«Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ» (стр. 3 из 5)

В процессе геосинклинального диастрофизма возникают многочисленные нарушения сплошности пород самого различного масштаба, облегчающие внерезервуарную миграцию сквозь мощные толщи пород. Вперезервуарная миграция в толще пород, сформировавшихся в платформенных условиях, гораздо более затруднена и имеет в основном молекулярный характер.

Различие геосинклинальных и платформенных условий сказывается в значительной мере и на перемещении подвижных веществ внутри природных резервуаров. В основном здесь происходит циркуляция вод, насыщающих резервуары на всем их протяжении. Влияние гидравлического фактора на перемещение подвижных углеводородов зависит от разницы в гипсометрических отметках областей питания и областей разгрузки. В горных местностях гидравлический фактор имеет несравненно большее значение, чем в равнинных — платформенных областях. Передвижение воды способствует внутрирезервуарной миграции нефти и газа и часто приводит к выносу нефти и газа из слабо выраженных ловушек к накоплению их в новых ловушках, т. е. ведет к перераспределению нефти и газа внутри природных резервуаров, распространенных на большой площади. Скопления нефти разрушаются быстрее газовых. Газ не только легче удерживается в ловушке в силу большей разницы в удельном весе между ним и водой, по и способен перемещаться в направлении, обратном направлению стока воды. В платформенных областях гидравлический фактор, несмотря на свою меньшую величину, играет все же существенную роль в перемещении нефти и газа по пластам с хорошими коллекторскими свойствами. Однако малый напор воды и малая скорость движения позволяют образоваться залежам даже в очень слабо выраженных ловушках. В более резко выраженных ловушках (в платформенных условиях) возможно образование относительно застойных зон. При отсутствии практически заметного движения вод застойные зоны весьма благоприятны для развития биохимических процессов, приводящих к разрушению залежей.

В процессе внутрирезервуарной миграции происходит дифференциация подвижных веществ под влиянием гравитационного фактора, т. е. разделение подвижных веществ по их удельным весам. В геосинклинальных областях, характеризующихся резко выраженными изгибами пород, значительные углы наклона коллекторских пластов определяют величину гравитационных сил. В платформенных же областях, характеризующихся чрезвычайно малыми наклонами пород, гравитационные силы могут иметь существенное значение для перемещения углеводородов по восстанию пластов в газовой фазе. Силы сопротивления перемещению нефти (поверхностное натяжение, вязкость и т. п.) сильно ограничивают на платформах масштаб внутрирезервуарной миграции, происходящей под влиянием гравитационного фактора, весьма незначительного в слабо наклоненных коллекторских пластах. Отсюда следует, что гидравлический и гравитационный факторы, определяющие величину и масштаб внутрирезервуарной миграции и дифференциации, играют в геосинклинальных условиях несравненно большую роль, чем в платформенных нефтегазоносных бассейнах.

Разрушение залежей в горных областях происходит в результате энергичного проявления геологических процессов, связанных со складкообразованием, магматизмом и крупными глыбовыми перемещениями, сопровождающимися метаморфизмом и энергичной денудацией, а также под действием гидравлического фактора. В платформенных областях разрушение залежей происходит значительно слабее, в основном под действием гео-биохимических процессов и вследствие денудации, как правило, не столь резкой, как в горных областях. Поэтому большинство известных естественных нефтегазопроявлений на поверхности приурочено к горным областям.

Сохранение залежей нефти и газа в геоантиклинальных зонах геосинклинальных областей исключено вследствие максимального проявления в них всех указанных факторов разрушения залежей. Таким образом, в горных сооружениях основные запасы нефти и газа оказываются связанными с их периферическими частями, сложенными более молодыми отложениями. В периферических зонах условия сохранения залежей более благоприятны, чем в центральных частях этих же сооружений. Помимо того, благоприятны для сохранения залежей и межгорные впадины. В этих областях, хотя и расположенных во внутренних частях геосинклиналей, действие факторов разрушения ослаблено.

Образование залежей в платформенных нефтегазоносных бассейнах зависят от общих условий, благоприятствующих битумообразованию и возникновению ловушек, обеспеченных достаточно мощной и непроницаемой покрышкой. В центральных частях Русской и Северо-Американской платформ такие условия имеются лишь для палеозойских отложений; на периферии тех же платформ эти условия распространяются на мезозойские и отчасти на третичные отложения.

По условиям битумообразования и нефтегазонакопления области погружения земной коры на платформах и в геосинклиналях резко отличаются друг от друга.

По условиям битумообразования, формирования и разрушения скоплений нефти и газа все нефтегазоносные бассейны можно разделить на четыре группы:

1) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к внутриплатформенным областям прогибания земной коры;

2) Нефтегазоносные бассейны, связанные с краевыми частями платформ, втянутыми в глубокое погружение;

3) Нефтегазоносные бассейны, приуроченные к впадинам древних глыбовых гор;

4) Нефтегазоносные бассейны, связанные с впадинами молодых горных сооружений.

3. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ КРАЕВЫХ ЧАСТЕЙ ПЛАТФОРМ

Нефтегазоносные бассейны краевых частей платформ представляют собой части платформ, втянутые в глубокое погружение в связи с образованием предгорных прогибов молодых складчатых горных сооружений.

В связи с глубоким погружением крупные элементы складчатого фундамента нередко оказываются погребенными на большой глубине и, будучи перекрытыми молодыми отложениями, никак не проявляются ни в структуре отложений, заполняющих бассейн, ни в современном рельефе.

В качестве типичного примера такого нефтегазоносного бассейна можно привести область глубокого погружения земной коры на юго-восточной окраине Русской платформы. Эта территория, именуемая Северо-Каспийской впадиной (см. рис. 1), построена очень сложно и не может быть отчетливо ограничена со всех сторон.

Рис. 1. Основные структурные элементы Северо-Каспийского бассейна и его обрамления (И. О. Брод и А. Г. Злизина, 1951).

а — складчатые сооружения на поверхности; б — срезанные до корней складчатые сооружения; в — предполагаемое продолжение сооружений; г — основные прогибы; д — зоны поднятий и структурных террас на склонах бассейна; е — флексуры; I — Уральское сооружение; II — Уфимское поднятие и его погруженные продолжения; III — Мангышлак; IV — Туаркыр; V — Узени-Ичкинский кряж; VI — Воронежский свод; VII — Донбасс; VIII — Азово-Подольский массив; 1 — Узени-Иргизская впадина; 2 — Хобдинско-Аралсорская впадина; 3 — Моршанско-Баландинская впадина; 4 — Днепровско-Донецкая впадина.

Она (впадина) объединяет в связи с глубочайшим погружением земной коры прилегающие к ней разновозрастные по времени образования, крупные структурные поднятия и прогибы. Так, с севера и северо-запада склоны Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна ограничены Центральным сводом Русской платформы, где непосредственно на докембрийском фундаменте залегают девонские отложения, покрываемые каменноугольными и пермскими отложениями. С северо-востока в этот бассейн погружается зона Рязаново-Охлебининских поднятий, продолжение которой намечается в области южных отрогов Общего Сырта в виде сильно сглаженного Узени-Ичкинского кряжа. К северу от этого кряжа располагается Узени-Иргизская мульда, заполненная не только палеозойскими, но и мезозойскими отложениями. Очень большой мощности мезозойские отложения достигают в Хобдинско-Аралсорской впадине, расположенной к югу от Узени-Ичкинского кряжа, где они покрываются третичными отложениями. С запада в Северо-Каспийскую впадину погружается Воронежское сводовое поднятие. Моршанско-Баландинский прогиб, отделяющий Воронежский свод от Центрального свода Русской платформы, открывается в Узени-Иргизскую мульду. Днепровско-Донецкий прогиб, отделяющий Воронежский свод от Азово-Подольского массива, переходит в восточном направлении в Преддонецкий прогиб, открывающийся еще восточнее через узкое горло Сталинградского пролива в Хобдинско-Аралсорскую впадину. Последняя с востока ограничена западным склоном Урала, а с юга его погребенным продолжением (см. рис. 1). Благодаря очень большому молодому меридиональному погружению, в центре которого расположено Каспийское море, все широтные структурные элементы, даже такие крупные, как Уральское и Мангышлакское сооружения, оказались погребенными. Огромное погружение привело к тому, что южное ограничение Северо-Каспийского нефтегазоносного бассейна выражено неотчетливо и он почти сливается со Средне-каспийским бассейном.

Диапазон битумообразования и нефтегазонакопления в Северо-Каспийском бассейне очень велик. Нефтематеринские формации, с которыми связаны и нефтегазоносные свиты, доказаны в северной половине бассейна для девонских, каменноугольных и пермских отложений. В этих отложениях известны пластовые сводовые и литологически экранированные, а также массивные залежи нефти и газа в ряде зон нефтегазонакопления на северном и северо-западном борту бассейна: Саратовская, Жигулевская, Бугульминская, Туймазинская, Большекинельская, Малокинельская и другие зоны.