ОСОБЕННОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

ЗАКОНОМЕРНОСТИ В РАСПРЕДЕЛЕНИИ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

ГЛАВА XI

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от кембрия и кончая верхним плиоценом. Они встречаются также в более древних, докембрийских и в более молодых, четвертич­ных отложениях. Однако в общем балансе добычи и запасов этих полезных ископаемых их скопления в докембрийских и четвертич­ных отложениях существенной роли не играют.

Распределение скоплений нефти и газа в одних и тех же страти­графических комплексах различных стран мира неравномерно (табл. 58). Рассмотрим для примера отложения плиоцена. Хотя они широко развиты во многих странах и достигают часто весьма значительной мощности (до 1000 м и более), их промышленная нефтегазоносность установлена лишь в Калифорнии и Примексикан-ской впадине (США), Италии, Югославии, Индии, Бирме, Японии, Индонезии, на о. Борнео, в Венесуэле, на Тринидаде, в СССР — в Предкавказье, Закавказье, Средней Азии и на Сахалине. В других странах и районах в этих отложениях скопления нефти и газа либо совсем отсутствуют, либо известны в незначительных количествах.

Примерно то же самое можно сказать об отложениях всех стра­тиграфических возрастов. Более того, отложения одного и того же возраста, высокопродуктивные в одном районе, оказываются непро­дуктивными в соседнем. Например, в Западно-Сибирской низмен­ности основные продуктивные горизонты расположены в юре и меду;

в то же время промышленные залежи газа и нефти в сеноманских отложениях тяготеют к северным и восточным районам низменности;

в западных и южных районах Западной Сибири эти отложения непродуктивны. В Аму-Дарьинской области в ее северо-западных районах диапазон нефтегазоносности охватывает отложения юры и верхнего мела, в юго-восточных районах этой же области про­дуктивные горизонты приурочены к отложениям только юры. В западно-Туркменской области в ее северной части этаж нефтегазо­носности охватывает средний и верхний плиоцен (красноцветная толща, акчагыл и апшерон); в южной же части области продуктивны только низы красно цветной толщи среднего плиоцена. Аналогичные

 


 

 

 



 


примеры могут быть приведены по более древним отложениям и дру­гим нефтегазоносным областям и провинциям мира.

Таким образом, даже широко распространенные в том или ином стратиграфическом комплексе скопления нефти и газа встречаются не повсеместно, а приурочены лишь к определенным районам и областям. Подобное распределение скоплений нефти и газа свя­зано с литолого-фациальными условиями образования включающих их свит и историей тектонического развития каждой конкретной области и района.

Из табл. 58 следует,что в большинстве стран мира промышлен­ные скопления нефти и газа чаще всего встречаются в неогеновых, палеогеновых и мезозойских отложениях. Скопления нефти и газа в палеозойских отложениях концентрируются преимущественно в Северной Америке, в Южной Америке, Африке, Австралии, Запад­ной Европе и в СССР. В США максимальное количество залежей приходится на девон и карбон. Анализ распределения залежей нефти и газа в СССР по стратиграфическим комплексам показал, что максимальное количество залежей приходится на кайнозойскую группу (более 1600 залежей). Палеозойские отложения занимают второе место (более 1100 залежей). По мере развития геологоразве­дочных работ в Западно-Сибирской низменности и Средней Азии приведенное распределение залежей по стратиграфическим ком­плексам в СССР будет изменяться в сторону увеличения удельного веса залежей мезозойского комплекса.

Однако распространенность скоплений нефти и газа в отложе­ниях того или иного возраста еще не говорит о количестве этих полезных ископаемых в данных отложениях. О распределении сум­марного количества нефти и газа можно получить представление, рассматривая добычу и запасы этих полезных ископаемых по соот­ветствующим стратиграфическим интервалам. Попытка оценить добычу и запасы нефти по системам и группам предпринималась Распределение добычи и запасов нефти

Группа   По И. М. Губкину, 1927   По В. А. Успен­скому и 0. А. Радченко, 1947 г.      
Суммарная добыча по 1927 г. включительно   Добыча за 1927 г.   Суммарная мировая про­дукция на 1/1 1943 г.  
Кайнозойская ..........   40 22 36   56,2 29,2 146   53,06 17,02 29,92      
Мезозойская ..........  
Палеозойская ..........  
   

в разное время различными исследователями. Некоторые данные по этому вопросу приведены в табл. 59.

По М. И. Баренцеву и др. (1966) распределение запасов газа на земном шаре следующее: кайнозой—33%, мезозой—38%, палеозой — 29% от общих запасов газа, т. е. примерно такое же, что и для нефти.

Скопления нефти и газа неравномерно распределены по разрезу различных областей. Почти в каждой области среди стратиграфи­ческих комплексов отложений, содержащих эти полезные ископаемые, встречаются отложения пустые или содержащие лишь незначитель­ные признаки их.

В табл. 60 приведена динамика добычи нефти и природного газа в СССР по геологическим группам, из которой видно, что в 1958 г. основная добыча газа в СССР производилась из кайнозойских и палеозойских отложений, а в 1966 г. — из мезозойских и палео­зойских. К 1970 г. удельный вес добычи нефти из палеозойских отложений сохранится на уровне 70%.

Неравномерно распределение добычи и запасов нефти и газа по возрасту вмещающих отложений отмечается также и при рассмот­рении отдельных стран и районов. Распределение запасов газа и нефти в СССР на 1 января 1966 г. по группам приводится в табл. 61.

В табл. 62 приведены данные о стратиграфическом распределе­нии залежей 236 крупнейших месторождений капиталистических стран. Как видно из табл. 62, наибольший их процент приходится на миоцен-олигоцен и палеозой. Следует обратить внимание и на неравномерность распределения запасов среди выявленных месторождений. Так, по данным К. Кне-бел (1956), основные запасы нефти (более 80%) капиталистических стран приурочены всего к 236 месторождениям. По данным М. И. Ва-ренцова и др. (1966) на территории США открыто около 9 тыс. нефтя­ных месторождений, из них 230 относится к категории крупных Таблица 59

в мире по возрастным группам в %

    По А. И. Леворсеву, 1956   По А. Я. Кремсу, 1954   По Г. М. Кнэ-бел, 1956   По м. к. Ка-линко, 1964  
Суммарная добыча на 31/XII 1947 г.   Первоначальные запасы на 3.1/XII 1947 г.   Суммарная добыча на 1953 г.   Первоначаль­ные запасы (236 месторо­ждений)   Первоначаль­ные запасы  
    58.1 23,9 18,0   58,1 26,9 15,0   48 19 33   38,2 52,7 9,1   28 43 29  

 


Таблица 60

Динамика добычи нефти и природного газа в СССР по геологическим группам, % от общей добычи (по С. П. Максимову и В. А. Кирову)

Группа   Газ   Нефть  
t940 г.   1958 г.   1965 г.   Возмож­ная до­быча за 1966-1970 гг.   1958 г.   1965 г.   Возмож­ная до­быча за 1966— 1970 гг.  
Кайнозойская .... Мезозойская .... Палеозойская ....     54,00 0,50 45,50   21,16 40,00 38,84   16,70 51,80 31,50   22,42 24,31 53,27   8,47 7,49 74,04   10 20 70  

Таблица 61

Распределение запасов нефти и газа СССР (категории A+B+Ci) по группам, % от общих запасов (по С. П. Максимову и В. А. Кирову)

Группа   Газ   Нефть  
Кайнозойская ..........   19,8   14,8  
мезозойская   58,4   24,2  
Палеозойская ..........   21.8   61,0  

Таблии'а 62

Распределение крупных месторождений и запасов нефти в мире по возрасту продуктивных толщ, % (по К. Кнебел, 1956)

            Запасы   Количество  
    Запасы   Количество   крупных   крупных  
-Воараст продуктивной толщи   крупных месторожде­   крупных месторожде­   месторожде­ний (без   месторожде­ний (без  
    ний   ний   Среднего   Среднего  
            Востока)   Востока)  
« Плиоцен и плейстоцен . .   3,5   10,3   9,8   11,3  
Миоцен и олигоцен ....   28,7   32,6   33,7   31,9  
Эоцен и палеоцен .....   6.0 52,7   7,1 19,5   10,5 20.5   7,0 16,3  
Мезозой ..........  
Палеозой .........   9.1   30,5,   25,5   33,5  
   

с начальными запасами более 13,5млн. т. В крупных месторожде­ниях (2,5% от общего количества месторождений США) содержится 57,6% промышленных запасов нефти. Добыча из этих месторождений составляет около 45% всей добычи нефти США. Еще более сконцен­трированы запасы газа. Во всех капиталистических странах насчитывается около 70 крупных и крупнейших газовых и газонефтяньтх месторождений, в которых начальные запасы газа составляют около 9 трлн. м3. На пять крупнейших месторождений газа США приходится около 42% всех запасов газа, из которых добыча соста­вляет около 55%.

На 1 января 1966 г. в Советском Союзе было выявлено 440 место­рождений газа (свободного и газовых шапок).Из них 335 место­рождений (76,14%) относились к группе мелких и содержали 11,14% общесоюзных запасов; 80 месторождений (18,18%) относи­лись к группе средних и содержали 29,70% общесоюзных запасов и 25 месторождений (5,68%) относились к группе крупных и заклю­чали 58,36% общесоюзных запасов. В числе последних четыре месторождения (0,91%) содержали 29,15% общесоюзных запасов.

Уникальные и крупные месторождения газа распределены не­равномерно. В Волго-Уральской нефтегазоносной области распо­ложено только одно Коробковское уникальное месторождение, приуроченное к восточному склону Воронежской антекдизы. В Ухто-Печорской области открыто уникальное Вуктыльское месторожде­ние. В Предкавказье выявлены уникальное Северо-Ставропольское месторождение и крупные — Майкопское, Анастасиевско-Троицкое, Березанское, Ленинградское, Старо-Минское, Тахта-Кугультин-ское месторождения; в Предкарпатье крупными месторождениями являются Рудковское, Бильче-Волицкое; в Днепровско-Донецкой впадине расположено уникальное месторождение Шебелинское и крупное Ефремовское. В пределах Р^аракумской платформы от­крыто уникальное месторождение Газли, а также крупные месторожде­ния Ачакское, Байрамалийское, Майское, Зеагли-Дарвазинское и Теньгинское. В Западно-Туркменской области расположено круп­ное месторождение Камышлджа.

В Западно-Сибирской низменности открыты уникальные Тазов-ское, Губкинское, Ново-Портовское, Комсомольское месторождения. Вероятно гигантские размеры имеют Заполярное и Уренгойское месторождения. В Лено-Вилюйской области расположено уникаль­ное Средне-Вилюйское месторождение.

По данным С. П. Максимова (1964), аналогично распределяются и запасы нефти (рис. 154, а). Уникальные и крупные месторождения нефти в СССР размещаются в шести нефтегазоносных областях:

Волго-Уральской, Апшеронской, Предкавказской, Южно-Мангыш-лакской, Западно-Туркменской и Западно-Сибирской. В Волго-Уральской нефтегазоносной области открыто 12 уникальных место­рождений, в том числе Ромашкинское и Арланское, в Апшеронской — пять, в Южно-Мангышлакской — два, в том числе гигантское месторождение Узень; в Западно-Туркменской области — одно и в Западно-Сибирской области — несколько месторождений, в том числе Сосьвинско-Советское, Медвединское, Усть-Балыкское, Прав-динское, Белозерное. Распределение запасов нефти и газа по


Рис. 154. Распространение балансовых запасов нефти и газа по группам месторождений СССР на 1 января 1960 г. в % (по С. П. Максимову, 1964).

— количество месторождений в %; 3 — коли» чество запасов в %.

• нефть; б —газ1 1


стратиграфическим комплексам совпадает с распределением по этим же комплексам других горючих ископаемых — каменного угля и горю­чих сланцев, что объясняется общностью условий их образования. Неравномерное распределение запасов нефти и газа по разрезу является следствием периодичности процессов нефтеобразования и сопровождается качественными изменениями нефтей и газов.

При рассмотрении происхождения нефти и газа и условий их залегания в земной коре должны учитываться закономерные связи содержащихся в них углеводородных и неуглеводородных компо­нентов. Изменения свойств нефтей и газов по разрезу месторождений связаны с глубиной залегания продуктивных горизонтов и не зависят (в пределах отдельных месторождений) от их возраста. Несколько иная картина наблюдается при рассмотрении изменения свойств нефтей и газов по геологическим формациям в более широком плане.

При сопоставлении нефтей и газов по формациям в среднем по миру влияние глубины залегания продуктивных горизонтов на соответствующие показатели практически исключается. Одновозраст­ные горизонты в различных районах залегают на разных глубинах. Более того, учитывая специфику распределения скоплений нефти и газа по крупным тектоническим элементам, можно говорить, что более древние продуктивные горизонты в среднем залегают на меньших глубинах. Так, палеозойские отложения продуктивны на платформах, где глубина их залегания 2—2,5 км; третичные отложе­ния продуктивны главным образом в предгорных прогибах, где глубины залегания продуктивных горизонтов достигают 4 км и более;

мезозойские отложения занимают промежуточное положение. Вместе с тем с увеличением возраста продуктивных горизонтов наблю­даются примерно те же изменения в составе нефтей и газов, что и при увеличении глубины залегания в пределах месторождения.

Как видно из табл. 63, от кайнозоя к палеозою по группам отме­чается уменьшение плотности, увеличение содержания парафина, увеличение выхода легких фракций (до 200° С).

Средняя характеристика нефтей по геологическим формациям (по О. А. Радченко, 1965)



 


В общих чертах та же закономерность наблюдается и при рас-1 смотрении качества нефти по геологическим системам. Дж. Мак-Наб,| П. Смит и Р. Бете (1952) для нефтей США приводят аналогичные! изменения по геологическим системам (рис. 155).

По содержанию серы довольно отчетливо выделяются две группы нефти. В первой группе сернистых нефтей ее содержание превышает 1% (в среднем 1,56%). В группе малосернистых нефтей содержание серы обычно менее 0,5% (в сред­нем 0,24%).

 

Многие авторы отмечают частные изменения тех или иных свойств нефтей или вхо­дящихв них химических со­единений и элементов. Так, Д. С. Болл и соавторы, а также С. П. Максимов отмечают из­менение с возрастом содержа­ния азота в нефтях; С. М. Кат-ченко и Л. А. Гуляева — зако­номерное изменение с глубиной отношения ванадия к никелю;

Г. А. Амосов и др. — изменение оптической активности к т. д.

  Рис. 155, Содержание низкокипящих фракций в нефтях США (по Смиту и Бетсу).

Вполне естественно ожидать также изменения свойств попут­ных газов с возрастом вмеща­ющих пород. Анализ нефтей и попутных газов Европейской части СССР1 показал полное соответствие в изменении их свойств. Параллельно с измене­нием нефтей и газов во вмещающих толщах меняется состав битумов. Отмечается- закономерное изменение изотопного состава серы в нефтях в зависимости от возраста отложений (рис. 156). Уста­новленные закономерности подтверждают общую схему превращения органического вещества в земной коре, выдвинутую в свое время А. Ф. Добрянским. Установлена не только метанизация углеводо­родов во времени, но и другая сторона этого процесса — конденси-рование молекул. Как было указано в гл. IX, группа исследователей предложила гипотетическую кинетическую схему превращения угле­водородов. В соответствии с этой схемой превращения могут проис­ходить по цепной реакции. Началом цепной реакции может явиться отрыв радикалов (СН, или Н"'") от органической молекулы (М),

I — количество нефтей, содержащих более 20% углеводородов, вскипающих до 200° С; II — количество нефтей, содержащих менее 20% углеводородов, вскипающих до 200° С; 1 — нефти третичного возраста (112 образцов); 2 — нефти мезозойского возраста (33 образца); 3 — нефти палеозойского возраста (106 об­разцов).

1 Работа проведена автором совместно с С. П. Максимовым, А. А. Жухо-випкнм, Н. М. Туркельтаубом, Т. А. Ботневой и Р. Г. Панкиной.


который может произойти, например, под воздействием радиоактив­ной реакции. Дальнейшие воздействия непрерывно образующихся углеводородных радикалов на углеводороды обеспечивают: 1) раз­рыв нафтеновых колец; 2) метанизацию; 3) уменьшение молеку­лярного веса насыщенных углеводородов; 4) дегидрогенизацию нафтеновых углеводородов; 5) конденсацию ароматических колец, приводящую в конечном счете к графиту.

Рпс. 156. Закономерности изменения нефтей, попутных газов, битумов и изотопного соста­ва (6S34) серы в нефти по стратиграфическому разрезу

Физико-химическое тол­кование установленных закономерных изменений в составе нефтей и сопут­ствующих им газов и би­тумов в зависимости от стратиграфической глуби­ны их залегания говорит о необратимости процес­сов, обусловивших по­явление этих закономер-

ностеи в земной коре. Если справедливо это заключение, то наблюда­ющиеся закономерности находятся в явном про­тиворечии с представле­нием Н. А. Кудрявцева и А. Б. Порфирьева о еди­ной фазе миграции и фор­мировании залежей нефти в земной коре. Более того, они противоречат пред­ставлениям о вертикаль­ной миграции нефти снизу

вверх. Для объяснения наблюдающихся закономерностей неиз­бежно "приходится допустить многократное усиление процессов нефтеобразования в земной коре с последующим превращением во времени нефтей и газов (старение). Цикличность процессов битумо-и нефтегазообразования неоднократно отмечалась различными авто­рами (В. В. Вебер, И. О. Брод, Д. В. Жабрев, С. П. Максимов и др.). Весьма интересные выводы в этом направлении были сделаны С. П. Максимовым при детальном изучении условий формирования нефтяных и газовых месторождений в южных районах Волго-Ураль-ской области1. Здесь открыто 140 месторождений, содержащих 1 Изложение ведется по работе С. П. Максимова «Закономерности разме­щения и условия формирования залежей нефти и газа». Пзд-во «Недра», 1964. Монография удостоена премии им. И. М. Губкина за 1965 г.


 

 


535 залежей нефти и газа, в том числе подсчитаны запасы в 108 место­рождениях (в 403 залежах).

В распределении залежей по разрезу палеозойских отложений наблюдаются следующие закономерности.

1. Залежи нефти и газа в открытых месторождениях связаны с тремя системами: девонской (97 залежей), каменноугольной (324 залежи) и пермской (111 залежей). Исключением из этого правила является Коробковское месторождение, в пределах которого установлены три залежи газа в отложениях юрской системы.

Рис. 157. Распределение запасов нефти и газа по разрезу палео­зойских отложений южных районов Волго-Уральской нефтегазо-носной области в % (по С. П. Максимову, 1964).

1 — газ; а — нефть.

Промышленная нефтегазоносность приурочена к 26 стратиграфи­ческим комплексам отложений палеозоя. Границы промышленной нефтегазоносности отложений девона, нижнего и среднего карбона и перми в пространстве не совпадают и, очевидно, генетически не связаны.

2. Распределение запасов нефти и газа по разрезу палеозойских отложений, слагающих основные тектонические элементы иссле­дуемой области, показано на рис. 157. •

Может быть выделено четыре регионально выдержанных терри-генных комплекса нефти и газа, содержащих большую часть запасов и залежей в разрезе палеозоя.

а. Живетско-нижнефранский в девоне. В пределах Донского горстообразного поднятия в эту толщу следует включать верхне-франские и фаменские (кроме данково-лебедянских) отложения.


б. Визейский (малиновский надгоризонт, бобриковский и туль­ский горизонты) в нижнем карбоне.

в. Верхнебашкирский — верейский в среднем карбоне.На вос­точном склоне Воронежского свода и в некоторых участках в южной части Жигулевско-Пугачевского свода в этот комплекс следует включить отложения каширского горизонта московского яруса.

г. Нижнепермский (мергелистые фации).

Промышленные запасы резко снижаются как вверх,так и вниа,по разрезу от этих комплексов.

Приуроченность большей части залежей нефти и газа и их про­мышленных запасов к четырем терригенным комплексам палеозоя находится в генетической связи с цикличностью осадконакопления и нефтегазообразования на всей территории Волго-Уральской области. Как известно, на этой территории четко выделяются четыре цикла седиментации. «Цикличность палеозойского осадкообразова­ния на Русской и Северо-Американской платформах, по-видимому, обусловлена цикличностью колебательных движений, которые испы­тывают платформы в связи со своим развитием» (Успенская, 1952). Анализ этого процесса дан в работах В. В. Белоусова (1944, 1948, 1954), А. А. Бакирова (1948, 1951, 1954, 1960), М. Ф. Мирчинка и А. А. Бакирова (1951), А. А. Трофимука (1950, 1956), Л. Н. Роза­нова- (1957), И. О. Брода, М. Ф. Мирчинка и др. (1960), Н. В. Нево­лина и др. (1956). Этими работами доказано, что с цикличностью колебательных движений связана цикличность палеозойского осадко­накопления, которая в свою очередь периодически порождала благоприятные условия для нефтегазообразования.

История осадконакопления в пределах платформы связана с тремя циклами тектогенеза — каледонским, герцинским и альпийским.

Цикличность колебательных движений и осадкообразования привели к тому, что в разрезе палеозойских отложений два ком­плекса терригенных пород (девонский и нижнекаменноугольный) регионально прослеживаются по всей территории Волго-Уральской области, а среднекаменноугольный и нижнепермский терригенный и мергелистый комплексы развиты на относительно ограниченной территории. Полностью соответствует этому нефтегазоносность отло­жений. Следовательно, определенная закономерность в колебатель­ных движениях, происходивших в палеозойской эре на территории Волго-Уральской области, привела к цикличности седиментации и периодическому накоплению песчано-глинистых и глинисто-карбо­натных толщ, обогащенных органическими веществами. Только этим можно объяснить широкий стратиграфический диапазон нефте­газоносности и появление в разрезе четырех регионально продуктив­ных комплексов, с которыми связаны основные залежи нефти и газа палеозойских отложений и их промышленные запасы.

Таким образом, цикличность колебательных движений осадко­накопления и периодичности нефтегазообразования в палеозойских отложениях Волго-Уральской области являются единым процессом. Отмеченная цикличность осадкообразования в разрезе палеозойских отложений, несовпадение границ распространения промышленной I нефтегазоносности отложений девона, нижнего карбона, среднего карбона и нижней перми, выделение четырех продуктивных толщ, с которыми связаны основные промышленные залежи нефти и газа и их запасы, геохимические различия нефтей и газов указанных продуктивных толщ в пределах большей части исследованных месторождений дают возможность говорить о наличии в разрезе палеозойских отложений цикличности нефтегазообразования.

Из этого следует, что выделенные в разрезе четыре продуктивные толщи и их залежи генетически связаны с индивидуальными нефте-материнскими свитами в живетско-франских, нижне- и средне-визейских, верхнебашкирских — верейских и нижнепермских тер-ригенных образованиях.

Таким образом, цикличность процессов битумо- и нефтеобразо-вания, обусловленная геологической историей земной коры и отдельных ее участков, изначально вызывает неравномерное распро­странение скоплений нефти и газа в земной коре.

Все те области, где докембрийские породы (щиты) обнажены или подходят близко к поверхности, лишены месторождений нефти и газа. Скопления нефти и газа в центральных частях горных соору­жений отсутствуют. Если происхождение нефти и природных газов связывать с органическим веществом, то, очевидно, не следует ожидать месторождений этих полезных ископаемых на щитах, где нет осадочного покрова. В интенсивно дислоцированных областях отсутствие месторождений нефти и газа объясняется прежде всего плохими условиями сохранения залежей. В таких областях благо­приятные условия для существования залежей нефти и газа сохра­няются лишь в межгорных впадинах, выполненных слабодислоци­рованными- и неметаморфизованными осадочными породами.

С рассмотренной закономерностью тесно связано неравномерное распределение залежей нефти и газа в пределах одновозрастных геологических формаций. Наличие залежей нефти и газа в той или иной формации связано с ее распространением в том или ином круп­ном тектоническом элементе земной коры. Возраст продуктивных формаций изменяется по основным тектоническим элементам. Со­поставляя схему распространения известных скоплений нефти и газа с тектонической картой мира, можно сделать следующие выводы.

1. На древних (докембрийских) платформах основные продуктив­ные горизонты имеют палеозойский возраст.

2. В периферийных частях альпийской складчатой зоны и в меж­горных впадинах основной возраст продуктивных горизонтов палео­геновый, неогеновый и мезозойский.

3. В пределах эпигерпинских платформ основные продуктивные горизонты имеют мезозойский возраст.


4. В областях перехода от одной тектонической области к другой (например, от платформы к геосинклинали) в предгорных прогибах наблюдается наложение разновозрастных формаций друг на друга.

Примерно к таким же выводам несколько позже пришел М. К. Ка-линко (1964). Отмеченные закономерности имеют большое практиче­ское значение для открытия новых месторождений и поэтому заслу­живают детального рассмотрения.

До последнего времени количество запасов нефти и газа, разве­данных в пределах внутриплатформенных впадин, составляло не­большой процент от общего количества их запасов, разведанных •во всем мире. Открытие новой Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции показывает, что подобное положение является результа­том недостаточной разведанности. Очевидно, роль ресурсов нефти и газа, содержащихся в недрах внутриплатформенных впадин, пропорциональна площади их развития. И в этом отношении бога­тейшей в мире по ресурсам нефти и газа впадиной является Западно-Сибирская внутриплатформенная впадина. Хотя она еще недоста­точно разведана, можно отметить следующие геологические особен­ности в размещении скоплений нефти и газа в пределах этой впадины. Относительное количество месторождений и их масштабы в общем случае увеличиваются в глубь впадины. В более погруженных частях впадины увеличивается стратиграфический диапазон нефте­газоносности за счет появления новых продуктивных горизонтов.

Аналогичная закономерность характерна и для другой внутри-платформенной впадины — Мичиганской.

Значительное количество разведанных в мире запасов нефти и природного газа приурочено к предгорным прогибам та. примыка­ющим к ним относительно погруженным частям платформ.

В Европейской части СССР могут -быть выделены восточная часть Русской (докембрийской) платформы и ее переход к складча­тым сооружениям Урала и южная часть эпигерцинской Русской платформы с ее переходами к альпийским складчатым сооружениям (Карпаты, Крым, Кавказ). Упомянутые области резко отличаются по истории своего развития и геологическому строению; в то же время обе они содержат в недрах огромные запасы нефти и газа. Поэтому представляется целесообразным рассмотреть те общие признаки, которые их объединяют как крупные области нефтегазо-накопления. —

Геологическое развитие погруженных частей платформ тесно связано с жизнью соседних геосинклиналей. При накоплении в гео-спнклиналях мощных толщ осадков в относительно глубокое погружение втягиваются и примыкающие к ним части платформ, Трансгрессии и регрессии геосинклинальных морей охватывают и значительные участки платформ. Характер накопления осадков и их фацнальные особенности для таких бассейнов взаимно связаны и должны рассматриваться совместно. Позже, при замыкании


геосинклинали, полной инверсии и образовании горной системы, на участках платформ, примыкающих к геосинклинали, развиваются предгорные прогибы.

В восточной области уральская геосинклиналь развивалась на стыке с древней (докембрийской) платформой. В южной области альпийская геосинклиналь (ее северная ветвь) возникла на стыке с эпигерпинской платформой. И в той и другой области при замыка­нии геосинклиналей и росте горных сооружений образовывались предгорные прогибы, но возраст и геологическое строение этих предгорных прогибов существенно различны. Время формирования Предуральского прогиба — пермское, время формирования Пред-кавказского прогиба, по В. Е. Хаину и Л. Н. Леонтьеву, изменяется от середины палеогена до плиоцена. Первый прогиб формировался на докембрийском основании, второй — на эпигерцинском. Ширина предгорных прогибов изменяется в значительных пределах. Так, ширина Уральского предгорного прогиба изменяется от первого десятка километров на широте Уфы до нескольких десятков и, воз­можно, первых сотен километров на юге. Учитывая наличие на юго-востоке и юге Русской платформы погребенных герцинских сооружений, можно рассматривать Урало-Эмбенский район как погребенный предгорный прогиб герцинского сооружения.

В южной области ширина Предальпийского предгорного прогиба также варьирует в широких пределах: от первого десятка кило­метров в Ставрополье до первых сотен километров в Терско-Кумской и Азово-Кубанской низменностях. В некоторых районах, например в Предкарпатье, внешняя зона прогиба перекрывает эпигерпин-скую часть платформы. В предгорных прогибах во времени отме­чается миграция оси наибольшего погружения в сторону плат­формы. Это явление подробно описано В. В. Бедоусовым, М. В. Му­ратовым, Н. С. Шатским, В. Е. Хаиным, И. О. Бродом и другими.

В одновозрастных осадках на платформах и в геосинклиналях наблюдаются отчетливые фациально-литологические отличия. В то же время такие толщи имеют иногда общие черты, в частности к неко­торым из них могут быть приурочены нефтегазопроявления. В раз­резе геосинклиналей выделяются толщи с широко распространенными нефтегазопроявлениями. В герцинской геосинклинали Урала такими толщами являются силурийские, девонские и каменноугольные отложения; в альпийской геосинклинали Кавказа — юрские, нижне­меловые, эоценовые и нижнеолигоценовые. Обычно эти же толщи содержат крупные залежи нефти и газа на части платформы, примы­кающей к предгорному прогибу. Так, в восточной области в пределах платформы располагается Волго-Уральский нефтегазоносный район с основными продуктивными горизонтами в девоне и карбоне. В южной области в пределах эпигерцинской платформы известны крупные залежи нефти и газа в нижнемеловых и юрских отложениях Восточного Предкавказья (рис. 158), крупные залежигаз» в нижне-



 

меловых отложениях Западного Предкавказья и в нижней части олигоцена Центрального Пред­кавказья. Эти же толщи на гео­синклинальном борту прогиба крупных залежей нефти и газа, как правило, не содержат.

На геосинклинальном борту предгорного прогиба и в его цен­тральной части основные про­дуктивные горизонты приурочены к осадкам, отложившимся в по­следней стадии развития геосин­клинали, иногда вслед за ее за­мыканием.

В центральной части проги­бов стратиграфический диапазон нефтегазоносности расширяется. Возможно, что расширение диа­пазона нефтегазоносности вверх по разрезу происходит в результате вертикальной миграции и фор­мирования вторичных залежей.

С изменением вдоль геосин­клинали времени ее замыкания одновременно меняется и верхняя возрастная граница основных продуктивных горизонтов на гео­синклинальном борту и в цен­тральной части прогиба. Напри­мер, на геосинклинальной ветви Крым — Кавказ время замыкания меняется от мезозоя на западе до плиоцена на востоке, соответ­ственно продуктивные горизонты перемещаются от мезозоя в Крыму к палеогену (Западное Предкав­казье) и миоцену (Восточное Пред­кавказье) до плиоцена на Апше-ронском полуострове.

Общие особенности нефтега­зоносности, отмеченные для вос­точной и южной областей, могут быть прослежены и по другим предгорным прогибам и примы­кающимк ним погруженным


частям платформы (палеошельфам), например по Месопотамскому,, Оринокскому, Аппалачскому и другим нефтегазоносным бассейнам.

Региональное перемещение нефти и газа из геосинклиналей на платформу в течение первых двух стадий развития (стадии по В. Е. Хаину) маловероятно из-за резких фациально-литологических изменений осадочных толщ при переходе от геосинклинали к плат­форме. В более позднее время, в момент общей инверсии движений, при появлении разрывов как путей вертикальной миграции широкая миграция из геосинклинали в область платформы также малове­роятна, так как в этом случае пришлось бы предполагать, что движе­ние нефти и газа было направлено в основном сверху вниз. Условия для формирования залежей, их сохранения и разрушения в платфор­менной и геосинклинальной обстановке резко отличаются друг от друга. В геосинклинальных частях вследствие метаморфизма осадоч­ных толщ, образования горной страны и ее глубокого размыва условия для сохранения залежей нефти и газа оказываются крайне неблагоприятными. Действие упомянутых факторов в значительной степени ослабляется в краевой части геосинклинали, в зонах сочле­нения ее с платформой. Именно поэтому становится возможным появление залежей нефти и газа на геосинклинальном борту пред­горного прогиба и в его центральных частях, как правило, располо­женных уже в пределах платформы. Так как основные залежи нефти и газа на геосинклинальном борту и в центральной части предгор­ного прогиба приурочены к осадкам, отложившимся уже в платфор­менных условиях, приходится признать, что наиболее благоприятная обстановка для формирования залежейи их сохранения характерна для платформ.

Среди межгорных впадин наиболее богатыми нефтью и газом являются впадины альпийского тектогенеза. Значительно реже и в меньигах масштабах встречаются нефть и газ в межгорных впади­нах мезозойского тектогенеза и совсем неизвестны промышленные-скопления нефти и газа в более древних межгорных впадинах.

В межгорных впадинах альпийского тектогенеза чаще всего. встречаются многопластовые месторождения, нефтегазоносные гори­зонты распространены почти по всему осадочному чехлу. Благодаря этому отдельные участки впадин характеризуются максимальной плотностью запасов нефти и газа. Прекрасным примером этому являются нефтяные месторождения Апшеронского полуострова-Калифорнии в США, Маракаибо в Венесуэле и др. Так, в недрах сравнительно небольшой впадины Маракаибо в Венесуэле извле­каемые запасы нефти составляют более 4 млрд. т.

Выявленные закономерности позволяют на основе геологического изучения прогнозировать возраст основных продуктивных горизон­тов и наиболее вероятное расположение крупных нефтяных и газо­вых месторождений. Описанные ранее закономерности изменения свойств нефтей позволяют делать более углубленные прогнозы определять размещение газовых, газоконденсатных, газонефтяных и нефтяных залежей и с той или иной степенью вероятности пред­видеть состав нефтей и газов в них.