелевым типом ОВ битумообразование в диапазоне средних стадий катагенеза почти на порядок превышает (по генерационной массе) генерацию газа, которого едва хватает на «расходные статьи баланса распределения» — насыщение растворенным газом сорбционной емкости пород и пластовых вод на ранних стадиях погружения. Природные наблюдения и результаты расчетов показывают, что значительная часть природного газа образуется в конце протокатагенеза — самом начале мезокатагенеза (R° от 0,45 до 0,60 %), когда проявляется первый, а возможно, и главный максимум газообразования.
По мере хронотермобарогеохимического "созревания" и уплотнения керогена в недрах происходят необратимые изменения его структуры и обуглероживание состава. Прочие же элементы (Н, О, S, N и др.) удаляются в виде летучих ОПС. Удаление кислорода происходит преимущественно в виде воды и СO2.
В общей массе генерированных природных газов на долю УВГ Приходится, по данным различных исследователей, менее 50 % в диагенезе и протокатагенезе, не менее 70—80 % в начале и середине мезокатагенеза (R° от 0,45—50 до 1,30—1,50 %); в дальнейшем их доля прогрессивно уменьшается, среди же неуглеводородных газов в континентальных, дельтовых и прибрежно-морских сероцветных толщах с гумусовым и смешанным ОВ неизменно преобладает диоксид углерода;
2) процессы эмиграции газа (первичной миграции из материнских слабопроницаемых пород) в пространственно-временных рамках сопряжены с процессами генерации и из обогащенных ОВ пород — углей и сильноуглистых глин (Сорг более 10 %) — в связи с их быстрым уплотнением и обезвоживанием уже на стадии диагенеза осуществляются исключительно в свободной УВ-фазе, т.е. зарождение газовых струй происходит в этих же материнских породах [114]. Точно так же в континентальных сероцветных толщах с фоновой глинистостью разреза от 30 до 60 %, в которых нет резких различий в содержании РОВ в песчано-алевролитовых и глинистых породах, пласты которых, как правило, чередуются с коллекторами, имеют ограниченную толщину (от 1—3 до 15—30 м, редко более) и уплотняются быстрее и эффективнее, чем мощные существенно глинистые толщи морского генезиса, т.е. еще на стадии диагенеза и в начале протокатагенеза, эмиграция УВГ происходит в свободной фазе. Кроме того, глины континентального и дельтового генезиса характеризуются более высокой вторичной — генерационной карбонатностью, значительно худшей минералогической чистотой по сравнению с морскими, в них, как правило, присутствует алевритовая компонента (до 10—30 %), что также способствует более полной эмиграции геофлюидов. При этом насыщение поровых вод в глинах метаном происходит также на ранних стадиях — в начале и середине протокатагенеза посредством диффузии на микрорасстояниях внутри тонкозернистых пород. Выжимаясь в коллекторские пласты, эти воды полностью насыщены газом. Однако по мере погружения уплотняющихся пород, резкого уменьшения масштабов отжатая вод и снижения пористости коллекторов, по мере увеличения в них флюидального давления образуется дефицит растворенного газа в пластовых водах коллекторских горизонтов, из-за малой эффективности диффузии газа на макрорасстояниях, и в дальнейшем метан пластовых вод не участвует в процессах миграционного газона-копления. Эмиграция наиболее легкой части битумоидов происходит в свободной «битумоидной» — жидкой или газорастворенной фазе (конденсат-но-газовый раствор) [21, 117, 159, 167];
3) вторичная миграция УВ в коллекторских толщах, приводящая к их аккумуляции в ловушках, происходит в водонасыщенной среде коллекторов исключительно в свободном состоянии в виде газовых-нефтегазовых струй той или иной дискретной массы, причем по ходу миграции происходит то частичная потеря массы УВ вследствие литологической неоднородности разреза, наличия микроловушек и тупиковых зон, то ее пополнение за счет других мигрирующих струй или поглощения ранее «застрявших» микроколичеств газа и нефти. В мощных коллекторских флюидодинамически связанных толщах происходит ступенчатая горизонтальновертикальная миграция по песчано-алевролитовым горизонтам или субвер-тикальная по разноамплитудным разломам на расстояния, как правило, не более первых десятков километров и первых сотен метров. Соответственно по высокоамплитудным активным разломам и зонам дробления пород вертикальная межкомплексная миграция возможна на 300—700 м и более [17, 153];
4) масштабы вторичной миграции УВ внутри коллекторских толщ ограничены ареалами влияния как крупных структур-валов, куполовидных поднятий, так и локальных структур (и ловушек в их объеме) и зон аккумуляции в виде ловушек различных неструктурных типов, внутри которых происходит центростремительное «стягивание» мигрирующих газовых и нефтяных струй. В отличие от медленно протекающих процессов вторичной миграции в межструктурных пространствах, миграция-аккумуляция внутри ареала структурно-литологического влияния ловушек и ремиграция происходят весьма быстро и интенсивно (в рамках геологического времени) [17, 21];
5) свободные газовые и, тем более, нефтяные скопления, особенно значительные по массе, могут сколь угодно долго сосуществовать внутри коллекторских толщ с пластовыми водами, даже существенно недонасыщенными растворенным газом, вследствие медленности и малых расстояний диффузии УВ в пористой среде коллекторов;
6) аккумуляция УВ внутри ловушек различных генетических типов происходит прерывисто-непрерывно и зависит от масштабов и активности вторичной миграции, аккумуляционного потенциала автономных генерационно-аккумуляционных объемов/комплексов пород (АГАО/К), надежности и эволюционного развития региональных и локальных покрышек. В зависимости от термобароглубинных условий локализации УВС в земных недрах аккумуляционные возможности одних и тех же коллекторских комплексов существенно различны по отношению к газу и нефти: на малых глубинах и при низких температурах они составляют примерно 1:(4÷5), однако в условиях больших глубин и жестких термобарических условий происходит сближение газо- и нефтеаккумуляционного потенциалов — до соотношения 1:(3,0÷2,5) и менее;
7) разрушение газосодержащих и, в меньшей степени, нефтяных скоплений происходит из-за низкого качества покрышек, особенно глинистых, т.е. присутствия в них алевролитовых прослоев или песчано-алевролитовой компоненты в объеме глин, но, главное, в результате тектонической активности, «оживления» старых и возникновения новейших флюидопроницаемых и полупроницаемых (для газа) разломов. Кроме того, в окраинных зонах областей газонакопления дифференцированные тектонические движения могут изменять углы наклона пород, вследствие чего на отдельных этапах тектонического развития ловушки могут «раскрываться». В этих же зонах активный гидравлический напор вод также может «вымывать» газовые скопления из ловушек. В жестких термокатагенетических условиях больших глубин, вероятно, самым действенным фактором становится хронотермохимическое разрушение самого вещества УВ, приводящее к трансформации их скоплений в неуглеводородные.
Проведенный анализ динамики и масштабов генерации, миграции и аккумуляции УВ в ходе термобарической истории ОВ осадочных толщ различного генезиса, а также консервации УВ в залежах ведущих НГБ—ГНБ мира позволил авторам, с привлечением данных других исследователей [16, 17, 21, 114, 153, 159, 160, 168 и др.] сформулировать некоторые общие закономерности и частные особенности образования газосодержащих скоплений в земных недрах. Они сводятся к следующему.
Гумусовое, лейптинито-гумусовое и сапропелево-гумусовое РОВ и КОВ угленосных и субугленосных континентальных и дельтовых отложений позднепалеозойского и мезокайнозойского возраста является источником УВ для газовых и газонефтяных залежей на средне-позднебуроугольной подстадиях катагенеза (ПК2-3), газоконденсатных, газоконденсатно-нефтяных и чисто нефтяных (в условиях сильной нарушенности недр) залежей на средних стадиях катагенеза (MK1—МК13), газоконденсатных с пониженным содержанием конденсата и ТУВГ в конце мезокатагенеза (MK1—МК4-5) и чисто газовых залежей на высоких стадиях (AK1—АК2) вплоть до А/12) [11, 21, 61]. Сапропелевое, лейптинито-сапропелевое, гумусово-лейпти-нитовое и гумусово-сапропелевое ОВ морских и континентальных озерных отложений дает начало газовым, газоконденсатно-нефтяным и газоконденсатным скоплениям исключительно на высоких (в конце МК3—МК4 и выше) стадиях катагенеза (до уровня R° = 1,9—2,2 %). Расчеты генерации газа и битумоидов сапропелевым ОВ, а также балансовые расчеты статей расхода генерированных газа и битумоидов в земных недрах свидетельствуют о том, что залежи свободного газа в толщах, содержащих сапропелевое и гумусово-сапропелевое ОВ низких и средних стадий катагенеза (до уровня R° = 0,9—1,0 %), в принципе не могут образовываться без дополнительного подтока УВГ из нижележащих толщ с высокопреобразованным ОВ, поскольку генерационное соотношение между УВГ, представленными к тому же высокосорбируемыми гомологами метана, и нефтью в интервале преобразования ОВ от ПК3 до МК3 включительно таково, что количества газа едва хватает на насыщение вод и нефтей, а также сорбционной емкости материнского ОВ и вмещающих пород, поэтому в большинстве случаев нефти в залежах недонасыщены газом (50—200 м3/т, редко выше).
Вследствие преобладания в суммарном ОВ угленосных и субутленос-ных отложений гумусовых микрокомпоненГов (70 — 90 % и более), в составе которых доля экзинитовых (лейптинитовых) микрокомпонентов обычно не превышает 10 — 30%, генерационно-массовое соотношение между битумои-дами и УВГ в континентальных, лагунно-континентальных и дельтовых толщах, за исключением озерных образований, в глобальном масштабе резко сдвинуто в пользу последних (от 1:4 до 1:10 и более), и поэтому накопление нефти в условиях мощного газообразования в разрезе угленосных и субугленосных формаций при благоприятных для газа консерваци-онных условиях происходит исключительно в виде маломощных, часто непромышленных оторочек и редких небольших по запасам нефтяных залежей. То есть «конкурентная» борьба за аккумуляционный потенциал в АТАК между нефтью и газом в подобных условиях каще всего заканчивается в пользу последнего. При этом начало процесса нефтенакопления за счет ОВ угольного ряда — гумусового концентрированного (углей и сильно углистых пород) катагенетически несколько сдвинуто по сравнению с сапропелевым РОВ в связи с задержкой эмиграции жидких УВ в КОВ [96]. В зависимости от преобладания тех или иных экзинитовых микрокомпонентов (резинита, споринита и др.) «окно в нефть» для пород, содержащих лейптинито-гумусовое ОВ «открывается» в широком диапазоне катагенеза (R° от 0,45 до 0,70 %), однако в массовых масштабах — примерно с уровня 0,53—0,55 % (R°).
Принимая во внимание тот факт, что более 80 % разведанных запасов и прогнозных ресурсов газа и нефти связано с породами, ОВ в которых преобразовано до уровня катагенеза не выше МК2, а также сингенетичность большинства УВ вмещающим генерационно-аккумуляционным толщам пород [159], можно сделать вывод об исключительной роли угленосных и субугленосных отложений, а также дельтовых толщ, в формировании современных газовых, ГК- и ГКН-залежей верхней части осадочного чехла (до глубин 3—5 км, в зависимости от конкретной термокатагенетической обстановки) большинства регионов Мира [44, 159].
Эволюция газовых скоплений (свободной и твердой газогидратной форм концентраций природных газов в коллекторских горизонтах) представляется следующим образом. На этапе диагенеза и в начале протокатагенеза (ДГ и ПК1) на сравнительно небольших глубинах широкая по спектру компонентов и мощная по масштабам газогенерация не сопровождается образованием сколько-нибудь значительных скоплений свободного газа, поскольку отсутствуют благоприятные предпосылки для их консервации. В условиях протокатагенеза (ПК2—ПК3) в континентальных и прибрежноморских толщах с гумусовым материнским ОВ происходит образование залежей природного (свободного) газа, в составе которого резко преобладает изотопически легкий метан (95—99 %) с небольшой примесью ТУВГ (С2 > С3 + С4) и неуглеводородных компонентов (СO2, N2).
На градациях мезокатагенеза MK1—МК14 суммарное содержание газообразных гомологов достигает в среднем 8—13 %, иногда 20—25 % в нефтегазоконденсатных скоплениях, генетически связанных с морскими и озерными толщами со смешанным ОВ, причем в последнем случае содержание этана может быть ниже суммы пропан-бутанов, как и в нефтерастворенных газах, в то время как в неморских субугленосных толщах с преобладающе гумусовым материнским ОВ среди ТУВГ доминирует этан. В позднем мезокатагенезе (MK1—МК5) содержание ТУВГ в свободном газе залежей постепенно уменьшается до 3—5 %, вероятнее всего, за счет разбавления метаном термодеструкционного генезиса, эмигрировавшим из материнских пород (источники — кероген и битумоиды). В дальнейшем в апо-катагенезе (AK1 и АК2) термически неустойчивыми становятся уже не только сохранившиеся легкие фракции нефтей (конденсатов), но и ТУВГ, и их содержание в газе снижается до десятых и сотых долей процента. В жестких термоглубинных условиях метагенеза (антрациты высоких марок) геохронотермически неустойчивым оказывается и метан, и в результате реакции конверсии он превращается в смесь СO2+Н2 [61]. Мировой опыт показывает, что по большинству газоносных и газонефтеносных бассейнов, содержащих промышленные по величине скопления свободного газа, их совокупные геологические запасы (потенциальные ресурсы в предельно разведанных — разбуренных бассейнах или комплексах пород) составляют доли, редко — первые проценты от массы генерированных в диапазоне катагенеза и метагенеза УВГ, в том числе в толщах с пониженным содержанием рассеянного ОВ (1,2—1,0 % и менее). Даже в уникально газоносных комплексах пород типа апт-сеноманского на севере Западной Сибири коэффициент аккумуляции газа, генерационный по отдельным автономным генерационно-аккумуляционным районам (зонам), не поднимается выше 8—15 %. Это значит, что подавляющая часть генерированного газа остается в рассеянном состоянии в газоматеринских толщах (пластах), насыщает пластовые воды (часто — до предела) или составляет миграционноаккумуляционные и консервационно-эволюционные потери свободной газовой фазы (огромное количество микро- и макроскоплений, по единичному объему менее 105 м3, уход по разломам вверх по разрезу и в конечном итоге в атмосферу — дегазация недр).
По мере затухания миграционных процессов вследствие резкого ухудшения коллекторских свойств пород в терригенных толщах в жестких термоглубинных и катагенетических условиях (МК3—AK1) подавляющая часть ранее существовавших скоплений УВ превращается в консервацион-ные с «мертвой» газо- и нефтенасыщенностью пустотного пространства песчано-алевролитовых коллекторов (пористость открытая менее 10 %, проницаемость менее 0,1·10-15 м ), и все большую значимость приобретают трещиноватые карбонатные коллекторы как пути вторичной миграции УВ и природные резервуары для скоплений с извлекаемыми запасами газа.
Для Западной Сибири и особенно для ее северных районов большое значение имеет анализ условий формирования газоконденсатных залежей. На фактическое содержание конденсата оказывают влияние термобарические условия нахождения скоплений УВ в земных недрах, однако менее сильное, чем первичные генерационно-консервационные причины, которые определяют фоновые содержания жидкой — при нормальных условиях — компоненты (С5—С9) в свободной газовой фазе УВ. Первичные (в понимании авторов) ГК-системы, как правило, недонасыщены конденсатом на всех этапах их эволюции. В то же время вторичные ГК-системы в катагенетическом диапазоне ОВ материнских пород МК23—МК4 (R° — от 1,10 до 1,40—1,50 %) могут быть и полностью насыщены и даже пересыщены жидкой фазой, однако полного насыщения часто не наблюдается ввиду поступления в ловушки, занятые медленно трансформирующейся в смесь ТУВГ нефтью, свободного газа, генерированного керогеном и битумоидами пород.
При прочих равных условиях медленное эволюционное развитие геологических объектов (генерационно-аккумуляционных комплексов) без существенных геологических инверсий благоприятно для полной реализации всех звеньев цепи ГЭМАК и эволюции УВС, а в конечном итоге — и для достижения высоких величин общего потенциала газонефтенакопления и сохранности (ОПГННС): «Революционные» геологические ситуации имеют ярко выраженные деструктивные последствия, прежде всего, для газа и сохранности газосодержащих скоплений в земных недрах. Вместе с тем, в неморских сероцветных толщах мощная дегазация недр может позитивно влиять на повышение нефтяного потенциала вследствие остаточного неф-тенакопления в ловушках.
Основная формула теории эволюции УВС в земных недрах была сформулирована В.А. Скоробогатовым в 1994 г.:
где УВС — углеводородныые скопления; Г — генерация; Э — эмиграция; М — коллекторская миграция; А — аккумуляция; К — консервация; Эв — эволюция скоплений УВ; Рчаст — частичное разрушение; Ркон — конечное разрушение; Рм — ремиграция.
В таком виде подчеркивается поступательное развитие событий (процессов и явлений) со множеством двух- и многосторонних связей каждого из элементов «генетической цепи». Любой из них может быть представлен в виде потенциала газонефтеносности (генерационного, миграционного, аккумуляционного и т.д.), нереализованного, частично или полно реализованного на заключительных этапах эволюционного развития. В частности, консервационный потенциал газонефтеносности (КПГН) осадочных продуктивных комплексов также определяется целым рядом факторов (параметров) как внутренних, специфических для конкретных комплексов, так и внешних, связанных с тектоническим развитием региона в целом и особенностями геологического строения осадочного чехла.
В результате сочетания благоприятных и неблагоприятных консервационных условий в земных недрах в течение длительных отрезков геологического времени в виде промышленных скоплений (залежей в ловушках) сохраняется лишь некоторая, как правило, малая часть от первоначального количества УВ, образовавших залежи газа и нефти:
В тех случаях, когда формирование УВС в породах продуктивного комплекса с низким аккумуляционными свойствами, застойным гидродинамическим режимом и невысокими пластовыми температурами закончилось недавно, вторым, третьим и четвертым членами в правой части равенства практически можно пренебречь. Равенство примет следующий вид:
В хорошо изученных районах, где запасы УВ в промышленных по величине залежах известны, исходя из общегеологических соображений можно достаточно точно оценить первоначальное количество газа и нефти в разрушенных дизъюнктивами залежах и тем самым с высокой степенью достоверности оценить коэффициент сохранности УВ в залежах.
На основании понятий о ГПГН, АПГН и КПГН сформулировано понятие об общем потенциале газонефтенакопления и сохранности (ОПГННС) осадочных комплексов, который определяется частными потенциалами газонефтеносности. Мерой количественной оценки ОПГННС может служить коэффициент аккумуляции генерационный (Кгенак), а именно, отношение ресурсов УВ к их генерационной массе.
Теория генетических потенциалов газонефтеносности возникла на рубеже 70—80-х годов во ВНИИГАЗе как результат обобщения общемирового опыта изучения онтогенеза и филогенеза газа и нефти в различных условиях конкретных ОБ [21]. На рис. 7.1 показан вертикально-катагенети-ческий «ряд» эволюционного развития УВС в породах с лейптинито-гумусовым ОВ.
При этом необходимо учитывать, что на онтогенез газа и нефти в недрах осадочных бассейнов геологические и генетические факторы влияют по-разному (табл. 7.4), и очень часто бывает, что хорошо для нефти, то плохо для газа...
Качественный и тем более количественный прогноз газонефтеносности геологических объектов любого масштаба невозможны без всестороннего детального анализа условий формирования УВС, особенностей эволюционного развития УВ в залежах, масштабов деструкционных процессов в условиях ухудшения (снижения) консервационного потенциала осадочных продуктивных комплексов. Главным из современных методов изучения онтогенеза и филогенеза УВ в земных недрах является так называемый бассейновый анализ, основанный на анализе динамики погружения и прогрева материнских пород, масштабов и особенностей генерационных процессов, материального баланса распределения генерированных газообразных и жидких УВ внутри АГАО/АГАК, т.е. изучения сначала «леса» в целом, как общей совокупности биоценоза саморазвивающейся под действием солнечных лучей (прогрева) системы, а потом уже отдельных групп «деревьев» и индивидуальных «деревьев» (месторождений и залежей УВ): от общего к частному, и от понимания последнего к лучшему пониманию — объяснению общего.
Основы теории бассейнового анализа были заложены советскими, прежде всего российскими геологами и геохимиками в 60—70-х годах — Н.Б. Вассоевичем, А.А. Карцевым, Н.В. Лопатиным, С.П. Максимовым, Б.А. Соколовым, С.Г. Неручевым, Е.А. Рогозиной, К.Ф. Родионовой и другими и только после отечественных публикаций получили дальнейшее развитие в трудах зарубежных исследователей: Дж. Ханта, Дж. Коннана, Д. Вельте и многих других. Разработка и внедрение в бассейновый анализ в 80-х годах методов относительно точного расчета уровня катагенеза и палеогеотемператур на любом отрезке геологического времени (В.И. Ермаков, В.А. Скоробогатов и др.) [45, 46] позволили восстанавливать геотермическую и катагенетическую историю развития как осадочных бассейнов в целом, так и отдельных материнских осадочных толщ, и тем самым значительно увеличили точность генерационно-динамических расчетов и построений.
Дальнейшее развитие газонефтяной геологии, теории и практики поисково-разведочных работ требует создания единой теории формирования, эволюции и разрушения (сохранности) горючих полезных ископаемых, которая наряду с совершенствованием генетического бассейнового анализа, будет разработана в первое десятилетие XXI века. В решении этой супер-фундаментальной проблемы общемирового значения примут участие и российские геологи.
Проблемы формирования, эволюции и разрушения УВС в породах осадочного чехла и фундамента ЗСНГП обсуждаются более 30 лет. Результаты исследований онтогенеза газа и нефти приведены в многочисленных публикациях [19, 22, 23, 25, 40, 41, 46, 48, 77, 83, 88, 108, 147 и др.]. Вместе с тем, необходимо подчеркнуть, что арктическим районам провинции (Ямал, Гыдан и Карское море) уделено наименьшее внимание по сравнению с Надым-Пурской, Пур-Тазовской и тем более центральными, западными и южными областями. Изучению условий газонефтеобразования и накопления в недрах Ямала посвящено немного публикаций [39, 48, 74, 132, 133, 135, 136, 138, 144], обобщающие же работы отсутствуют вовсе. Таким образом, перед авторами стояла задача проанализировать, обобщить и осмыслить накопленные факты по геологическому строению, газонефтеносности, термобарическим, катагенетическим и геохимическим условиям в нижнемеловых и юрских толщах, оценить динамику, масштабы и особенности генерационных процессов, восстановить условия первичной и вторичной миграции и аккумуляции УВ, и предложить собственную концепцию формирования и эволюции УВС, объясняющую современную картину их размещения в объеме осадочного чехла.