Детальное описание глубинного строения и структуры осадочного чехла континентальных склонов с оценкой их углеводородного потенциала

Почти все супергигантские месторождения относятся к мезозойским отложениям, а газовые позднепалеозойского возраста. Примерно, 83% нефти и газа этих месторождений приурочено к карбонатным коллекторам и только 17%  - к терригенным (Геодекян А.А., Забанбарк, 1984). Количество открытых супергигантских нефтяных месторождений на акваториях превышает примерно в 2 раза газовых, что говорит о более благоприятных перспективах открытия на континентальных окраинах супергигаантских нефтяных месторождений.

Рисунок 4.1 – Схематическая карта Мирового океана

Таблица 4.1 - Морские супергигантские месторождения нефти и газа

При составлении схематической карты нефтегазоносности Мирового океана (рисунок 4.1) для определения перспективных нефтегазоносных регионов, применена наша методика с использованием ГИС технологии. Прогнозные запасы Мирового океана  на 01. 01. 07г. по отдельным регионам составляют: атлантическая окраина США нефти 2.77 – 3.04 млрд.т, газа 1.7 – 2.5 трлн.м3 , Мексиканского залива -  нефти 6 – 6.7 млрд. т, газа  - 1.7 – 2.5 трлн. м3 , Карибского моря  - нефти 9.6 – 13.7 млрд. т, газа – 8.5 трлн.м3 , акватория штата Калифорния, США – нефти – 2 млрд.т, бассейна  залива Кука – нефти 8.6 -  9 млрд.т, газа 0.7 – 0.8 трлн. м3 , арктического района  США и Канады – нефти 14 млрд.т, газа 2 – 3 трлн. м3. Извлекаемые запасы оцениваются на акватории Бразилии нефти 1.5 – 2 млрд.т, акватория Эквадора и Колумбии 0.6 – 0.8 млрд.т, Гвинейского залива и западной континентальной окраины Африки нефти – 3 млрд.т, Северного моря нефти 3.5 – 4 млрд. т, газа  - 4 – 5 трлн.м3 (прогнозные запасы нефти 6 – 7 млрд.т, газа – 8 – 9 трлн.м3 ), Басова пролива нефти 0.3 – 0.45 млрд.м3 , Южно – Китайского моря нефти – 1.5 – 3 млрд.т, газа – 0.5 – 1.5 трлн.м3 ,Японского моря нефти – 0.1 – 0.5 млрд.т, Персидского залива нефти – 45 – 50 млрд.т, газа – 10 – 14 трлн. м3 , Красного моря нефти – 0.4 – 0.8 млрд.т.

Почти все океаны имеют сравнительно молодой – мезозойский возраст заложения, лишь Тихий океан относится, видимо, к раннему палеозою. Примечательно, чем древнее океан, тем моложе развитые в нем нефтегазоносные отложения. Так, в Тихом океане встречаются нефтегазоносные отложения преимущественно кайнозойского возраста, в Атлантическом – мезозойского, а в Северном  Ледовитом – мезозойского и позднепалеозойского возраста.

Говоря о закономерностях пространственного распространения уже открытых скоплений нефти и газа, прежде всего нужно обратить внимание на одно важнейшее обстоятельство: большая часть запасов нефти и газа сосредоточена на пассивных материковых окраинах (рисунок 4.1). Здесь основными регионами нефтедобычи стали районы Мексиканского залива и Северного моря, атлантической окраины Канады, Бразилии, всей Западной Африки, западные и восточные окраины Индостана и северо – западная и западная Австралия в Индийском океане, а также древние (мезозойские) окраины Тетиса в Персидском заливе.

Не менее удивительным представляется распределение уже открытых скоплений нефти и газа по возрастным комплексам осадочных пород, слагающих чехол на окраинах континентов. Углеводородные ресурсы по материковым окраинам распределены крайне неравномерно. Это касается как географического распределения, так и приуроченности  к различным по возрасту комплексов отложений. Для выявления региональных закономерностей в размещении нефти и газа рассмотрим в сравнительном плане распределение в разрезе фанерозоя  осадочного чехла материковых окраин нефтегазовых ресурсов и концентраций рассеянного органического вещества. Информация о распределения концентраций Сорг в мезозойско – кайнозойских толщах материковых окраин взята из работы (Геодекян и др., 1980), в которой основная часть подвергнутых обработке данных является результатом измерений Сорг и геохимического изучения кернов скважин, пробуренных с б/с “ Гломар Челленджер”, а около 20 – 25% общего объема составляют данные по ряду прибрежных регионов. По палеозойским отложениям использованы результаты исследований А.Б. Ронова (1980).

Анализ указанных материалов позволил выявить соотношения между запасами нефти и газа, а также концентрацией Сорг. Обращает на себя внимание четко выраженная прямая корреляционная зависимость между величинами запасов нефти и концентрацией Сорг для подавляющей части возрастных подразделений фанерозоя. Построенные в линейном масштабе график изменения этих параметров следует субпараллельно в стратиграфическом интервале от олигоцена до перми. Максимумы значений этих параметров для нижнемеловых и верхнеюрских отложений и пониженные значения рассматриваемых величин для смежных стратиграфических комплексов отображают генетическую связь между запасами нефти и толщами, наиболее обогащенными рассеянным органическим веществом. Толщи этого возраста в разрезе фанерозоя отличаются не только максимальными концентрациями органического вещества, но и наиболее благоприятным в отношении нефтегазообразования качественным составом.

Таким образом, установленная закономерность свидетельствует о доминирующей сингенетичности нефтематеринских и нефтегазосодержащих толщ в осадочном чехле материковых окраин (Забанбарк, 1984). В качестве подтверждения изложенного обратимся к работе (More Beaufort incentives urged, 1979). Иностранными компаниями, исследовавшими центральную часть моря Бофорта, на глубине 1800 и 3000 м в песчаных отложениях неогена и нижнего мела обнаружено геохимически зрелое органическое вещество, сингенетичное с нефтегазоносными образованиями на месторождениях Копаноар и Укалерк.

По наиболее молодым толщам рассматриваемого стратиграфического диапазона прямая корреляция между содержанием Сорг и запасами нефти сменяется обратной – повышению содержания Сорг отвечает снижение запасов нефти. Установленная по четвертичным отложениям в сравнении с доминирующим фоном обратная корреляционная связь между рассматриваемыми параметрами безусловно определяется тем, что этот стратиграфический комплекс, находясь неглубоко под дном океана, не испытал условий катагенеза и не смог реализовать свой нефтематеринский потенциал.

Нет достаточной информации о распределении Сорг в палеозойских отложениях континентальных окраин. Однако снижение запасов нефти в палеозойских отложениях может быть объяснено влиянием  следующих факторов: 1) недостаточной изученностью этих, как правило, более глубоко залегающих отложений и 2) расконсервацией некоторых скоплений нефти, формирование которых шло в относительно более раннее геологическое время.

Из описанного выше последовательности изменения по разрезу фанерозоя содержания Сорг и запасов нефти вытекает важный генетический вывод – запасы жидких углеводородов находятся в недрах Мирового океана в строгом соответствии с распределением нефтематеринского  органического вещества. Другими словами, толщи осадочного чехла фанерозоя, обладающие хорошими нефтематеринскими характеристиками, являются основными нефтеносными комплексами. Этот важный вывод служит убедительным подтверждением ведущей роли латеральной миграции углеводородов в процессах аккумуляции нефти в залежи – одного из основополагающих положений теории осадочно – миграционного происхождения нефти.

Несколько иначе, но столь же выразительно отражает осадочно – миграционное происхождение углеводородов в недрах континентальных окраин распределение запасов  природного газа. На рис. 2 ясно выделяются два максимума сосредоточения запасов газа – в нижней и верхней частях  разреза, соответственно в неогеновых и пермских осадках. К этим максимумам относятся основные количества природного газа в верхней и нижней (главной) зонах газообразования.

Таким образом, основные запасы нефти в Мировом океане сосредоточены в нижнемеловых – верхнеюрских  и верхнеолигоцен – нижнемиоценовых образованиях. Газовые ресурсы на континентальных окраинах Мирового океана сосредоточены в верхне пермских и в миоценовых образованиях .

Если рассматривать размещение ресурсов нефти и газа во взаимосвязи с распределением содержания Сорг отдельно по материковым окраинам, обнаруживаются существенные различия. Практически однотипный, описанный выше на основе общемировых данных характер соотношения между коррелируемыми параметрами сохраняется лишь по Атлантическому и Индийскому океана. Здесь максимумы запасов нефти и газа приурочены к отложениям мелового, преимущественно раннемелового возраста.

Осадочная толща континентальной окраины Тихого океана (рис.3в) характеризуется в целом пониженными исходными содержаниями рассеянного органического вещества для нефтеобразования и соответственно относительно низкими запасами нефти и газа (Геодекян, Забанбарк, 1985). При этом наблюдается и иной вид распределения коррелируемых величин в довольно узком диапазоне стратиграфических интервалов разреза: относительные максимумы запасов нефти и газа отмечаются в палеогеновых  отложениях, весьма низкие – в юрских, а в толщах мелового возраста промышленные их залежи к настоящему времени практически не выявлены.   

И снова обнаруженное расхождение в распределении рассматриваемых параметров по океаническим бассейнам и стратиграфическому разрезу недр периферии Тихого океана может быть объяснено только с позиции теории осадочно – миграционного происхождения нефти и газа. При этом необходимо принять во внимание значительные различия в геологическом (структурно – формационном) строении и истории развития, в геотемпературных и литофизических условиях недр континентальных окраин Атлантического и Индийского океанов, с одной стороны, а Тихого океана – с другой. Именно поэтому в настоящее время, как известно, общепринято выделять материковые окраины двух типов: пассивные, к которым относятся периферии Атлантического и Индийского океанов, и активные – Тихого океана. Для недр последнего характерен напряженный геотермический режим при относительно слабой литофизической “зрелости” кайнозойских толщ. Это обусловило существенное сближение в вертикальном разрезе главных зон генерации нефти и газа, наличие соответствующих для неуплотненных осадков обстановок, в которых значительно реже, чем на пассивных окраинах, формируются флюидогазоупоры. Обоснования этих специфических обстановок на базе количественных расчетов приведены в работе (Геодекян, 1980). Главные нефтепроизводящие толщи – нижнемеловые и верхнеюрские – в одних регионах слагают складчатый цоколь осадочного чехла шельфов, в других – участвуют в строении поднадвигового структурного этажа, однако в обеих случаях отсутствует надежная консервация скоплений углеводородов.

Таким образом,  картина размещения углеводородных ресурсов в зонах перехода от континента к океану с пассивным и активным режимами является обратной. Отсюда следует, что к оценке перспектив нефтегазоносности пассивных и активных окраин необходимо подходить дифференцированно. Приуроченность скоплений нефти и газа в областях с активным тектоническим режимом к молодым преимущественно кайнозойским, образованиям объясняется, по – видимому, тем, что большая часть древних осадочно – породных комплексов в этих регионах дислоцирована и метаморфизована, что связано с несколькими фазами орогенеза и магматизма, охватившими краевые части континентов в Тихом океане (а именно здесь сосредоточена большая часть активных окраин) в позднее мезозое – раннем кайнозое.

Ведущая роль пассивных окраин в отношении запасов углеводородов обусловлена прежде всего присутствием более древних скоплении нефти и газа, которые на активных окраинах оказались разрушенными.

В заключение следует отметить, что окраины континентов принадлежат к тем немногим регионам на нашей планете, с которыми в настоящее время связаны перспективы на открытие крупных скоплений углеводородов. Примечательно, что все новые и новые страны становятся нефтедобывающими. К ним можно отнести Мавританию, Намибию, Аргентину и много других стран. В настоящее время в недрах Мирового океана открыто более 10000 месторождений нефти, газа и газоконденсата, которые вместе с неоткрытыми запасами углеводородов континентальных окраин содержат почти половину всех ресурсов нефти и газа земли. На окраинах континентов сосредоточены крупнейшие запасы нефтяных и газовых углеводородов. Ежегодный прирост добычи морской нефти и газа в общемировом балансе  говорит о больших потенциальных возможностях континентальных окраин. На 01. 01. 07 г.  общемировая добыча нефти составила 3.7 млрд.т нефти, из которых более 1/3 составляет добыча на акваториях.  Суммарные извлекаемые запасы нефти на акваториях оцениваются в 90 – 95 млрд. т, а газа  в 50 – 55 трлн.м3, что составляет более половины мировых запасов нефти и до двух третей – газа. Современная география распределения нефтегазовых ресурсов на континентальных окраинах Мирового океана очень неравномерна и отражает текущее состояние изученности различных акваторий (рис.1). Так, примерно, 94% запасов нефти и 75% запасов газа размещены в широтном поясе между 300 с.ш. и 300 ю.ш. Супергигантские месторождения дают более 40% добываемого черного золота в Мире и они же составляют до 40% всех запасов углеводородов. Как  видно из рисунка № 1 в Мире открыто 15 супергигантских месторождений нефти и газа на акватории (извлекаемые запасы нефти которых исчисляются в 1 млрд.т и более, а газа 1 трлн. м3 и более) (таб.). Почти все супергигантские месторождения относятся к мезозойским отложениям, а газовые позднепалеозойского возраста. Примерно, 83% нефти и газа этих месторождений приурочено к карбонатным коллекторам и только 17%  - к терригенным. Количество открытых супергигантских нефтяных месторождений превышает примерно в 2 раза газовых, что говорит о более благоприятных перспективах открытия на континентальных окраинах супергигантских нефтяных месторождений.