Геологический возраст пород-коллекторов
Геологический возраст коллекторов (пород, вмещающих нефть и газ) широко используется при классификации групп залежей и месторождений, провинций и субпровйнций. В ряде случаев он также служит в качестве описательной характеристики, так как коллекторы разного возраста часто различаются своими особенностями нефтегазоносности и геолого-промысловыми показателями. Эти показатели для коллекторов в известняках пермских рифов западного Техаса, например, иные, чем в ордовикских известняках той же территории. Когда известняки Асмари Среднего Востока называют миоценовыми, это позволяет мысленно отличать их, к примеру, от девонских известняков Волго-Уральского региона в СССР. Поэтому весьма желательно устанавливать геологический возраст коллекторов, поскольку уже одно это дает возможность идентифицировать эти породы и выявлять их некоторые характерные особенности. Однако возраст коллекторов вовсе не обязательно указывает на время аккумуляции в них нефти и газа. Как будет показано ниже, нефть и газ могли аккумулироваться в залежи на любом этапе после образования резервуара.
В геологии используются две параллельные классификации для определения: 1) времени формирования пород и 2) подразделений стратиграфического разреза земной коры, т.е. соответственно геохронологического и геостратиграфического подразделений. Подразделения стратиграфического разреза могут не совпадать с геохронологическими, границы между которыми проводятся по данным о геологическом возрасте, и эти границы являются, следовательно, изохронными поверхностями. Чаще всего выделяются следующие нисходящие по рангу категории геохронологических и соответствующих им геостратиграфичесих подразделений:
Геохронологические Геостратиграфические
подразделения подразделения
Эра (Era) Система (System)
Период (Period) Серия (Series)
Эпоха (Epoch) Ярус (Stage)
Век (Age)
Так, мы говорим «девонский период», когда рассматриваем геологичесское время, но ‑ «девонская система», если нас интересуют породы девонского возраста. Можно также говорить о канадской серии ордовикской системы, понимая под этим определенную толщу пород, но ‑ о канадской эпохе ордовикского периода, если иметь в виду геологическое время.
Шкала геологического времени, основанная на геохронологической классификации, приведена в (табл. 1). Если бы классифицировались не временные интервалы, а стратиграфические подразделения разреза, образовавшиеся в эти временные интервалы, то вместо терминов «период», «эпоха» и «век» были бы употреблены термины «система», «серия» и «ярус». Оценка абсолютного возраста в годах дается для каждой из основных временных границ.
Имеющиеся данные указывают на то, что толщи, сформировавшиеся в определенные отрезки геологического времени, гораздо богаче нефтью и газом, чем другие части разреза иного возраста. Например, докеморийские, кембрийские и триасовые отложения дают менее чем по 1% мировой продукции нефти, а из плейстоценовых отложений она вообще практически не получена. С другой стороны, к отложениям третичного возраста приурочено 58%, отложениям мелового возраста - 18% и палеозойского ‑ 15% общих извлекаемых мировых запасов нефти. Данные о количестве добытой в прошлом нефти и выявленных к настоящему времени ее запасов в отложениях различного возраста сведены в (табл. 2).
Только очень небольшое количество промышленных запасов нефти выявлено в отложениях плейстоценового возраста. В поисках причины такой закономерности было выдвинуто множество предположений. Кажущееся отсутствие нефти в наиболее молодых отложениях геологического разреза может объясняться тем, что разведочные работы и в том числе бурение в этих отложениях почти не проводились. Но в основном это может быть обусловлено другими факторами: слишком коротким промежутком времени, недостаточным для того, чтобы в породах накопилась нефть; отсутствием в большинстве случаев непроницаемых покрышек, без которых не может сформироваться ловушка; общим неморским характером этих молодых осадков.
Нефть и газ редки в докембрийских отложениях. В них, правда, описано небольшое количество промышленных скоплений углеводородов, но широко развитый метаморфизм и низкая проницаемость большинства докембрийских пород не позволяют считать их перспективными нефтегазосодержащими отложениями. Большинство скоплений нефти и газа в докембрийских отложениях приурочено к породам, коллекторские свойства которых обусловлены вторичными процессами ‑ выветриванием и тектоническими деформациями, вызывающими возникновение пустот и трещин. Примечательно то что такого рода залежи нафтидов обычно ассоциируются с залегающими в непосредственной близости более молодыми нефтегазоносными отложениями, являющимися источником этих нафтидов. Присутствие нефти и газа в докембрийских отложениях следует считать явлением аномальным, и кровля их обычно должна служить нижней границей разведочного бурения. Нижняя граница нефтегазоносности определяется не возрастом отложений (так как нефтепроизводящие отложения могли формироваться по меньшей мере с верхнего протерозоя), а степенью их катагенетического преобразования («метаморфизма»). Вступление пород в зону апокатагенеза, в которой карбонизация каменных углей достигает стадии тощих, а затем и полуантрацитов, кладет предел генерации нефти.
Таблица 1 Геохронологическая шкала
Продолжение табл.1
докембрийских пород не позволяют считать их перспективными нефтегазосодержащими отложениями. Большинство скоплений нефти и газа в докембрийских отложениях приурочено к породам, коллекторские свойства которых обусловлены вторичными процессами ‑ выветриванием и тектоническими деформациями, вызывающими возникновение пустот и трещин. Примечательно то что такого рода залежи нафтидов обычно ассоциируются с залегающими в непосредственной близости более молодыми нефтегазоносными отложениями, являющимися источником этих нафтидов. Присутствие нефти и газа в докембрийских отложениях следует считать явлением аномальным, и кровля их обычно должна служить нижней границей разведочного бурения. [Нижняя граница нефтегазоносности определяется не возрастом отложений (так как нефтепроизводящие отложения могли формироваться по меньшей мере с верхнего протерозоя), а степенью их катагенетического преобразования («метаморфизма»). Вступление пород в зону апокатагенеза, в которой карбонизация каменных углей достигает стадии тощих, а затем и полуантрацитов, кладет предел генерации нефти.]
Таблица 2 Мировая добыча нефти и ее запасы (на 31 декабря1947 г.)
Однако в ряде исследований было показано, что в докембрийских отложениях содержится органический углерод. Ранкама установил, что в десяти образцах докембрийских пород Финляндии отношение изотопов углерода С¹² и С¹³, измеренное на масс-спектрометре, колеблется между 90,2 и 92,9. Это отношение почти не отличается по величине от отношения этих изотопов в битуминозных отложениях, нафтидах и растительном угольном материале, включая каменный уголь, где оно изменяется от 90,1 до 94,1. В веществах же неорганического происхождения, таких, как графит, алмаз, кальцит и писчий мел, отношение углерода С¹² к С¹³ характеризуется величиной 87,9-90,2. Водоросли в архейских отложениях были описаны Грунером, который установил также их присутствие в породах верхнего гурона, где отмечены, кроме того, следы бацилл и железистых бактерий. На основании своих исследований Грунер сделал заключение, что железо и кремний, которые сформировали крупнейшие месторождения железа Миннесоты, приносились в море реками, богатыми органическим веществом. Рассеянные битумы, установленные в породах формации Нонсач докембрийского возраста в северном Мичигане, также указывают на возможное присутствие углеводородов органического происхождения в докембрийское время.
Видимо, только те регионы Земли, где докембрийские изверженные породы обнажаются на поверхности или где они перекрыты маломощным чехлом аллювиальных и ледниковых отложений, а также континентальных песчаников и гравелитов, лишены всяких перспектив для поисков промышленных залежей нафтидов. Наиболее крупные из таких регионов располагаются на территории обширных древних щитов, например на северо-востоке Северной Америки, в Сибири, на большей части центральной и южной Африки, в Скандинавских странах, а также на Бразильском щите в Южной Америке.
С расширением объема разведочных работ на нефть и газ становится все более очевидным, что потенциально нефтегазоносными могут быть отложения любых геологических возрастов. Главное качество, которым должны обладать эти отложения, - присутствие в породах связанной системы пор (проницаемость), развитой в достаточной мере, чтобы обеспечить возможность аккумуляции и сохранения залежей. Непродуктивность отложений некоторых геологических систем, особенно кембрийской и триасовой, и незаинтересованность геологов в поисках нефти и газа в этих отложениях в большинстве случаев можно объяснить только отсутствием или недостаточным количеством буровых и исследовательских работ. В настоящее время установлено, что отложения этих систем продуктивны в различных районах земного шара, и очень трудно предсказать, отложения каких систем окажутся в конце концов наиболее богатыми нефтью и газом, если, разумеется, вести расчет на единицу объема пород.
Тем не менее преобладающее количество добываемых сейчас нефти и газа приходится на отложения третичного возраста, что, можно полагать, объясняется несколькими причинами:
1. Третичные отложения включают мощные толщи неметаморфизованных морских пород, для которых характерна латеральная литологическая изменчивость, присутствие проницаемых пород-коллекторов, непроницаемых покрышек, многочисленных ловушек (как локальных, так и региональных), а также соответствующих материнских пород, генерирующих нефтяные углеводороды.
2. Палеогеновая и неогеновая системы расположены в верхней части геостратиграфического разреза осадочного чехла Земли; поэтому только очень небольшая часть этих отложений была уничтожена эрозией. Процессы эрозии воздействуют в первую очередь на повышенные участки рельефа поверхности, а поскольку эти участки обычно совпадают с поднятиями в структурном плане, эрозия разрушает многие ловушки, заполненные нефтью и газом. В третичных отложениях, следовательно, от разрушения сохранилась большая часть залежей.
3. Третичные породы образованы главным образом за счет переотложенного материала, снесенного с предтретичных антиклинальных поднятий. Этот материал, возможно, содержал некоторое количество нефти из крупных залежей, которые были приурочены к размытым отложениям. Большая часть этой нефти должна была, конечно, испариться, окислиться, разрушиться под воздействием бактерий или от других причин, но определенная доля ее могла быть вынесена и переотложена вместе с осадками.