Файл: Завьялов В.М. Условия аккумуляции нефти и газа и закономерности размещения их в Днепропетровско-Донецкой впадине.pdf

Например, H. И. Иванец (І968) посредством палеоструктурныХ построений реконструировала процесс захоронения и преобразова­ ния органического вещества в отложениях, принимаемых за нефтематеринские (нижний карбон). Восстановление эволюции возмож­ ных термодинамических условий в течение геологической истории развития региона привело этого автора к заключению, что повы­ шенная газонасыщенность осадочной толщи на юго-востоке явля­ ется результатом термического превращения нефтей и органического вещества пород.

По поводу такого представления необходимо заметить следую­ щее. Во-первых, Н. И. Иванец делала свои выводы в отношении размещения нефтяных и газовых скоплений, основываясь на пред­ ставлении, что нефть продуцировали породы нижнего карбона. Но, по убеждению ряда ведущих исследователей, разрабатывающих проблему образования нефтяных углеводородов из ископаемого рассеянного органического вещества, нефть и газ способны генери­ ровать почти все осадочные породы, если они находятся в соответ­ ствующих условиях, определяемых в основном высокой температу­ рой, повышенным давлением, а также каталитическим влиянием самих пород. Следовательно, если основываться на этом мнении, то при реконструкции в Днепровско-Донецкой впадине процесса об­ разования нефтяных углеводородов из рассеянного органического вещества должны быть получены существенно иные выводы в от­ ношении объяснения наблюдаемого здесь распределения залежей нефти и газа. Во-вторых, вряд ли возможно допущение, что на юговостоке Днепровско-Донецкой впадины под воздействием метамор­ физма произошло полное уничтожение нефтяных залежей. Подобно­ му .воззрению противоречит, в частности, схема геохимической зо­ нальности процессов образования нефти и углеводородного газа из органического вещества осадочных пород В. А. Соколова (1965, 1968). Согласно этой схеме образование нефти может происходить в зоне термических термокаталитических и гидрогенизационных про­ цессов до глубины примерно 6—7 км. Ниже находится газовая зо­ на, температура ,в которой составляет 150—200°С и выше. В этой-тр зоне, по представлениям В. А. Соколова, и происходит распад жид­ ких углеводородов с образованием метана и других газообразных углеводородов. Скорость метаморфизма нефти должна увеличивать­ ся по мере ее погружения и роста температуры. В юго-восточной ча­ сти Днепровско-Донецкой впадины на многих площадях отложения нижнего карбона, принимаемые Н. И. Иванец за нефтематеринские, залегают на глубинах, на которых возможно образование жидких углеводородов согласно схеме В. А. Соколова. Необходимо также учесть, что значительная часть нефти могла мигрировать в вышеле­ жащие горизонты, где существуют более благоприятные условия для ее сохранения. Следовательно, распространение на юго-востоке впадины в верхней части осадочного комплекса газовых месторож­ дений не может быть объяснено исключительно метаморфизмам нефтей.

щейся во впадине вертикальной и площадной зональности распро­ странения нефтяных и газовых залежей является различие в мощ­ ностях осадочной толщи и глубинах ее погружения, отмечаемое между соответствующими зонами. Оно вызвало различия в степени регионального метаморфизма генерирующих нефть и газ отло­ жений этих зон и в условиях миграции в них углеводородов. Пред­ полагается, что увеличенная мощность отложений на юго-востоке, впадины обусловила менее благоприятные условия для вертикаль­ ной миграции, нефти, образовавшейся в то время, когда нефтематѳринские отложения (нижний карбон, девон) были погружены здесь на меньшие глубины. В результате жидкие углеводороды вы­ нуждены были мигрировать по пластам в прибортовые зоны впади­ ны, к которым приурочены залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях. Впоследствии в мощную толщу осадочных обра­ зований по омоложенным разломам проникли газы, образовав­ шиеся на больших глубинах при дальнейшем погружении отло­ жений.

Схема формирования месторождений нефти и газа ДнепровскоДонецкой впадины Л. В. Токарева представляется нам не во всем убедительной. Разделяя его заключение о недавнем образовании газовых месторождений, мы не можем согласиться с утверждением, что в юго-восточной части впадины ів домезозойское время не име­ лось условий для проникновения жидких углеводородов в верхние горизонты осадочной толщи. Увеличение мощности осадочного комплекса примерно на 2—3 км не могло полностью исключить воз­ можность вертикальной миграции нефти, тем более, что эта часть впадины характеризуется более высокой тектонической актив­ ностью.

Некоторые исследователи объясняют рассматриваемую особен­ ность ів распределении во впадине зон преимущественного распро­ странения нефтегазовых или газовых месторождений различными значениями геотемпературного поля. В. Е. Карачинский (1965), ис­ следуя соотношение между температурным полем и размещением месторождений нефти и газа на территории Донецкого авлакогена и альпийской складчатой области юга Европейской части СССР,

пришел к заключению, что существует коррелятивная связь между составом углеводородов в залежах и характером геотемпературно­ го поля —газовые и газонефтяные месторождения тяготеют к райо­ нам современных геотемпературных максимумов, а нефтяные — к зонам пониженных температур. По мнению названного автора, данная взаимосвязь носит статистический характер и удовлетворяет требованиям термодинамической устойчивости различных групп углеводор одH ых соеди нений.

Представление о тесной взаимосвязи размещения месторожде­ ний нефти и газа с величиной фоновых температур в нефтегазонос­ ных провинциях разделяется также В. Г. Осадчим и Э. Б. Чекалю-

68

ком (1967). Переход от нефтяных и нефтегазовых месторождений к газовым, совершающийся в направлении повышения фоновых темпе­ ратур, рассматривается ими как результат влияния ряда факторов на деструкцию (метанизацию) нефтей. Повышение температуры вы­ зывает ускорение процессов деструкции и метап-шзациш иеф'тей, резко изменяет их физико-химические свойства. Значительное влия­ ние геотермической активности на размещение нефтяных и газовых месторождений в Днепровско-Донецкой виаднне признается Б. С. Воробьевым и Е. Е. Вороным (1967).

Рассмотрение общего характера температурного поля Днепров­ ско-Донецкой впадины показывает, что на его значения оказывает влияние ряд факторов: литолого-фациальный состав пород, гидро­ геологические условия и т. п. Особенно зависит оно от тектониче­ ской напряженности. Геотермическая карта Днепровско-Донецкой впадины, на которой изображены глубины залегания изотермы 50°С (Застежко, Терещенко, Лурье, 1967), обращает на себя внима­ ние значительной неоднородностью температурного поля. В целом для региона характерно повышение залегания поверхности с темпе­ ратурой 50°С в юго-восточиом направлении — от Черниговского вы­ ступа кристаллического фундамента к складчатому Донбассу. На фоне общего закономерного изменения изотермической поверхности выделяются локальные положительные и отрицательные геотерми­ ческие аномалии. Многие отрицательные аномалии 'связаны с,соля­ ными штоками, а положительные геотермические аномалии фикси­ руются в основном на нефтегазоносных структурах. Разница между фоновыми и аномальными значениями температур достигает на срезах 1500—2000 м 10—15°С. Структурам с положительными гео­ термическими аномалиями свойственны также глубинные гидрохи­ мические аномалии и аномалии в составе и упругости растворенно­ го газа. Эти аномалии свидетельствуют о наличии восходящей внут­ ренней разгрузки флюидов из нижележащих горизонтов в вышеле­ жащие и подтверждают мнение о формировании скоплений нефти и газа путем вертикальной миграции.

Таким образом, фактические данные свидетельствуют о повы­ шении фоновых температур в регионе по мере приближения к Дон­ бассу.

Безусловно также, что различная термодинамическая устой­ чивость различных групп углеводородных соединений играет суще­ ственную роль в распределении нефтяных и газовых скоплений в земной коре. Однако представляется спорным, что наблюдаемое увеличение фоновых температур на юго-востоке впадины (до 10— 15°С) явилось причиной полнейшей деструкции нефтей. К этому следует добавить, что имеются районы, где газовые месторождения находятся в зонах, температурное поле которых ниже температур­ ных полей зон распространения месторождений нефти.

69

(Стерлин, Тхоржевский, 1964; Завьялов, Старинский, 1965 и др.). Мнение о 'молодом возрасте скоплений углеводородов на юговостоке можно •подкрепить сведениями о газонасыщенности подзем­ ных вод палеозойских отложений Днепровско-Донецкой впадины. Как'отмечает В. А. Терещенко (1966), здесь в водоносных комплек­ сах -палеозоя в направлении от бортов к осевой части ипад-ины и вдоль ее оси с северо-запада на юго-восток отмечается концентри-? чеокая зональность растворенных в воде газов, выражающаяся в последовательной омене газов азотного состава через углеводород- но-азотные и азотно-углеводородные газами углеводородного (пре­ имущественно метанового) состава. На юго-востоке региона кон­ центрация углеводородных газов в отложениях нижнего карбона достигает 1300—1500 см3 /л. Давление насыщения растворенного газа возрастает до 3000 кгс/см2 и выше; отношение давления насы­

щения к пластовому давлению близко к единице.

Изложенное свидетельствует о том, что приуроченность макси­ мальной насыщенности подземных вод палеозоя углеводородными газами к юго-восточной мобильной части Днепровско-Донецкой впадины и распространение на этой территории многочисленных газовых месторождений могут быть обусловлены одной причиной — периодическим или постоянным поступлением в верхнюю часть осадочной толщи углеводородных газов. Но как объяснить отсутст­ вие на этой территории залежей нефти? На данный вопрос можно ответить только в том случае, если будут известны и различия в ус­ ловиях нефтегазообразования, характерных для западной и восточ­ ной часта впадины.

О том; что процесс образования углеводородов в разных участ­ ках земной коры имеет свои особенности, свидетельствует широко распространенная дифференцированность в размещении скоплений нефти и газа '. В пределах нефтегазоносных провинций выделяются преимущественно нефтеносные или газоносные районы. Известны, например, территории, где широко распространены только скопле­ ния нефти. Так, из 187 залежей Южной Э.мбы лишь одна газовая, а на Жигулевском валу все 45 залежей нефтяные (Никонов, 1967). Наряду с нефтеносными и нефтегазоносными районами установле­ ны крупные газовые районы. К ним относятся северные и восточные районы Западной Сибири, восточные районы Коми АССР, южные районы Краснодарского края, центральные и западные районы Ставропольского края, районы Западного Узбекистана, север и во­ сток Туркменской ССР, Лено-Вилюйская провинция Якутской АССР и др. («Газовые месторождения СССР». Справочник. Изд. 2-е, доп. и перераб. М., «Недра», 1968. 686 с ) .

1 Определенную площадную обособленность газоносных зон отметил еще в

1954 г. И. В. Высоцкий. Впоследствии особенности дифференциального размеще­ ния скоплений нефти и газа рассматривались в работах В. Ф, Никонова (1966 и др.). Ф. Г. Гурари и др. (1967), С С, Эллерна (1967) и др.

70