Ю.М. Саркисов, А.Г. Будагов, В.М. Кудымов (ВНИИгеофизика)

Современная технология подготовки объектов бурения на нефть и газ основана, как известно, на стандартах 2D и 3D сейсморазведки, позволяющих выявлять детальные особенности геометрического стиля и петрографии осадочных бассейнов.

Таким образом, налицо единая норма прогноза нефтегазоносных структур, как локальных, так и региональных, которая исключает какую-либо возможность целенаправленно избегать или минимизировать упомянутые издержки. Речь здесь, по существу, идет о принципах прямого действия, когда, дабы не пропустить углеводородную "руду" в пустой вмещающей породе, приходится повсеместно проводить геофизическое опоискование соответствующих форм рельефа поверхности фундамента и опорных границ осадочного чехла и последующую буровую проверку на нефтегазоносность создаваемого при этом всего фонда локальных структур. Так было, есть и будет до тех пор, пока на правах реального критерия в каждом конкретном осадочном бассейне не будут использоваться особенности проявления системы миграции углеводородных флюидов от источника до коллектора. Такой критерий, однако, нельзя получить ни исходя из алгоритмов господствующих ныне парадигм о составе, инфраструктуре и объеме земной коры, литосферы и астеносферы, слагающих подбассейновую часть разреза тектоносферы, ни из органогеохимической концепции происхождения нефти и газа. Данная проблема решается на основе не слоисто-блокового [1], а доменно-канального (Саркисов Ю.М., Карус Е.В., 1986) алгоритма геологической интерпретации данных региональной сейсмо-, магните- и электроразведки. Эти методы изучения глубинных недр характеризуются, как известно, наиболее высокой взаимосогласованностью своих конечных результатов и в то же время с наименьшей степенью опосредованности отражают геологическую сущность этих недр.

Одна из них имеет дискретную форму и характеризуется сейсмической мутностью [2], т.е. насыщенностью точками и площадками преломлений, отражений и обменов сейсмических волн. Точки и площадки образуют дискретные сейсмические границы, объединяющиеся также в дискретные блоки и глыбы – домены переменных размеров по вертикали и горизонтали. Эта составляющая сейсмического поля внебассейновой части разреза тектоносферы отражает относительно высокую вертикальную и горизонтальную неоднородность упругих свойств среды прохождения сейсмических волн и ее высокую вязкость (жесткохрупкость).

Соотношение между сейсмически мутными жесткохрупкими доменами и сейсмически прозрачным пластичным непрерывным слоем и генетически связанными с ним каналами устойчиво проявляется в трехъярусном их сопряжении (рис. 1).

Положительные магнитные аномалии DТ_а рассматриваются авторами как магнитно-мутная составляющая поля, тогда как отрицательные аномалии отвечают магнитно-прозрачной составляющей. В первом случае мы имеем дело с породами, реагирующими на главный диполь Земли, а во втором – с породами, индифферентными к этому диполю.

В профильном варианте кривая DТ_а более градиентна (иногда резко градиентна) в пределах магнитно-мутной составляющей, тогда как магнитно-прозрачная составляющая характеризуется значительной сглаженностью.

Пространственное сравнение обеих составляющих сейсмического поля с соответствующими составляющими аномального магнитного поля показало обратную их взаимосвязь, т.е. мутная составляющая одного поля адекватна прозрачной составляющей другого поля и наоборот. Это дает основания полагать, что источником магнитно-мутной составляющей аномального магнитного поля в основном является магнетит, концентрируемый в сейсмически прозрачном непрерывном пластичном слое среднего яруса и канальных формах верхнего яруса внебассейновой части разреза тектоносферы за счет процессов серпентинизации ультрабазитов.

Фиксируемые на разных глубинах кровля и подошва проводящих пород коррелируются не в виде традиционных проводящих стратиформ, изолированных друг от друга непроводящими стратиформами, а как замкнутая электропроводящая цепь среди высокоомных доменов разной конфигурации (рис. 2).

Пространственное сравнение обеих этих компонент с упомянутыми составляющими сейсмического и аномального магнитного полей показало, что непрерывная проводниковая компонента магнитотеллурического поля качественно коррелируется с непрерывными, т.е. прозрачной мутной, составляющими соответственно сейсмического и аномального магнитного полей. В этой связи можно предполагать, что электропроводимость во внебассейновой части разреза тектоносферы обеспечивается циркуляцией минерализованных флюидов и частично магнетитом в серпентинизированных ультрабазитах непрерывного слоя среднего яруса и канальных формах нижнего и верхнего ярусов.

1. Рассматривая результаты нетрадиционной доменно-канальной геологической интерпретации всех трех упомянутых геофизических полей в целом, можно видеть, что одни компоненты этих полей являются новообразованными, другие – реликтовыми.

Все неоднородности внутри доменов, как бы контрастно они ни выражались в современных геофизических полях, утратили свое индикатирующее геотектоническое свойство начиная, по-видимому, с конца докембрия. С этого рубежа геологической истории Земли такими свойствами стали обладать сами домены как новые тектонотипы в целом.

Геохимический аспект этой генерации имеет двухстадийный характер (Саркисов Ю.М., Вольвовский И.С., 1991). На первой стадии окисленный углерод и свободный водород подлитосферной нижней астеносферы, где их углеводородный синтез невозможен в силу жестких РT-условий, поступают по многоканальной системе между доменами литосферы в надлитосфер-ную верхнюю астеносферу. На второй стадии эти ингредиенты вступают в реакцию (синтез) Фишера-Тропша (nСО+(2n+1)Н₂ -> С_nН_2n+2+nН₂O) с образованием углеводородных флюидов, воды и тепла при катализаторах группы металлов ультрабазитовой ассоциации пород (Fe, Cr, Ni, Co) [3]. При этом наиболее оптимальными РТ-условиями для протекания данной реакции являются давление 200-300 МПа и температура 200-300 °С.

Наряду с другими по составу флюидами углеводородные флюиды внедрялись и внедряются в вышележащие гранитно-метаморфический и бассейновый комплексы пород земной коры по множеству каналов вертикального и наклонного дренирования верхней серпентинит-ультрабазитовой астеносферы. При этом конечным пунктом эманации углеводородных флюидов являлись и являются атмосфера (дегазация Земли, по П.Н. Кропоткину и Б.М. Валяеву) и бассейновый разрез земной коры, где наилучшим образом реализовывались и реализуются коллекторские и консервационные свойства пород, а также образуемые ими локальные геометрические формы, способные концентрировать значительные объемы углеводородов, причем только те из них, которые располагались и располагаются над терминалами вертикального и наклонного канального дренирования в земную кору серпентинит-ультрабазитов верхней астеносферы. В использовании этого критерия авторы, собственно, и видят способ составить из непродуктивных локальных структур Красную книгу, повышая тем самым перспективы нефтегазоносности остальных локальных структур.

Вполне вероятно, что процесс дренирования верхней астеносферы в земную кору происходил и происходит импульсно, в том числе и за счет накопления в ней до критической массы углеводородных и других флюидов, что в свою очередь отражалось и отражается в сотрясаемости жесткохрупких гранитно-метаморфических доменов верхнего яруса тектоносферы (Саркисов Ю.М., Вольвовский И.С., 1992). Представляется, что при таком подходе к пониманию природы и механизма мелкофокусных землетрясений на континентах, шельфах и островных дугах можно достичь существенного прогресса в решении и этой не менее важной научно-прикладной проблемы и в то же время связь сейсмичности с нефтегазоносностью использовать в качестве поискового критерия.

1. Глубинное строение территории СССР/Отв. Ред. В.В. Белоусов, Н.И. Павленкова, Г.М. Квятковская - М Наука, 1991
2. Николаев А.В. Сейсмика неоднородных и мутных сред - М Наука, 1973
3. Помогайло А.Д. Катализ иммобилизованными комплексами - М Наука, 1991

In the world practice of geologic-geophysical exploration for oil and gas a principle of sedimentary basins isolation into a self-producing and self-distributing closed hydrocarbon fluids system is dominated. This principle requires a serious alternative because it contributes to the increasing rise in price and the decreasing success ratio of oil and gas exploration activities. Such alternative may be achieved when a domain-channel algorithm of regional seismic, magnetic and electric surveys data is used for geological interpretation. According to this interpretation, a basement of sedimentary basins is represented as a combination of rigid-fragile domains of predominantly granite-metamorphic composition and the raising vertical and inclined interdomain channels from subdomain serpentinite ultrabasitic elastic layer. A high degree of spatial correlation between commercial and non-commercial hydrocarbon pools of the sedimentary cover and linear arched and ring-shaped strikes of the basement's interdomain channels is recorded in a number of major oil-and-gasbearing provinces. This fact definitely points to oil-and-gas generation and migration potential of subdomain serpentinite-ultrabasitic base and its draining interdomain channels. This potential application will allow more specifically to identify the development zones of oil and gas potential objects for detailed geophysical survey and prospecting drilling in the sedimentary basins.

Рис.1. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ГЕОТРАВЕРСУ ЭМБА - КОЛПАШЕВО

Комплекс пород (Vp, км/с) 1 - осадочный (< 5,8), 2 гранитно-метаморфический (5,8-6,3), 3 - серпентинизированных ультрабазитов (6,4-6,8), 4 - гранулитобазитовый (6,9-7,4), 5 - эклогитовый (8,1-8,6), 6 направление пластического течения, К₀ - поверхность гранитно метаморфического фундамента, сейсмическая граница k₁ - Ферча, К₂ - Конрада, М - Мохоровичича

Рис.2. МАГНИТОТЕЛЛУРИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ СИНЕКЛИЗЫ (по данным И.А. Яковлева)

Породы 1 - высокого электрического сопротивления (n (10³ -10⁴) Ом · м); 2 - низкого электрического сопротивления (n( 10-10²) Ом · м); 3 - верхние и нижние кромки проводящих пород на стоянках МТЗ