Нефте- и газопроявления Кузнецкого угольного бассейна

26.03.2020

Битумы, нефть и газы в Кузбассе встречены в большом стратиграфическом диапазоне — от кембрия до верхней перми включительно. Наибольшее количество битумов, часть из которых имеет, несомненно, нефтяную природу, приурочено к девонским и морским нижнекаменноугольным толщам Барзасского поднятия и Крапивинского купола, а также к угленосным верхнепалеозойским отложениям различных районов Кузбасса. Все эти находки давно известны, подробно и много раз описаны в литературе.

Значительно больший интерес представляют собой нефте- и газопроявления, установленные в последнее десятилетие в этом регионе в связи с проведением структурного и глубокого нефтепоискового, а также углеразведочного бурения.

Впервые вопрос об организации нефтепоисковых работ в Западной Сибири и, в частности, в Кузбассе был поставлен в 1932 г. акад. И.М. Губкиным. Основанием для этого послужило наличие среди отложений среднего девона Барзасского района Кузбасса липтобиолитовых углей с высоким выходом первичной смолы, содержащей значительное количество легких фракций, а также присутствие в отложениях верхнего девона этого района жильных асфальтитов. И.М. Губкин (1933 г.) предполагал, что при определенных благоприятных условиях барзасские липтобиолиты могли явиться исходным материалом для образования нефти, а жильные асфальтиты образовались за счет нефти, мигрировавшей по трещинам из более глубоких горизонтов.

История поисков нефти и газа в Кузбассе подразделяется на ряд этапов (в основном по С.М. Домрачеву).

Первый, довоенный этап характеризуется крайне небольшим объемом как структурного (несколько больше 11000 м), так и глубокого (1997 м) бурения и его локальным размещением (Барзасский район). Структурное бурение проводилось на Западно- и Восточно-Невской, Конюхтинской, Бердовской и Ермаковской площадях и было направлено на подготовку к глубокому бурению структур, установленных в отложениях среднего палеозоя. В 1938 г. ЗСГУ была забурена первая в Кузнецком бассейне глубокая скважина (P-1) на Западно-Невской структуре, а в 1940 г. на этой площади — вторая глубокая скважина (Р-2). Обе скважины не достигли проектных глубин и проектных горизонтов (ликвидированы по техническим причинам).

Второй этап отличался от предыдущего тем, что в сферу поисков нефти были вовлечены угленосные верхнепалеозойские отложения, распространенные в северо-западной части Кузбасса (Завьялово-Абышевский район). На Ермаковской площади пройдено 4300 м, а в Завьялово-Абышевском районе 2000 м. Глубокие скважины в этот период не бурились.

С 1944 г. по 1948 г. включительно никаких нефтепоисковых работ не проводилось.

Третий, послевоенный этап характеризуется резким увеличением объемов структурного (99 510 м) и глубокого (39 643 м) бурения и его развитием в разных районах восточного и центрального Кузбасса (табл. 75).


Главным объектом для поисков нефти и газа в этот период являлись угленосные отложения, вскрытые глубокими скважинами на Борисовских, Абашевской и Сыромолотненской площадях. На Ермаковской и Западно-Невской площадях глубокими скважинами были вскрыты отложения среднего палеозоя.

Четвертый, заключительный этап нефтепоисковых работ в Кузбассе характеризуется резким сокращением, а затем и полной ликвидацией бурения. За весь этот период было пробурено 42 048 м структурного и всего лишь 12 277 м глубокого бурения, что в общем составляет примерно третью часть от объема, выполненного в течение третьего этапа. Как и в предыдущем этапе, глубокое бурение ведется на Абашевской и Сыромолотненской площадях. Кроме того, в глубокую разведку вводятся две новые площади: Воскресенская и Средне-Грязненская, на которых глубокими структурно-поисковыми скважинами были вскрыты верхнепалеозойские, а также среднепалеозойские отложения.

В 1960 г. после открытия Борисовской газовой залежи на Южно-Борисовской площади в Кузбассе было применено бурение мелких скважин с целью оценки газоносности отдельных площадей и участков, где были отмечены более или менее интенсивные газопроявления. Такие скважины глубиной около 500—600 м бурились на Южно-Борисовской, Северо-Борисовской, Березовской, Порывайской и Нарыкской площадях.

Таким образом, в Кузнецком бассейне за период с 1935 по 1962 г. включительно пройдено на 21 площади 159 тыс. м структурного и 24 тыс. м оценочного бурения. Кроме того, две площади (Средне-Грязненская и Восточно-Борисовская) готовились к глубокой разведке мелким картировочным бурением. Глубокое бурение проводилось на восьми площадях. За период с 1938 г. по 1962 г. в этом регионе пробурено 25 глубоких скважин общим метражом 54 тыс. м. Более подробно объемы выполненных в Кузбассе нефтепоисковых работ рассмотрены в статье В.И. Будникова.

В последний, завершающий этап нефтепоисковых работ в Кузбассе были открыты наиболее интересные проявления нефти и газа.

Нефтепроявления. Впервые жидкая нефть в Кузбассе была обнаружена в 1955 г. в породах ильинской свиты на глубине 218—240 м в скважинах 445-к и 56-к, пробуренных в южной части Кузбасса в районе с. Узунцы. Она выделялась из пород в виде сгустков величиной с горошину, имеющих желтовато-зеленый цвет. Собранные в посуду сгустки легко плавились при комнатной температуре, а их поверхность покрывалась слоем пены в связи с выделением мельчайших пузырьков газа, содержащегося в нефти.

По внешнему виду узунцовская нефть — это темно-коричневая жидкость с зеленовато-желтым оттенком. Она легко воспламеняется от огня и горит слегка коптящим пламенем, обладает керосиновым запахом. Ее удельный вес 0,8239. В составе дистиллята преобладают метановые углеводороды — 88%, ароматические составляют 10,3%, а нафтеновые — всего 1,7%. Обращает на себя внимание высокое содержание твердых углеводородов — 13%, а в некоторых фракциях их количество возрастает до 28%. Выход бензиновых фракций составляет 1,1%, керосиновых 34,9%, а масляных 55,6%. Для этой нефти характерны небольшое содержание силикагелевых смол (1,5%) и малосернистость (0,08%) при полном отсутствии асфальтенов.

Нефтепроявления сходного состава были открыты еще на ряде площадей южной части Кузбасса. В 1959 г. в районе с. Осиновое Плесо, в скв. 126-к по Тустуерскому профилю из отложений ильинской свиты (глубина 250—260 м) вместе с раствором было получено небольшое количество нефти. Осиновоплесская нефть — красновато-бурая жидкость, легко воспламеняющаяся от огня, обладающая слабым керосиновым запахом. Ее удельный вес 0,8085. Метановые углеводороды в пересчете на нефть составляют 77,88%, нафтеновые 19,48 %, ароматические 2,64%- Она содержит 0,08% серы, 1,07% силикагелевых смол при полном отсутствии асфальтенов, 24,82% твердых углеводородов.

В конце 1959 г. нефть была встречена в шахте Абашево 1, горизонт + 165 м (ильинская свита). Нефть просачивалась из трещин в темно-серых алевролитах, залегающих над угольным пластом 14. Абашевская нефть — это красноватая жидкость, обладающая резким керосиновым запахом, легкая (0,8115), малосернистая (0,007%), малосмолистая (1,79%). Метановые углеводороды в ней в пересчете на нефть составляют 60,78%, нафтеновые 9,39%, ароматические 9,15%. Бензиновые фракции содержатся в количестве 18,19%, керосиновые — 17,36%. В абашевской нефти присутствуют до 7,6% парафина и полностью отсутствуют фенолы и непредельные углеводороды.

Близкая к осиновоплесской является кыргайская нефть, полученная при разбуривании восточного крыла Кыргайской синклинали (IX разведочная линия, скв. 843-к, глубина 230,7 м). Удельный вес нефти 0,8339; она содержит 19,87% твердых углеводородов и 1,29% силикагелевых смол при полном отсутствии асфальтенов. Нет в ней также фенолов и непредельных углеводородов.

В конце 1964 г. при бурении углеразведочных скважин и проходке шахт была получена нефть в количестве нескольких литров на ряде площадей южной части Кузбасса: на Тутуясском угольном месторождении (скв. 733, глубина 310 м), в Ерунаковском районе (Жерновская поисковая площадь, профиль 1, скв. 2353, глубина 243—248 м), в шахте Абашевская 2 (штрек по пласту 16). Все эти нефти легкие, удельный вес их колеблется от 0,7952 до 0,8164; малосернистые (0,12—0,14%) и содержат большое количество твердых углеводородов (10,13—16,59%).

Нефти иного состава встречены в северных районах Кузбасса. В 1957 г. во время испытания скв. Р-2 на Сыромолотненской площади из интервала 2389—2416 м (низы кузнецкой свиты) была выброшена совместно с газом суспензия нефти с угольной пылью. Сыромолотненская нефть — это прозрачная жидкость со слабым желтовато-зеленоватым оттенком. Она легко воспламеняется от огня и горит без следов копоти. Удельный вес нефти равен 0,791. По групповому углеводородному составу дистиллята нефть является метаново-нафтеновой (нафтеновые углеводороды составляют 50,2%, метановые 26,4%, ароматические 19,1%), Парафины и асфальтово-смолистые вещества в сыромолотненской нефти полностью отсутствуют. Содержание серы достигает 0,15%. В составе нефти преобладают бензиновые фракции (70,9%), керосиновые составляют 24,8%. Таким образом, выход светлых нефтепродуктов в сыромолотненской нефти необычайно высок (95,7%), а остаток, приходящийся на масляные фракции, равен всего 4,3%.

Близкие по углеводородному составу нефти получены в 1962 г. при испытании отложений ильинской свиты в скважинах 20-0 и 29-0 на Южно-Борисовской площади, причем приток нефти из скв. 29-0 достигал 0,3 т/сутки. Эти нефти легкие, малосернистые, среднесмолистые, значительно менее парафинистые, чем на юге Кузбасса. Содержание силикагелевых смол в нефти скв. 20-0 4,26%, скв. 29-0 4,63%, парафинов соответственно 4,91% и 5,87%. Присутствуют также асфальтены в количестве от 0,24 до 0,31%. По углеводородному составу нефть из скв. 29-0 является метаново-нафтеновой со значительным количеством ароматических углеводородов (нафтеновые углеводороды составляют 40,85%, метановые 40,32%, ароматические 18,44%). В составе дистиллята нефти из скв. 20-0 преобладают ароматические углеводороды (41,4%), тогда как метановые и нафтеновые присутствуют в меньших количествах и составляют соответственно 34,95% и 23,60%.

Таким образом, известные в настоящее время в Кузбассе нефти разделяются, как впервые отметил В.С. Муромцев, на две группы. В северной части бассейна установлены нефти, в которых преобладают нафтеновые или же ароматические углеводороды. Они малосернистые, среднесмолистые и в них содержится относительно небольшое количество парафина. В южных районах Кузбасса нефти метановые, высокопарафинистые, в них в небольшом количестве присутствуют смолы и полностью отсутствуют асфальтены. Такое различие в нефтях В.С. Муромцев объяснял различной степенью их превращенности (метаморфизации) в глубинных зонах земной коры. Ссылаясь на А.Ф. Добрянского, Н.Б. Вассоевича и Г.А. Амосова, он считал, что под воздействием таких факторов, как температура и давление, произошла метанизация нефтей южной части Кузбасса.

Отсутствие асфальтенов и небольшое количество смол в кузбасских нефтях, а также их приуроченность к трещинам в горных породах и зонам нарушений свидетельствуют, по нашему мнению, о их вторичном залегании, о миграции из более глубоких горизонтов. Некоторые исследователи, однако, считают, что эти нефти сингенетичны вмещающим породам и, таким образом, приурочены к определенным стратиграфическим горизонтам. По их мнению, наибольший интерес представляют в этом отношении отложения ильинской свиты, с которыми связано основное количество находок нефти и газа. Приуроченность нефтей к трещинам в породах и зонам нарушений они также объясняют миграцией, однако на небольшие расстояния, так называемой внутриформационной миграцией.

Газопроявления. Наибольший интерес из всех известных в Кузбассе газопроявлений представляет, несомненно, Борисовская газовая залежь, открытая в последний, завершающий этап нефтепоисковых работ на Южно-Борисовской структуре.

Южно-Борисовская структура расположена в центральной части бассейна, в районе с. Борисово, на далеком западном погружении Kpaнивинского купола. Она выявлена в результате проведения в 1935—1936 гг. геологической съемки под руководством П.Н. Васюхичева и подтверждена затем в 1949 г. детальной съемкой Н.С. Терехина. Структура сложена отложениями ильинской и ерунаковской свит, представленными в этом районе переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и маломощных пластов угля. На Южно-Борисовской площади пробурено 20 структурных, 7 глубоких и 26 оценочных скважин. Ho данным бурения Южно-Борисовская структура представляет собой сундучнообразную брахиантиклиналь с плоским сводом и крутыми крыльями. Она вытянута в субмеридиональном направлении и осложнена на крыльях нарушениями типа взбросов. Углы падения на восточном крыле изменяются от 35 до 55°, на западном — от 6—7 до 50 70°. Размеры структуры по изогипсе 200 м (кровля среднего газоносного песчаника) составляют 6х2 км, амплитуда равна 120 м.

Устойчивый приток горючего газа дебитом порядка 10—25 тыс. м3 в сутки с давлением на устье в 28 атм был получен в 1960 г. из скв. 77-к из интервала 260—410 м. Газ связан с песчаниками верхней части ильинской свиты. В дальнейшем притоки газа дебитом 5— 30 тыс. м3 в сутки были получены в скважинах 1-П, 6-0, 23-0 и 30-0 в северной части структуры и с дебитом 1—2 тыс. м3 в сутки в скважинах 5-П, 45-0, 20-0, 21-0 в южной части структуры. Как показали материалы бурения, в верхней части ильинской свиты на Южно-Борисовской структуре имеются три горизонта песчаников, насыщенных газом. Газоносные песчаники приурочены к северной и северо-восточной частям структуры, где установлены наиболее устойчивые притоки газа из скважин. В южной и западной частях структуры песчаники замещаются алевролитами и аргиллитами, в этом же направлении резко уменьшаются дебиты газа в скважинах. По данным Б.П. Пьянкова, мощность верхнего горизонта газоносных песчаников изменяется от 107 до 137 м, среднего горизонта от 65 до 103 м, нижнего от 15 до 240 м. При этом следует иметь в виду, что все эти толщи песчаников не только замещаются алевролитами и аргиллитами, но и сами содержат прослои глинистых пород, мощность которых изменчива. Таким образом, по типу Южно-Борисовская газовая залежь является при-сводовой, многопластовой, литологически экранированной. Запасы газа в ней, по расчетам Б.П. Пьянкова, составляют по категории C1 0,3—0,5 млрд. м3.

Южно-Борисовский газ состоит в основном из метана (83,9—97%). В нем содержится большое количество тяжелых углеводородов (нередко 4—5% и даже 8,7%). Среди них присутствуют не только этан, но и пропан и бутан, что является характерным признаком для газов нефтяного происхождения. Заслуживает также внимания увеличение содержания тяжелых углеводородов с глубиной: до глубины 0,5 км сумма тяжелых углеводородов не превышает 2,2%, на глубине порядка 1,0—2,5 км их количество возрастает до 6—8%.

Наряду с газопроявлениями в скважинах, пробуренных на Южно-Борисовской площади, отмечены битумопроявления и получены небольшие притоки нефти. Так, при бурении скважин 1-П, 4-П, 5-П, 15-0, 16-0, 21-0, 26-0, 28-0, 32-0 из песчаников в подошвах газоносных горизонтов установлено выделение легких погонов нефти в виде желтовато-зеленоватой жидкости, насыщенной газом и издававшей резкий запах бензина. В скважинах 20-0 и 29-0, как уже отмечалось выше, получена нефть, причем приток нефти из скв. 29-0 (интервал 232—450 м, соответствующий подошве среднего XX газоносного горизонта) составил 0,3 г/сутки.

Кратковременные, однако довольно интенсивные притоки газа имели место при испытании глубоких скважин на Сыромолотненской площади. В 1957 г. при испытании скв. Р-2, расположенной на западном крыле Сыромолотненской структуры, получен приток газа, дебит которого временами достигал 14 тыс. м3/сутки при давлении на устье скважины с заполненным жидкостью стволом 120 атм. Газ получен из интервала 2389—2416 м, соответствующего нижним горизонтам кузнецкой свиты. Этот же газоносный горизонт вскрыт глубокой скв. Р-3 на восточном крыле Сыромолотненской структуры. Кратковременные выбросы газа из скважины Р-3 составляли 18 тыс. м3/сутки. Многочисленные, однако менее интенсивные газопроявления отмечались также в целом ряде других скважин. Сыромолотненский газ весьма сходен по составу с южно-борисовским: он на 82—90% состоит из метана, и в нем содержится от 6% До 8,3% тяжелых углеводородов, представленных этаном, пропаном и бутаном.

На Сыромолотненской площади, так же как и на Южно-Борисовской, вместе с газом была получена нефть: как отмечалось выше, при испытании скв. Р-2 из низов кузнецкой свиты совместно с газом была выброшена суспензия нефти с угольной пылью.

Совместное залегание метановых газов и нефтей, наличие в этих газах в большом количестве тяжелых углеводородов (до 6—8%), среди которых имеются высшие гомологи (пропан, бутан), позволяют считать, что южно-борисовский газ из верхней части ильинской свиты и сыромолотненский из низов кузнецкой свиты имеют нефтяное происхождение.

Своеобразные газопроявления были установлены в 1960 г. при бурении скв. Р-5 на Абашевской площади. Эта скважина вскрыла отложения ильинской (нижняя часть), кузнецкой, верхнебалахонской и нижнебалахонской свит. Ее забой находится на глубине 2987 м в кровле острогской свиты. При бурении скв. Р-5 с глубины порядка 1700 м начал выделяться газ и был ряд мощных выбросов газа. После бурения проведено опробование на приток нефти, газа и воды пяти горизонтов в интервале глубин 1710—2914 м, где отмечалось интенсивное газирование и были установлены трещинные зоны. Из некоторых этих горизонтов получены притоки газа, которые, однако, быстро снижались. Так, из третьего горизонта (интервал 2270—2320 м) при испытании получен газ дебитом в 216 тыс. м3/сутки. Однако в течение 15,5 часа его дебит упал до 57 тыс. м2 и далее до 26 тыс. м2/сутки.

Абашевский газ весьма своеобразен и резко отличается от всех известных в Кузбассе газов: он не горит, обладает неприятным запахом, напоминающим в какой-то мере запах нашатыря, и состоит на 75—95% из углекислого газа. Появление в Кузбассе на глубине 1,5—2,5 км горизонтов с углекислым газом представляет собой исключение из общего правила. Нельзя, конечно, объяснить его происхождение биогенными процессами или окислением угля, так как на этих глубинах отсутствуют источники свободного кислорода.

Наиболее вероятно, как считает Н.В. Мельников, что абашевский углекислый газ является вторичным и проник в угленосные отложения из более глубоких горизонтов земной коры. Участками его проникновения является зона резкого перегиба слоев, отделяющая северное крыло Абашевского поднятия от сводовой части. Как было установлено при бурении скважины, на глубине 2570 м углы падения пород изменились от 10—15 до 70°, что указывало на вхождение скважины в северное флексурообразное крыло структуры. Зона резкого перегиба слоев, как показали исследования Н.В. Мельникова и В.Н. Воробьева, характеризуется повышенной растресканностью пород и их значительной трещинной проницаемостью на отдельных участках, составляющей в среднем 57 мдарси. Эта зона, по-видимому, продолжается в породы морского нижнего карбона и девона, представленные в основном известняками, трещиноватость которых намного выше, чем терригенных пород. С коллекторами морского нижнего карбона, очевидно, и связана довольно крупная залежь углекислого газа, которая дает подток в угленосные толщи Абашевского поднятия. Характерно, что между горизонтами, заполненными углекислым газом, располагаются горизонты с метановым газом, который при движении к устью скважины смешивается с углекислым, в связи с чем содержание метана в нем падает до 50 и даже 30 %.

Кроме газов, описанных выше и связанных в большинстве случаев с безугольными свитами, почти повсеместно в Кузбассе встречаются газы, приуроченные непосредственно к угольным пластам и возникшие, по-видимому, в процессе метаморфизации углей. Состав их изучен крайне недостаточно. До настоящего времени нет надежных критериев, позволяющих более или менее уверенно отличать газы, генетически связанные с углем, от газов нефтяного происхождения.

Обычно принято считать, что тяжелые углеводороды (этан, пропан, бутан) в значительных количествах присутствуют только в газах нефтяного происхождения. Однако, как показали исследования А.И. Кравцова, а также анализы, проведенные в газовой лаборатории СНИИГГИМС, такие тяжелые углеводороды, как этан, присутствуют в газах, получаемых непосредственно при дегазации угля. Их содержания в большинстве случаев небольшие (порядка 0,5—1,0%), хотя в отдельных пробах повышаются до 2% и даже 8,3 % - Возможно, что в этих случаях имеет место смешение газов различного генезиса. Решение этих вопросов имеет большой интерес как в теоретическом, так и в практическом отношении.

Выбросы газов, приуроченных к угольным пластам, имеют место в процессе бурения разведочных скважин, проходки горных выработок и шахт. Ряд шахт, расположенных в районах городов Кемерово, Прокопьевск, Киселевск и других местах, считаются внекатегорийными по содержанию метана. О количестве газа, заключенного в угольных пластах и вмещающих их породах, можно судить по данным А.И. Кравцова. По шахте Центральной (Кемеровский район) на 1 г угля из пласта Кемеровского приходится от 7 до 9 м3 метана. Метаноносность по пласту Волковскому на глубине 520 м достигает 25 м3 на тонну угля (скв. 746-к). В Прокопьевско-Киселевском районе (шахта Коксовая 2) метаноносность в отдельных выработках достигает 31,8 м3 на тонну суточной добычи угля. Ho и эти цифры не являются предельными для отдельных районов бассейна (по данным А.И. Кравцова в отдельных случаях метаноносность достигает 160 м3 газа на тонну суточной добычи угля).

Такое высокое содержание газа в пластах угля может быть объяснено лишь как результат концентрации его в данном пласте при наличии определенных условий: присутствия благоприятной для скопления газа ловушки (антиклинальная складка, зона выклинивания пласта, пласт, экранированный дизъюнктивным нарушением), перекрытой газонепроницаемой покрышкой; изменения структуры угольного пласта (макро- и микротрещиноватость), вследствие чего пласт может являться коллектором. Трещиноватость и перемятость угольных пластов способствует не только скоплению газа в угольных пластах, но и значительно увеличивает скорость и величину газоотдачи, которая может достигать 80—90% газа, содержащегося в угле.

Таким образом, при определенных геологических условиях угольные пласты могут служить коллекторами для газов, возникающих при их углефикации, а также, возможно, и для газов нефтяного происхождения. Может быть, этим и объясняется повышенное содержание тяжелых углеводородов в газах, заключенных в угольных пластах некоторых районов Кузбасса. Газ, образующийся в процессе метаморфизации угольных пластов, мог, по-видимому, мигрировать при определенных условиях на значительные расстояния как по пластам, так и вверх по разрезу, создавая скопления не только в угольных пластах, но и в других породах, обладающих благоприятными коллекторскими свойствами.

Перспективы нефтегазоносности Кузбасса. Открытие газовой залежи на Южно-Борисовской площади и установление нефтегазопроявлений в угленосных отложениях ряда районов Кузбасса вполне определенно указывают на то, что в этом регионе в отдельные периоды его развития имели место процессы нефтегазообразования и газонакопления. Вопрос же о масштабах этих процессов остается дискуссионным. Перспективность палеозойских отложений Кузнецкого бассейна на нефть и газ с разбором факторов и критериев нефтегазоносности рассматривалась многими исследователями, а также освещалась в многочисленных отчетах сотрудников НТГУ, ЗСГУ и СНИИГГИМС. Здесь мы подведем некоторые итоги и постараемся оценить перспективы Кузбасса в отношении нефтегазоносности, исходя из анализа тех главных факторов, которые обычно кладутся в основу при оценке такого рода.

1. Важное значение при оценке имеют размеры территории, относимой к перспективным, а также мощность разреза, в котором предполагается наличие залежей нефти и газа. В этом отношении Кузнецкая впадина оценивается нами двояко. Что касается размеров впадины, то они явно небольшие (28 тыс. км2). Если к тому же учесть, что к перспективным землям относятся лишь центральные районы впадины и часть восточных, то площадь перспективной территории оказывается равной всего 7—8 тыс. км2.

С другой стороны, мощности угленосных отложений верхнего палеозоя, в которых предполагаются скопления нефти и газа, весьма большие (для отдельных районов они составляют 6—7 тыс. м.). Попятно, что не весь разрез, а лишь какая-то, причем небольшая его часть может оказаться насыщенной газом и нефтью. Ho диапазон возможного наличия скоплений нефти и газа для кузбасского разреза достаточно широк, о чем свидетельствует распространение битумов и нефтегазопроявлений в различных стратиграфических горизонтах.

2. Важное значение при оценке перспектив нефтегазоносности любого региона имеет структурный фактор — наличие тектонических форм, которые могли явиться ловушками для нефти и газа, и в первую очередь таких форм, как брахиантиклинали и купола.

В настоящее время на основании обобщения геологических и особенно геофизических материалов в Кузнецкой впадине установлено более 200 структурных форм различного характера и порядка. Примерно половину из них составляют поднятия, которыми обычно и интересуются нефтяники. В перспективных на нефть и газ районах Кузбасса располагаются примерно два-три десятка таких антиклинальных структур, из которых, по мнению большинства исследователей, представляют интерес в отношении нефтегазоносности лишь несколько структур (Нарыкская, Осиновоплесская, Казанковская, Южно-Борисовская, Сыромолотненская, Октябрьская), имеющих к тому же относительно малые размеры (порядка первых десятков квадратных километров).

3. He менее важным фактором, чем структурный, при оценке перспективности района на нефть и газ являются коллекторские свойства пород. В последние годы проведены обширные исследования по изучению постдиагенетических изменений средне-верхнепалеозойских пород Кузбасса с целью прогнозирования их коллекторских свойств. По данным Н.А. Лизалека, В.М. Ядренкина, А.В. Вана, палеозойские отложения Кузбасса претерпели значительные вторичные изменения и по степени преобразования находятся в основном в стадии глубинного катагенеза — раннего метагенеза. Лишь в верхнепалеозойских отложениях северо-восточной части Кузбасса установлены относительно мало измененные вторичными процессами осадочные толщи. Соответственно с этим в разрезе верхнего и среднего палеозоя Кузбасса отсутствуют удовлетворительные поровые коллекторы, за исключением северо-восточной части бассейна, где в разрезе верхнего палеозоя выявлены средне- и хорошопроницаемые поровые коллекторы. В отложениях нижне- и верхнебалахонской свит Заломненской депрессии, по данным В.Д. Фомичева, половина из 37 отобранных образцов песчаников имела пористость, превышающую 20%, а проницаемость в единичных образцах составляла 30—150 мдарси. По данным В. И. Будникова из 152 образцов песчаников, отобранных из отложений верхнебалахонской свиты Заломненской депрессии, больше половины обладали пористостью, превышающей 15%, а треть образцов имела пористость, превышающую 20%. В пяти образцах песчаников, пористость которых имела средние величины (11—18%), определялась газопроницаемость. В трех из этих образцов она составила 30, 90 и 480 мдарси. Пористость газоносных песчаников верхней части ильинской свиты на Южно-Борисовской площади составляет, по данным Б.Н. Пьянкова, 10—18%; проницаемость изменяется от 0,01 до 70 мдарси, в редких случаях она поднимается до 100—200 мдарси.

К настоящему времени довольно обстоятельно изучена также макро- и микротрещиноватость палеозойских пород разных районов Кузбасса с целью поисков трещинных коллекторов. По данным Н.В. Мельникова и В.Н. Воробьева, коллекторы трещинного типа распространены в центральной и юго-восточной частях Кузбасса. Сюда попадают Абашевская, Казанковская, Верхнетерсинская, Чексинская, Осиновоплесская, Нарыкская антиклинальные структуры. К районам возможного распространения трещинных коллекторов отнесена северная часть бассейна. Приколывань-Томская зона и западная часть Присалаирской зоны складчатости являются неперспективными для поисков трещинных коллекторов, несмотря на то что именно в этих районах установлены максимальные величины удельной поверхности трещин в породах. Трещины в породах в этих районах, как отмечает Н.В. Мельников, возникли в результате интенсивных тангенциально направленных усилий сжатия и поэтому не имеют достаточной раскрытости.

4. И, наконец, эффективность нефтегазопоисковых работ. Выше были указаны объемы проведенного в Кузбассе структурного и глубокого бурения на нефть и газ и описаны полученные при этом результаты. Нетрудно видеть, что, несмотря на значительные объемы нефтегазопоискового бурения в этом районе, полученные результаты являются весьма незначительными, тем более что часть интересных нефте-газопроявлений установлена в углеразведочных скважинах и шахтах попутно с разведкой угля. Низкая эффективность нефтегазопоисковых работ в Кузбассе в известной мере объясняется рядом недостатков, имевших место при проведении этих работ, однако главная причина, видимо, имеет геологическое толкование.

Учитывая такие факторы, как небольшие размеры перспективной территории, относительно небольшие размеры локальных структур, высокая степень вторичного изменения пород в большинстве районов Кузбасса, отсутствие в большей части разреза удовлетворительных поровых коллекторов и весьма низкую эффективность нефтепоисковых работ на всем протяжении их проведения, трудно рассчитывать на открытие в Кузбассе крупных месторождений газа и особенно нефти. В этом регионе, исходя из геологических предпосылок, вполне реально открытие небольших (в лучшем случае средних) по размерам месторождений газа, как это предполагал ранее О.Г. Жеро. Что касается нефти, то в рассматриваемом районе возможно открытие лишь небольших по размерам залежей.

Приведенные выше материалы показывают, что в Кузнецком бассейне могут быть открыты месторождения газа нефтяного происхождения (типа Южно-Борисовской залежи), а также месторождения газа, возникшие при метаморфизации углей. Насколько значительными могут оказаться запасы метана, являющегося непременным продуктом углеобразования, можно судить по следующим данным. Опытными работами установлено, что из 1 т растительных остатков, содержащих клетчатку, образуется от 300 до 600 м3 газа. Если учесть, что геологические запасы каменных углей Кузбасса по подсчетам на 1960 г. составляют 810 млрд. т (подсчет проведен до глубины 1,8 км), то можно представить себе, какое колоссальное количество газа выделилось в процессе формирования 6—7-километровой толщи угленосных отложений. Часть газа, несомненно, ушла в атмосферу, однако совершенно ясно, что другая часть сохранилась и в настоящее время находится в недрах многокилометровой толщи угленосных осадков, постоянно проявляя себя в виде выбросов в шахтах и при бурении скважин.

Анализ всех критериев и факторов нефтегазоносности показывает, что наиболее оптимальные, благоприятные условия для накопления газа и его сохранения были в центральной и юго-восточной частях Кузнецкого бассейна. В этих районах имеются относительно пологие изометричные структуры типа брахиантиклиналей (Нарыкская, Осиновоплесская, Казанковская, Южно-Борисовская, Сыромолотненская, Октябрьская и др.), установлены трещинные, а также в отдельных районах поровые коллекторы, к этим районам приурочено основное количество нефте- и газопроявлений. Перспективными могут явиться юрские структуры.

Относительно перспектив открытия в Кузбассе нефти необходимо отметить следующее. Еще в 60-х годах прошлого столетия Роджерсом было подмечено, что между нефтегазоносностью и метаморфизмом углей и нефтепродуктивных толщах имеется зависимость, состоящая в том, что нефть и газ сохраняются в тех отложениях, в которых метаморфизм умей не перешел некоторой определенной границы. Затем эта закономерность была уточнена рядом ученых за рубежом и в России.

Для центральных и восточных районов Кузбасса имеется определенная зональность в стадиях вторичного преобразования пород. Породы ильинской свиты Борисовского и Крапивинского районов (северная часть Кузбасса) находятся по степени преобразования на стадии начального катагенеза, а в юго-восточной части Кузбасса они изменены до стадии глубинного катагенеза. Отложения верхнебалахонской свиты, залегающие стратиграфически ниже, изменены, естественно, значительно сильнее, однако опять-таки с различной степенью интенсивности в разных районах. В северной части Кузбасса они находятся на стадии начального (район с. Крапивино) и глубинного (Борисовские площади) катагенеза, на юго-востоке (Абашевский и Томь-Усинский районы) достигают уже стадии начального метагенеза. Аналогичным образом изменены и угли. В ильинской свите по степени метаморфизма угли изменяются от длиннопламенных и газовых и районе Борисово—Крапивино до паровично-жирных в районе Абашево—Узунцы—Осиновое Плесо. Зоны вторичного преобразования пород, стадии метаморфизма углей ильинской свиты, а также местонахождение основных нефтепроявлений и состав нефтей изображены на рис. 53.

Изменение состава кузбасских нефтей довольно четко контролируется степенью вторичного преобразования пород и метаморфизма углей. Такая же отчетливая связь установлена в пределах Западно-Сибирской низменности, как это показал А.Э. Конторович, причем, как и в Кузбассе, легкие, метановые, малосмолистые нефти с высоким содержанием твердых углеводородов (до 40%) приурочены к отложениям, которые находятся по степени преобразования пород на стадии, переходной от глубинного катагенеза к начальному метагенезу, и органическое вещество в которых достигло жирной стадии метаморфизма углей. Из этого можно сделать вывод, что при приближении пород по степени преобразования к стадии начального метагенеза, а органического вещества к жирной стадии метаморфизма угля начинается катагенное преобразование нефтей, которое в конечном итоге при более глубоких изменениях пород приводит к их полному разрушению. Исходя из этого южные районы Кузбасса не могут рассматриваться перспективными в отношении нефтяных залежей. Перспективы на нефть можно связывать лишь с северной его половиной и конкретнее — с далеким западным погружением Крапивинского купола, к которому, в частности, приурочена Южно-Борисовская структура. Южно-Борисовскую, Сыромолотненскую, Октябрьскую структуры, а также площади, непосредственно примыкающие к этим структурам, следует относить к перспективным на нефть.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2020
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна