1.1.3. Нестандартные условия формирования углеводородных залежей

А.А.Граусман (1997) обратил внимание на резко различные условия формирования УВ-залежей на территориях распространения многолетнемерзлых пород, разделив таковые на «морозные» и «мерзлые». «Морозные» породы – породы с высокой минерализацией подземных вод, остающиеся, несмотря на отрицательные температуры, в жидком состоянии; общее охлаждение недр в хорошо изолированных горизонтах (в частности, в подсолевых вендских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы) из-за сжатия флюидов приводит к формированию аномально-низких пластовых давлений (АНПД), дегазации нефти, перетокам флюидов из горизонта в горизонт, в том числе, и сверху вниз. «Мерзлые» породы – с низкой минерализацией подземных вод – образуют монолитную мерзлую плиту, всем своим весом давящую на нижележащие не мерзлые и потому пластичные породы. Возникающее таким образом добавочное геостатическое давление в верхах осадочного чехла (мезозой Алдано-Вилюйского прогиба – В.Б.Арчегов, 1988) создает выжимающий, «криогенный» напор на нижележащие толщи: в высокопроницаемых породах (мел и юра), где подземные воды легко отжимаются по латерали, возникают АНПД, а в пластах с затрудненным водообменном (низы триаса и перми – АВПД). Предложенная А.А.Граусманом схема удовлетворительно укладывается в соответствующих отложениях Западной Якутии [15].

Л.Д.Дучков с соавторами (1997) создали «Геотермический Атлас Сибири». Тепловой поток, измеряемый в мвт/м², позволяет выявлять некоторые особенности геологического строения региона и производить районирование, косвенно влияющее на нефтегазоносность.Так, например, в Прибайкалье отчетливо видны Жигаловская аномалия северо-восточного простирания (более 50 мвт/ м² на фоне 30-40 мвт/м²; напомним, что к ней приурочено уникальное по реальным запасам Ковыктинское газоконденсатно-гелиевое месторождение). Также отчетливо выделяется поперечная к простиранию Непско-Ботуобинской антеклизы тепловая аномалия, совпадающая с поясом разрывов, к которым приурочены Талаканское и Верхнечонское крупные по запасам нефтегазоконденсатные месторождения. И, в частности, с Байкальским рифтом совпадает высококонтрастная тепловая аномалия (более 200 мвт/м²). На карте температур на глубине 5 км Жигаловской аномалии соответствует температура 100⁰С, а Байкальскому рифту – 200⁰С. Тепловая съемка позволяет также определять толщину зоны отрицательных температур; в частности, в Тунгусской синеклизе она достигает 200 м, тогда как на Анабарской антеклизе, Вилюйской синеклизе и Предверхоянском прогибе толщина «мерзлых» и «морозных» пород колеблется от 600 до 1400 м ^*).

Ю.Я.Большаков с соавторами (1998) пропагандирует нетрадиционное объяснение планового несоответствия залежей нефти и газа с антиклинальными структурами на севере Западной Сибири в юрских и нижнемеловых отложениях. На таких гигантах как Уренгой, Ямбург, Новый порт и других «смещение залежей относительно сводов антиклиналей настолько значительно, что разность отметок ГВК или ВНК достигает сотен метров» (Большаков и др., 1998). Авторы объясняют это капиллярным экранированием залежей по латерали; в гидрофильной поровой среде капиллярное давление препятствует заполнению углеводородами мелкопористых разностей пород; напротив, в гидрофобных коллекторах углеводороды оттесняются в мелкопоровые полости, а пластовая вода занимает крупнопоровые емкости [6]. Приводимые авторами соответствующие расчеты, в частности, по Южному нефтяному месторождению, удовлетворительно объясняют наблюдаемое распределение газа, нефти, воды [15].

Заметим, что прямое гидродинамическое экранирование далеко не редкость в нефтегазовой геологии. Ярчайшим примером является гигантское газовое месторождение Бланко-Месаверде (начальные запасы – более 425 млрд. м³) во впадине Сан-Хуан (Скалистые Горы, США). Оно приурочено к наиболее погруженной части впадины, где меловые песчаники до глубины около 2000 м газонасыщены и экранируются, видимо, напором подземных вод, поступающих во впадину из окружающих ее горных сооружений; при этом, само газовое скопление располагается гипсометрически выше абсолютной нулевой отметки (!) [15, 19].

Сходная картина наблюдается и в осевой части Западно-Канадского краевого прогиба – здесь на протяжении сотен километров наблюдается на относительно небольших глубинах (сотни метров) в меловых отложениях повсеместная, газонасыщенность песчаников, удерживающаяся также гидродинамическими силами. Оценка ресурсов газа этой синклинальной зоны достигает первых триллионов кубометров.

Не исключено существование подобных залежей и в недрах Вилюйской синеклизы и Предверхоянского прогиба, иначе говоря, Алдано-Вилюйского прогиба Приверхоянской краевой системы. Надежными признаками нефтегазоносности могут оказаться углеводородные гидраты в донных осадков морей. Они обнаруживаются даже в тропических морях (Bagirov, Lercha, 1997) [31]. Так, в донных осадках Мексиканского залива гидраты обнаружены на глубине моря 2200 м; установлено, что добавка этана к метану снижает необходимое давление и повышает температуру гидратообразования – например, 10% этана стабилизирует гидрат на глубине 60 м при температуре 6⁰С, тогда как чистый метан требует глубины более 400 м [19, 31].

^*) По устному сообщению главного геолога тематической партии ПГО «Ленанефтегазгеология» кандидата геолого-минералогических наук В.С.Ситникова подошва многолетнемерзлых пород, вскрытая скважиной Мархинская №1, определена на глубине 1657 м.

При изменении давлений и температур, в частности, из-за подводных оползней (турбидиты), гидраты разрушаются, выделяя огромную энергию (возникающая температура – 570⁰С) и могут образовывать грязевые диапиры. Они-то и являются надежным признаком гидрато- и газоносности донных и поддонных осадков; учет и выявление таких диапиров помогает также избежать всевозможных осложнений при бурении скважин (особенно нефтяного профиля) [15, 19, 31].