|
УДК 553.98.061.3 |
©В.Л. Шустер, 1997 |
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА
В.Л. Шустер (ВНИГНИ)
На сегодняшний день промышленная нефтегазоносность пород кристаллического фундамента установлена определенно и достоверно. Месторождения нефти и газа в образованиях фундамента открыты на всех континентах и в большинстве акваторий. Их ищут, находят и разрабатывают. Преодолен (разрушен) основной стереотип: в кристаллических образованиях фундамента не может быть промышленных скоплений УВ и поэтому их не нужно там искать.
В силу определенных причин в России (а ранее и в СССР) изучение этого объекта не привело к значительным открытиям нефтегазоскоплений (хотя и были открыты месторождения Оймаша в Казахстане, несколько газовых залежей в Западной Украине, получены промышленные притоки нефти и газа в породах фундамента Западной Сибири).
Основных причин было две. Первая - трудно объяснить возможность формирования и размещения скоплений нефти и газа в фундаменте с позиций органической гипотезы происхождения нефти. И вторая - считалось, что фильтрационно-емкостные свойства кристаллических пород близки к нулевым и эти породы не могут быть коллекторами.
В последнее время в ряде работ (Сорохтин О.Г., 1979; Гаврилов В.П., 1986, 1993; Арешев Е.П., 1996; [2]) положение о возможности формирования и размещения крупных скоплений УВ в кристаллических образованиях фундамента обосновывается с позиции осадочно-миграционной теории и органического происхождения нефти. Вкратце приведем их основные тезисы. Региональная нефтегазоносность фундамента объясняется тем, что весь "гранитный" слой земной коры образовался в результате метаморфизма и частичного переплавления первично-осадочных пород в зонах субдукции. Эти первично-осадочные породы содержали рассеянное ОВ, которое и явилось исходным материалом для последующего насыщения углеводородами пород фундамента [2].
Другим источником нефти и газа в фундаменте могли быть осадочные породы морей и океанов, затянутые в процессе субдукции в верхнюю мантию. Попадая в условия высоких температур, рассеянная органика трансформируется в УВ нефтяного ряда и совместно с водоминеральными потоками, возгоняясь вверх, насыщает породы фундамента (Сорохтин
О.Г., 1979).По-видимому, основная часть нефти генерируется в осадочных нефтегазообразующих толщах и затем мигрирует в ловушки как в осадочных, так и в магматических и метаморфических породах. Однако механизм миграции флюидов из нефтегазообразующих толщ в кристаллические образования фундамента освещен в теории слабо: не приводятся расчеты необходимой пластовой энергии для "перетока" флюидов в зоны низких давлений ("пустоты" в фундаменте) из зон более высоких давлений, где происходила генерация нефти. Доказательства возможной миграции нефти носят косвенный, опосредованный характер: сравниваются (без учета количественных критериев) различные параметры состава нефтей (нефтегазогенерирующих толщ и нефтегазоносного комплекса образований фундамента) или указывается на изменения геохимической характеристики нефти как показатель миграции и т.д. Эти положения требуют дополнительного изучения и аргументации.
Многочисленными фактами опровергнуто также и еще одно положение -отсутствие коллекторов в кристаллических породах фундамента.
Следующий широко распространенный стереотип - приуроченность основных скоплений УВ в кристаллических образованиях фундамента к эродированным, выветрелым гранитоидам под поверхностью крупного регионального несогласия - к корам выветривания кристаллических пород [3]. Этот стереотип противоречит новым геологическим данным по целому ряду нефтяных и газовых месторождений, открытых в кристаллических образованиях в последние годы (Ла-Пас, Белый Тигр, Дракон, Кыулонг и др.).
Так, на месторождении Белый Тигр (СРВ) коры выветривания гранитоидов распространены по площади спорадически, толщина их 10-20 м, в отдельных случаях до 40 м, тогда как основные нефтенасыщенные интервалы расположены в разрезе гранитного массива на глубине от первых десятков метров до 1500-2000 м от поверхности фундамента и приурочены к "свежим" гранитам, гранодиоритам, адамеллитам и другим породам. То есть, механизм формирования пустотного пространства гранитного массива связан не только и не обязательно с процессами выветривания, а в основном с глубоким преобразованием пород под воздействием глубинных гидротермальных растворов. Образующиеся при этом гидротермальные метасоматиты обладают довольно высокой эффективной пористостью, проницаемостью и прочностью минерального каркаса [1]. И, как показывают результаты опробования скважин, в частности исследования методами потокометрии и термометрии [4], основные нефтесодержащие интервалы находятся на разных участках залежи нефти на различной глубине - от первой сотни метров до 1500-2000 м ниже поверхности фундамента. И никакого отношения эти нефтенасыщенные интервалы разреза гранитного массива к корам выветривания не имеют.
Это новое положение очень важно для методики поисково-разведочных работ на нефть и газ в кристаллических массивах фундамента. При выборе местоположения и глубины особенно первых поисково-разведочных скважин необходимо учитывать неоднородность гранитного массива и возможность залегания разуплотненных, дезинтегрированных пород на различной глубине от поверхности фундамента (иногда значительно ниже поверхности), а также то, что на некоторых участках разведочной площади такие породы
могут отсутствовать. В настоящее время делаются только первые шаги в интерпретации сейсмических и буровых материалов с целью выделения таких дезинтегрированных, разуплотненных зон в теле гранитного массива. Апробированных методик не существует. Большим опытом обладают ученые и геологи-производственники СП "Вьетсовпетро" (в частности, В.В. Ногин в 1992-1993 гг. выделил такие зоны на месторождениях Белый Тигр и Дракон, которые были подтверждены последующим бурением скважин). Здесь же, на месторождении Белый Тигр, было подвергнуто сомнению положение о наилучших коллекторских свойствах гранитоидов в зонах разломов. Это положение, достаточно убедительно подтвержденное для осадочных пород (Быков Р.И. и др., 1970), не является однозначным для хрупких кристаллических образований. Трещиноватость пород в зонах разломов, очевидно, распространена настолько широко, что является общим благоприятным фоном. Однако решающую роль в формировании пустотности играет воздействие глубинных гидротермальных растворов на породы фундамента. В местах активного проявления гидротермальных процессов гранитоиды преобразовались в породы с характерными для гидротермального метасоматоза минеральными парагенезисами и зональным строением ореолов выщелачивания, т.е. гидротермальный процесс выступает как фактор формирования вторичной пустотности.Так, каолинизированные и цеолитизированные породы фундамента характеризуются значительной разуплотненностью, проявляющейся в развитии микротрещиноватости и кавернозности. Об этом свидетельствуют как результаты изучения на растровом электронном микроскопе морфологии эффективного пустотного пространства образцов пород, пропитанных контрастным к электронному пучку веществом [1], так и результаты анализа приуроченности дебитов скважин (как обобщенного показателя коллекторских свойств) к различным участкам залежи нефти месторождения Белый Тигр (Шустер В.Л., 1995). Возможно, именно с этим стереотипом (коллекторы фундамента - коры его выветривания) связаны многие неудачи прежних поисково-разведочных работ.
И наконец, в определенной степени сомнению может быть подвергнут и стереотип об обязательности глинисто-аргиллитовой или эвапоритовой покрышки (экрана для залежи УВ в ловушке фундамента) . Положение о необходимости (обязательном условии) экрана для залежи остается
незыблемым. Однако при оценке этого фактора для магматических и метаморфических пород следует учитывать возможность экранирования залежи нефти (или газа) не только традиционными терригенными или эвапоритовыми породами, но также и эффузивными покровами и (или) собственно кристаллическими непроницаемыми гранитоидами, которые на отдельных участках (в блоках) могут самостоятельно играть роль флюидоупоров. Это так называемая зона закатки (Гаттенбергер Ю.П., 1991), возникающая в верхней части гранитоидного массива в результате неравномерного остывания магмы.Здесь изложены только некоторые новые данные, заставляющие специалистов, занимающихся проблемой нефтегазоносности кристаллических образований фундамента, пересмотреть традиционные взгляды на эту проблему. Обмен мнениями, новый опыт позволят сформировать научный подход и методику проведения поисков и разведки этого сложного объекта и как следствие открыть крупные месторождения нефти и газа в России.
Литература
The article deals with new provisions of the problem of studying nontraditional object of oil and gas geology-crystalline formations of the basement. Discovery of large hydrocarbon fields in these rocks abroad attracts attention of geologists to the problem of the basement's oil and gas potential in Russia too.
Analysis of new facts about oil fields in Vietnam, Venezuela and other countries enables the author to revise generally accepted ideas of oil, reservoirs and hydrocarbon cap rocks genesis in the basement's crystalline rocks. The author attempts on the basis of new features of fields structure to propose criteria for the estimation of oil and gas potential prospects of this non-traditional object.