Геологическое строение
Акватория Северного Каспия находится в непосредственной близости к зоне сочленения двух платформ (Восточно-Европейской и Скифско-Туранской) и двух нефтегазоносных провинций (Прикаспийской и Северо-Кавказско-Мангышлакской). Зоны сочленения платформ неизменно привлекают внимание ученых и производственников как объект сосредоточения значительных ресурсов углеводородов (УВ). Проходит она по северному ограничению кряжа Карпинского (зоны мелкой складчатости) (рис. 1, 2), имеющего покровно-надвиговое строение палеозойского складчатого комплекса метаморфизованных отложений. Отсюда в зоне влияния складчатой области сложность строения района месторождений со значительной плотностью тектонических нарушений, обусловленные своим присутствием высокой тектонической активностью: герцинская (для палеозойских пород) и альпийская (для мезозойских пород) фазы складчатости. Наиболее глубокий отпечаток оставила после себя герцинская фаза, когда сформировалось складчатое сооружение кряжа Карпинского. Глубокий размыв палеозойских отложений (до 5…6 км) вывел на их поверхность предельно преобразованные породы кряжа Карпинского (до фаций зеленых сланцев). К северу от него инверсионные и взбросо-надвиговые структуры проявились с меньшей интенсивностью и в этом направлении палеозойские отложения переходят в платформенные мало или не дислоцированные породы южного борта Прикаспийской синеклизы (рис. 1, 2). В результате на срезе 5 км органическое вещество (ОВ) в пределах интенсивно дислоцированной части кряжа Карпинского преобразовано до состояния графита, в переходной зоне к платформе – до градаций апокатагенеза, а в пределах крупных сводовых сооружений на юго-востоке Прикаспийской синеклизы – до градаций позднего мезокатагенеза (рис. 2).
РИС. 1. Основные типовые формы структурных зон кряжа Карпинского (в поперечном сечении) для палеозойского основания (Открытый Донбасс) и осадочного чехла (юрско-меловые отложения Ракушечно-Широтной системы поднятий в акватории Среднего и Северного Каспия)
РИС. 2. Геолого-литогенетический профиль по линии Эджинская – Заволжская: 1 – эрозионная поверхность; 2 – разрывные нарушения; 3 – стратиграфическая граница; 4 – соленосные образования; 5 – изореспленды, АГКМ – Астраханское газоконденсатное месторождение
Сводовые сооружения на юго-западе Прикаспийской впадины (Астраханский, Гурьевский, Биикжальский, Приморский), которым по кристаллическому фундаменту соответствует структурная перемычка между палеоморями – частями древнего палеозойского, а затем мезозойского (Тетис) палеоокеана к северу и югу от перемычки – продолжения на восток Воронежской антеклизы (рис. 3).
РИС. 3. Формирование сводовых сооружений и приуроченных к ним гигантских органогенных построек в пределах структурной перемычки морей палеоокеана Тетис: 1 – кристаллические породы; 2 – органогенные постройки; ВА – Воронежская антеклиза, АС Астраханский свод, ПС – Прикаспийский свод; Ю – Южный свод
На рисунке через Астраханский, Приморский и Южный своды на кристаллическом основании в максимально повышенных его частях строились гигантских размеров органогенные сооружения.
Ранее выполнена расшифровка сложной многоэтапной истории формирования залежей нефти в мезозойских отложениях Северного Каспия (акватория Каспийского моря и прилегающей суши), которая выявила единый источник их образования – материнские породы палеозойских отложений. Первоначально нефтяные залежи формировались в верхнепалеозойских отложениях в ловушках различного типа, а затем в мезозойских отложениях за счет УВ полностью или в значительной мере разрушенных нефтяных залежей в подсолевых рифогенных постройках [2, 3, 5–7].
Получается, что палеозойские нефти образовались в одних условиях (застойный режим с дефицитом кислорода), а находятся в юрских ловушках, в которых материнское вещество формировалось в других условиях (континентальный режим с наземной растительностью и торфяниками) [2, 3, 5–7].
На втором этапе истории развития нефтяных залежей в юрско-меловых ловушках связан с длительным периодом их разрушения (включая биодеградацию). Попав в результате единовременного катастрофического перемещения с глубины 4…6 км и разместившись в ловушках на глубинах 0,25…2,5 км, нефть на современном этапе, ввиду потери связи с зоной генерации, со временем потеряла привлекательные товарные свойства, а для залежей с низким КИН характерны низкая продуктивность сверхтяжелой нефти в скважинах [2, 3, 5-7].
Приведенные аргументы свидетельствуют о том, что месторождения в юрско-меловых отложениях Северного Каспия сформировались за счет мультисистем (в различных соотношениях углеводородные смеси нефти и газоконденсата), прорвавшихся сквозь соленосную покрышку под огромным пластовым давлением по зонам дробления разрывных нарушений за счет разрушения уникальных по объему и запасам массивных рифогенных залежей в подсолевых каменноугольных отложениях (рис. 4).
РИС. 4. Модель прорыва УВ из залежей в палеозойских рифогенных постройках в мезозойские коллекторы и формирования залежей УВ на пути движения прорвавшейся палеозойской нефти: 1 – соленосные отложения; 2 – органогенные постройки; 3 – разрывные нарушения; 4 – современный ВНК (а), палеоуровень ВНК (б); 5 – нефтяные залежи в мезозойских отложениях
Из разбуренных палеозойских рифовых массивов уникальные по запасам нефтяные залежи сохранились на месторождениях Тенгиз, Кашаган, Кайран, Актоты в пределах Приморского атоллообразного сводового сооружения. Тогда как полностью разрушенные или частично сохранившиеся залежи в таких же рифовых постройках (Каратон, Тажигали, Пустынное, Огайский, Королевское и супергигант Южный и другие) стали источником УВ в юрско-меловых отложениях. Запасы только одной полностью разрушенной массивной залежи нефти в органогенной постройке Каратон были адекватны Тенгизскому месторождению.
Прорыв нефтегазовой смеси на Каратоне и на других разрушенных полностью или частично сохранившихся залежах в рифогенных постройках происходил в ослабленных зонах, представленных минимальными толщинами пермской соленосной покрышки, зонами дробления разрывных нарушений, сопровождающими их зонами мезотрещиноватости и скачкообразного повышения проницаемости пород. Прорыв нефти в юрско-меловые пласты-коллекторы сопровождался колоссальным внутрипластовым давлением (свыше 1 100 атмосфер). В результате единовременного прорыва УВ перемещались из подсолевых карбонатных пород в надсолевые терригенные породы (песчаники, алевролиты). Этот процесс можно представить, если напомнить катастрофическое аварийное фонтанирование скважины 37 Тенгизской (рис. 5). При ее фонтанировании суточный дебит достигал 10…28 тыс. т нефти и 2…15 млн м3 газа, высота пламени достигала 300 м при диаметре 50 м, а ликвидировать аварию удалось только на 398 сутки.
РИС. 5. Аварийное фонтанирование скв. 37 Тенгизской
Прорвавшиеся под большим давлением в мезозойские покрывающие отложения УВ палеозойского возраста распределились в юрских и меловых отложениях, независимо от структурных особенностей залегания пластов-коллекторов. Нефть латерально растекалась в юрско-меловых пластах-коллекторах первоначально над и вокруг разрушенных палеозойских рифов, а затем двигалась произвольно по вектору наименьшего сопротивления, заполняя ловушки различного типа по трассам миграционных путей, пока не иссякло давление и не прекратилось движение нефти. С этого момента начинался этап деградации нефти [1, 4, 5–7].
Ниже рассмотрен генезис выявленных и ещё не открытых залежей УВ в палеозойских отложениях в акватории Северного Каспия и прилегающей суши. Относительно природы нефтяных и газоконденсатных подсолевых палеозойских месторождений высказываются диаметрально противоположные мнения. С целью установления происхождения углеводородных и неуглеводородных продуктов преобразования ОВ и пород проведены определения катагенетической зрелости ОВ и восстановлена история нефтегазообразования (рис. 6) [1–7].
РИС. 6. Зональность образования нефти, газа и кислых газов в палеозойских и юрско-меловых отложениях Северного Каспия: 1 – кривая интенсивности образования: нефти: а – реализованная часть; газа: б – нереализованная часть, в – реализованная часть; 2 – пики органических соединений в ходе пиролиза (метод Rock Eval): S1 – доля исходного генетического потенциала; S2 – термическое разложение керогена и переход в вид газообразных УВ; 3 – МК32 – градации катагенеза; 4 – МГ – стадия метагенеза (метаморфизма); 5 – ГЗН – главная зона нефтеобразования; 6 ГЗГ – главная зона газообразования; 7 – ВЗОКГ – верхняя зона образования кислых газов; 8 – НЗОКГ – нижняя зона образования кислых газов; 9 – юг, север – северный и южный склоны органогенных построек.
Дальнейшее погружение девонских и каменноугольных материнских пород к северу и к югу от гигантской перемычки привело их к последовательному прохождению сначала начальных подэтапов газообразования (градации МК31…МК41), затем ГЗН (градации МК42…АК21). На втором (включая современный этап) палеозойские материнские отложения на северном склоне перемычки пребывают в условиях второй половины области образования УВГ. На южном склоне в сторону инверсионной области кряжа Карпинского – породы пребывали на этапах постепенного истощения материнского потенциала пород и метанообразования на предельных градациях катагенеза (АК32…АК46), а также для большей части объема палеозойских отложений – в зоне пребывания пород в условиях начального метаморфизма (фация зеленых сланцев) (рис. 6, 7). На южном и северном склоне органогенных построек материнские породы прошли ГЗН и пребывают в зоне газообразования. Как видим на рис. 6, в связи с этим на современном этапе палеозойские отложения уже прошли ГЗН, а мезозойские еще в нее не вступили. При содержании углерода 94 % достигается полная ароматизация ОВ, полный разрыв связей С=С, бахрома, образующая боковые цепи, резко сокращается и при достижении сокращается и при достижении содержания углерода 100 % полностью исчезает и ОВ переходит в графит (метагенез).
В пределах кряжа Карпинского песчаники стали кварцитами, глины – аспидными и филлитоподобными сланцами, карбонатные породы – мраморированными известняками. Это зона образования кислых газов – СО2, Н2, H2S, SO2 и «водного газа» (Козлов А.Л., 1978, Бочкарев А.В., 1981, Петренко В.И., 1975) (рис. 6, 7). Масштабы миграции кислых газов со стороны кряжа Карпинского и прилегающих зон весьма значительны. Принимая во внимание близость расположения органогенных построек, кислые газы проникают в их пределы и смешиваясь с УВГ, поступающими с севера, образуют в мультисистеме существенную долю (до 50 %) (рис. 7).
РИС. 7. Схема формирования залежей УВ в подсолевых палеозойских органогенных постройках Северного Каспия
Сохранению столь высокого содержания кислых компонентов в составе мультисистем в органогенных постройках обусловлено их присутствием в карбонатных породах с незначительным количеством реакционноспособных форм железа. Такие аналоги формирования залежей смешанного генезиса есть и за рубежом (Грин-Ривер, Пермский и Внутренний соленосный бассейны в США и другие) [2, 4]. Со стороны северного склона поступают УВГ, содержащие в своем составе кислые компоненты (до 10 %). Последние поступают из максимально глубокопогруженных зон центральной части Прикаспийской синеклизы. На современном этапе наиболее интенсивным оказалось внедрение газа с юга и с севера на Астраханском серогазоконденсатном месторождении, где газ полностью растворил в себе первичную нефть (рис. 2). При этом на северном склоне Астраханского свода газовые скопления отличаются высоким содержанием кислых компонентов в газовой смеси (до 13 %), тогда как на юго-западном склоне в южном направлении наблюдается рост суммарного содержания H2S и СО2 (свыше 50 %). От обменных процессов сохранились сравнительно небольшие запасы нефти в сопредельной сверху (относительно газоконденскатной залежи) в надежно изолированной ловушке филипповского горизонта. На месторождениях Приморской группы процесс переформирования нефтяных залежей в газоконденсатные еще не завершен и на данном этапе в подсолевых органогенных постройках фиксируется аномально избыточное количество газа в нефтегазовой смеси залежей («летучие» нефти с высоким содержанием кислых компонентов).
Выводы:
1. Расшифровка сложной многоэтапной истории формирования залежей нефти в палеозойских и мезозойских отложениях Северного Каспия (акватория Каспийского моря и прилегающей суши) выявила единый источник их образования – материнские породы палеозойских отложений. Первоначально нефтяные залежи формировались в верхнепалеозойских отложениях в ловушках различного типа, а затем в мезозойских отложениях за счет УВ полностью или в значительной мере разрушенных нефтяных залежей в подсолевых рифогенных постройках
2. На современном этапе в подсолевые палеозойские нефтяные залежи в органогенных постройках поступают УВГ со стороны Прикаспийской впадины, тогда как со стороны кряжа Карпинского и южных склонов сводовых сооружений – кислые газы. Смешиваясь в ловушках массивного типа углеводородные и кислые газы формируют современные мультисистемы залежей летучих нефтей с АВПД.
Литература
1. Азнабаев Э.К. Условия формирования месторождений нефти и газа Прикаспийской впадины. – Алма-Ата: Наука. – 1978.
2. Бочкарев А.В., Бочкарев В.А. Катагенез и прогноз нефтегазоносности недр. – М.: ВНИИОЭНГ. – 2006. – 324 с.
3. Лобусев М.А., Лобусев А.В., Бочкарев А.В. Формирование и размещение залежей нефти и газа месторождений Северного Каспия / Сборник трудов 20-й юбилейной научно-практической конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель 2018». – Геленджик: EAGE. – GM18-013/ – 4 c.
4. Лобусев А.В. Геолого-промысловые основы моделирования залежей нефти и газа. Издание второе, дополненное. Учебник для вузов. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина. – 2017 – 334 с.
5. Остроухов С.Б, Бочкарев В.А. Геолого-геохимические критерии формирования залежей УВ Среднего и Северного Каспия // Зоны концентрации УВ в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий // СПб.: ВНИГРИ. – 2010. – С.408–413.
6. Остроухов С.Б., Бочкарев В.А. Этапность формирования залежей УВ в акватории Среднего и Северного Каспия // Успехи органической геохимии. – Новосибирск: ИНГ СО РАН. – 2010. – С. 248–250.
7. Бочкарев В.А., Остроухов С.Б. Рубеж перспективности палеозойских отложений на юге России // Сборник докладов «ТЭК России – основа процветания страны». – СПб.: ВНИГРИ. – 2004. – С. 178–184.
Keywords: oil and gas deposits; North Caspian; Paleozoic sediments; oil content; oil and gas potential; the main zone of petroleum formation, main zone of gas generation, acid gas.
