К.Н. Кравченко (ВНИГНИ)

Известно, что в общем балансе ресурсов нафтидов подвижные УВ, т.е. нефть и газ, уступают твердой фазе. Даже без учета газогидратов, ресурсы которых неясны, но по имеющимся оценкам (Якуцени В.П., Баркан Е.С., Грибков В.В., 1989; Kvenvolden K.A., 1994) намного превышают таковые всех остальных нафтидов, ресурсы неподвижных природных битумов преобладают в общем балансе. Анализ размещения 382 месторождений нафтидов мира от крупнейших до суперуникальных с запасами свыше 100 млн т показывает, что запасы природных битумов (55 %) больше суммарных запасов нефти (25 %) и газа (20 %).

Однако такие понятия, как нефть и газ, геология нефти и газа, нефтегазовые бассейны (НГБ) и провинции (НГП) и соответствующие НГБ генетические фазовые зоны не охватывают полностью природную систему, и поэтому они должны рассматриваться как частные понятия от более общих, связанных со всеми четырьмя компонентами нафтидов: нефтью, газом, природными битумами (Валеев Р.Н. и др., 1979) и газогидратами. Следовательно, основными (базисными) понятиями нафтидной системы должны быть геология нафтидов (Калинко М.К., 1987), нафтидные бассейны (НдБ) и нафтидные (нафтидоносные) провинции (НдП) [2], а существующие генетические фазовые зоны НдБ надо дополнить битумной и газогидратной зонами и их аккумуляционными и генерационными производными (с суффиксами -нос и -ген) (рисунок). Этот дискуссионный терминологический вопрос – не формальный не только потому, что нельзя двумя частными элементами (нефть и газ) называть четырехчленное целое (нефть – газ – битум – газогидраты), но и в связи с тем, что без анализа условий размещения и формирования твердых компонентов невозможно познать онтогенез нафтидов, закономерности распределения их месторождений и ресурсов в бассейнах.

Тесная связь нефте- и угленакопления подмечена издавна. На этом был основан оправдавшийся впоследствии прогноз И.М. Губкина о возможной нефтегазоносности Волго-Уральской провинции. Эта проблема получила современное толкование в публикации М.В. Голицына и А.М. Голицына (1994), выделяющих, помимо угольных и нефтегазоносных, угленефтегазоносные бассейны, что представляется вполне обоснованным. Родственной нафтидам ветвью каустобиолитов (Потонье Г., 1920, 1934; Муратов В.Н., 1970) являются также горючие сланцы (Бескровный Н.С., 1982; Высоцкий И.В., Голицын М.В., Кучерук Е.В., 1991; Голицын М.В., Прокофьева Л.М., Андросов Б.Н. и др., 1988; Ильин В.Д., Клещев К.А., Максимов С.П., Минский Н.А., 1986; Калмыков Г.С., 1979; Клер В.Р., Нахапетова В.Ф., 1981). Они имеют свою специфику онтогенеза и образуют сланцевые (сланценосные) бассейны, занимающие определенные части осадочно-породных бассейнов и имеющие заметные связи с НдБ.

Общая последовательность изображения компонентов каустобиолитов, безотносительная к их запасам (ресурсам), следующая: нафтиды (битум, нефть, газ)(В соответствии с битумонефтегазоносными бассейнами, впервые выделенными Р.Н. Валеевым, Г.Т. Юдиным, Р.М. Гисматуллиным и В.Л. Штейнгольцем в 1979 г., безбитумные нефтегазоносные бассейны и провинции могут называться также углеводородоносными.), уголь и горючие сланцы. В случае явного преобладания ресурсов разных компонентов нафтидов последовательность их написания может даваться в порядке убывания запасов (ресурсов). При этом, если убывающая по ресурсам нафтидов и общая, безотносительная к ресурсам последовательность компонентов совпадают, обозначения компонентов в первом случае сопровождаются звездочкой, а во втором – остаются без нее. Например, нефтегазоносная* провинция НГ*П означает провинцию с преобладанием запасов (ресурсов) нефти над газом, а нефтегазоносная провинция НГП – понятие, безотносительное к ресурсам нафтидов.

В научной литературе – как в отечественной, так и в зарубежной – широко применяются оба понятия, отражающих позиции двух различных школ: провинциальной (А.А. Бакиров, Э.Г. Вудроф, Г.Х. Дикенштейн, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, Э.Р. Лиллей, С.П. Максимов, Г.Е. Рябухин, Н.Ю. Успенская, Ч. Шухерт) и бассейновой (И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин). Правомерность применения понятий бассейн и провинция дискуссионна до сих пор. Главный аргумент противников бассейнового подхода – рассмотрение бассейна как области опускания, тогда как нефть, газ и особенно битумы накапливаются не только в опущенных, но и в поднятых элементах (Бакиров А.А., 1976). М.К. Калинко (1987) высказывал мнение, что понятие НГБ недостаточно отражает существо нефтегазогеологического районирования и, вероятно, пришло время от него отказаться. Возражения противников провинциального подхода сводятся к неопределенности критериев выделения НГП и содержания, вкладываемого в это понятие (Оленин В.Б., 1974), невыразительности и излишности термина НГП (Хаин В.Е., 1954).

Чтобы приблизиться к оптимальному решению этого дискуссионного вопроса, необходимо остановиться на современных формулировках понятий нафтидные (а как частный случай – нефтегазоносные) бассейн (НдБ) и провинция (НдП) с учетом определений И.О. Брода, И.В. Высоцкого, В.Б. Оленина, В.Е. Хаина и др. для первого и А.А. Бакирова, Г.Х. Дикенштейна, Г.Е. Рябухина, Н.Ю. Успенской и др. для второго понятия [1-5].

Нафтидный бассейн (НдБ) – часть выраженного в осадочном выполнении опускания (гидрогеологического, осадочно-породного бассейна), в которой автономно осуществляется процесс онтогенеза нафтидов: генерация из общего очага, миграция, аккумуляция, консервация и потери нефти (или) газа, (или) газогидратов, (или) битумов [2]. Таким образом, в понятии НдБ_а объединяются нафтидоносные геологические тела, питаемые из единого очага массовой генерации УВ или тесно связанной их совокупности. Но в процессе перемещения из этого очага УВ попадают в резко меняющиеся условия их онтогенеза, накладываются на разнородные элементы и образуют скопления нафтидов, существенно различающиеся между собой. Нафтидоносные провинции (НдП), их части (области, районы, участки) и сочетания (мегапровинции, пояса, системы) являются разноразмерными совокупностями сходных скоплений нафтидов с общими диапазоном нафтидоносности, типами региональных и локальных структурных элементов, природных резервуаров, концентрацией ресурсов нафтидов, соотношением в них нефти, газа, газогидратов и битумов. Нафтидоносная провинция – крупнейшая, обычно пространственно обособленная совокупность сходных нафтидных скоплений, объединяемых единым крупнейшим тектоническим элементом (древняя, молодая, континентальная, океаническая плиты и их краевые прогибы, ороген) с определенным (обычно общим в пределах группы) стратиграфическим диапазоном нафтидоносности.

Провинция обычно объединяет совокупность скоплений нафтидов, которые приурочены к региональным элементам платформенного или складчатого строения с определенным возрастом фундамента (складчатости) и стратиграфическим диапазоном нафтидоносности [1,5]. По этим признакам выделяются провинции соответственно древних и молодых платформ, краевых прогибов, орогенов складчатого строения с преимущественно палеозойским (центральные области Северо-Американской платформы), мезозойским (Западно-Сибирская), кайнозойским (Южно-Каспийская) диапазоном нафтидоносности и их сочетаниями. Кроме того, провинции иногда можно разграничивать по преобладанию ресурсов нафтидов разного фазового состояния: преимущественно нефтеносная (Волго-Уральская), преимущественно газоносная (Амударьинская) или нефтегазоносная (Прикаспийская), битумонефтегазоносная (Западно-Канадская). Провинции можно различать и по общей региональной структуре: положительная (Волго-Уральская), отрицательная (Амударьинская), моноклинальная сочленяющая (Западно-Канадская). Допустима дифференциация провинций также по общей величине и плотности ресурсов нафтидов.

Границы между областями различными авторами проводятся неодинаково. "В случае четкого геологического контроля нефтегазоносности границы НГО проводятся: а) по наиболее повышенным участкам региональных поднятий (т.е. погребенным "водоразделам"); б) по осевым наиболее погруженным частям региональных впадин (т.е. по "тальвегам"). Такое проведение границ дает возможность оконтурить области питания (генерации) и аккумуляции УВ, позволяя рассматривать как единое целое весь процесс формирования скоплений УВ, но при этом приводит к объединению в одну область территорию с разными плотностями запасов" [5, с.370]. Применение такого подхода вылилось бы в объединение в одну область сопряженной пары: отрицательной структуры (преимущественного генератора УВ) и положительной (преимущественного аккумулятора нафтидов), для которой была бы свойственна значительная внутренняя неоднородность показателей нафтидоносности, нарушающая провинциальный принцип нафтидного районирования. Поэтому при определении границ подразделений провинциальной системы генетический подход вопреки некоторым существующим определениям [1] должен быть полностью исключен.

Границами между подразделениями провинциальной системы могут служить линии, вдоль которых наблюдается наиболее четкая смена тех или иных показателей однородности нафтидоносности: региональных и локальных тектонических, стратиграфических, литологических, геохимических, ресурсных. Эти границы, как правило, проходят не по тальвегам и гребням (водоразделам) региональных структур, а по склонам последних, охватывая части со сходными скоплениями нафтидов. Именно такой принцип проведения границ по склонам региональных структур, позволяющий четче выделять области с примерно равными плотностями запасов [5], должен быть положен в основу разграничения подразделений разного ранга провинциальной системы нафтидного районирования, в частности областей, районов и участков.

На начальных этапах становления и развития бассейнового учения основными элементами районирования сложнопостроенных бассейнов признавались области и районы, которые выделялись вопреки генетическому (бассейновому) принципу: по сходству тектонического строения, стратиграфического диапазона нефтегазоносности, более общего в областях и частного в районах [3]. В такой трактовке области и районы должны совпадать с соответствующими элементами провинциальной системы, и необходимость в их самостоятельном, независимом от этих подразделений выделении (являющихся со своей стороны логическими элементами целостной системы, построенной по единому не генетическому, а синтетическому принципу) отпадает. Для устранения этого противоречия В.Б. Оленин [4] ввел понятие об ареале зон нефтегазонакопления, представляющем собой пространственно обособленную совокупность зон нефтегазонакопления, выраженных структурными (Из этой классификации ареалов видно, что могут быть не только структурные, но и иные элементы, объединяющие месторождения в зоны и ареалы: зоны несогласий, выклинивания, литологического замещения пород, рифовых построек и т.д.) элементами, генезис и строение которых обеспечивают общность условий формирования находящихся в данной области месторождений нефти и/или газа. Ареалы выделяются на основе генетического подхода и поэтому являются естественными подразделениями аккумуляционного ряда бассейновой системы районирования.

Что же касается таких более "мелких" аккумуляционных понятий, как зоны нефтегазонакопления (нафтидонакопления, нафтидоносности), месторождения, залежи нафтидов, то в их выделении все большую роль играет пространственное обособление, свойственное как провинциальной, так и бассейновой системам, в связи с чем они могут рассматриваться в качестве составных элементов в каждой из систем.

Нафтидным месторождением (Термин местоскопление, широко используемый А.А. Бакировым с соавторами [1], – отнюдь не более строгий, чем месторождение. Действительно, месторождением любого полезного ископаемого является не всякое природное скопление, а лишь то, "которое в качественном и количественном отношении может быть предметом промышленной разработки при данном состоянии техники и в данных экономических условиях" /Геологический словарь; Под ред. К.Н. Паффенгольца. - М.: Недра, 1973. - Т.1. - С.423.

Нет никакой разницы в понятиях месторождения нафтидов и других полезных ископаемых, в том числе гидротермальных, поскольку естественно, что, например, свинец, медь, ртуть как элементы возникают за пределами месторождения, а в нем приобретают лишь промышленную значимость. Если уж применять термин местоскопление, его следовало бы относить как к месторождениям (могущим эксплуатироваться, учитываемым в Государственном балансе запасов), так и к проявлениям (промышленного значения не имеющим).

Замена термина месторождение местоскоплением для нефти и газа потребовала бы отказа от термина месторождение и для всех других полезных ископаемых, что вряд ли будет когда-либо принято.) является обособленная в плане, пространственно связанная группа залежей или единичная залежь нафтидов, контролируемая единым локальным элементом, объединяющим совокупность тектонических (антиклинальных, приразрывных), стратиграфических, литологических, гидродинамических ловушек.

Понятие "промышленное значение" отделяет нафтидную залежь от проявления нефти, газа, газогидратов и битумов, промышленного интереса не представляющего. Промышленными можно считать притоки, измеряемые 1-5 т/сут и более для нефти и 1-10 тыс. м³/сут и более – для газа.

1. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, М.В. Бордовская, В.И. Ермолкин и др. - М.: Недра, 1993.
2. Кравченко К.Н. Структурная основа бассейновой системы нафтидного районирования: Автореф. дис... д-ра геол.-минер, наук. -М., 1994.
3. Нефтегазоносные бассейны земного шара / И.О. Брод, В.Г. Васильев, И.В. Высоцкий и др. - М.: Недра, 1965.
4. Оленин В.Б. Нефтегазогеологическое районирование по генетическому принципу. - М.: Недра, 1974.
5. Словарь по геологии нефти и газа/ Ред. К.А. Черников. - Л.: Недра, 1988.

Substantiation is provided for independency of basinal-onthogenetic and provincial-synthetic (based on principle of similarity of different-sized naphthyde accumulations) systems of naphthyde zoning. Recognition of basins, provinces and their parts involves to include not only oil and gas but all eaustobiolith components: naphthydes - oil, gas (including hydrated gases), bitumen, carbon, pyro-shales. The concept of polygenous multi-component series of caustobiolithic basins (and provinces) which supplement and incorporate ideas about naphthydebearing (bitumen-oil-and-gas bearing), coalbearing and shalebearing are proposed as the most common ones.

Subdivisions of provincial naphthyde systems of zoning: provinces, areas and regions are distinguished by accumulation similarity principle only, whereas genetic indices related to naphthyde onthogenesis should be placed into basinal system.

The main element among accumulational concepts of basinal system of zoning is considered to be an areal of oil and gas accumulation zones proposed by V.B.Olenin, and the general onthogenetic naphthyde zonation is based on recognition within the basins - slopes, crests, thalwegs, bottom, overbottoms, flanges, phase zoning, delineation of fields characterized by different-scale generation, migration, accumulation, conservation and naphthyde losses.