Сейсмоактивные И-широты и крупные месторождения нефти и газа

Рассмотрим связь локализованных литосферных потоков углеводородов с сейсмогенными зонами в глобальном масштабе. Для этого привлечем,модель глобальной сейсмичности О-волн, разработанную Ш.А. Губерманом (1981, 1987).

Согласно этой концепции сильнейшее землетрясение на Земле приводит к перераспределению масс планеты, в результате чего изменяется скорость вращения Земли. В моменты достижения локального минимума на обоих полюсах Земли возникают возмущения (?>-волны), которые распространяются от полюсов вдоль меридианов с постоянной скоростью 0,15° в год и в каждый момент времени совпадают с некоторой широтой. “Стыковка” идущих навстречу ?>-волн служит спусковым механизмом сильных землетрясений. Это происходит на участках мантии или земной коры, где накопились к тому времени значительные тектонические напряжения. Такие участки находятся на разломах и, как правило, совпадают с дизъюнктивными узлами. Природа и механизм возникновения как самих D-волн, так и “спускового механизма” землетрясений еще недостаточно ясны.

Эта модель исходит из установленного факта, что в ряде регионов вдоль главных разломов распространяются с севера на юг возмущения, названные “волнами тектонической деформации”, и связанные с возникновением сильных землетрясений (Вилькович и др., 1974). Ш.А. Губерман предположил, что “волны тектонической деформации”, наблюдаемые на различных разломах,-следствия распространения глобальной волны, движущейся по земному шару с постоянной скоростью.

Одно из важных следствий этой модели - утверждение, что наиболее сильные землетрясения в сейсмоактивных зонах должны возникать преимущественно на дискретных широтах (D-широтах), где сталкиваются встречные D-волны.

D-широты различаются по порядку п. D-широты порядна тг задаются выражением

D_n = (90°/2^П) • i i = (0,1,2,... ,2ⁿ — 1), n <С 5.

Dn-широты включают в себя D-широты всех меньших порядков. Так, D-широты 4-го порядка задаются выражением D₄ = 5,625 • i. Посредине между ними лежат Ds-широты, т.е. они отстоят от D₄-innpoT на 2,8°. Статистически показано, что в каждом сейсмическом регионе, имеющем землетрясения примерно в 3/4 случаев с М ^ 8, самое сильное землетрясение лежит на D₄-imipoTe с точностью до 1°, а в остальных случаях сильные землетрясения лежат на Ds-широтах (Губерман, 1987).

На основе концепции D-волн был дан 10-летний (1978-1989 гг.) долгосрочный прогноз времени и места сильных землетрясений, оправдавшийся в 10 случаях из 12 (Губерман, 1990). Это позволяет считать, что модель D-волн отражает объективные закономерности глобальной геодинамики.

Рассмотрим некоторые тектонические факторы, связанные с D-широтами, а также приуроченность к этим широтам месторождений углеводородных флюидов.

Глобальный характер связи крупнейших месторождений полезных ископаемых с дизъюнктивными узлами показан в работах М.А. Фаворской (Глобальные закономерности ..., 1974; Рудоконцентрирующие структуры ... ,1983; и др.). Согласно этим работам в формировании таких узлов главную роль играют “сквозные” широтные и меридиональные системы рудоконцентрирующих дизъюнктивных нарушений, имеющих трансконтинентальную протяженность. Ортогональная сеть рудоконцентрирующих нарушений сформировалась в течение длительного геологического времени и нашла морфоструктурное и геологическое отражение в современном лике Земли. Отражение зон устойчивого диастрофизма в геологической истории в ортогональной и диагональной сети трансконтинентальных линеаментов показано в работах В.В. Белоусова (1977), В.А. Буша (1983) и др.

Для концепции И-волн особый интерес представляют широтные зоны глубинных дислокаций. Положение сейсмогенных дизъюнктивных узлов на О-широтах накладывает ограничения на положение соединяющих их главных широтных линеаментов на поверхности Земли: такие “сейсмогенные” линеаменты должны быть приурочены к ?)-широтам. Для подтверждения этого положения приведем данные (Губерман и др., 1984) о размещении широтных разломов высшего порядка в Центральной и Южной Америке: 9 из 11 таких разломов лежат вблизи Л-широт четвертого порядка. Явную связь с Л-широтами обнаруживают широтные линейные структуры, выделенные на карте морфоструктурного районирования Азии (Рудоконцентрирующие структуры ..., 1983). Наиболее мощные широтные зоны - это единые непрерывные пояса. Они практически идут через весь материк. Эти зоны распространены до 50° с.ш.

Такое совпадение широтных линеаментов Земли с зонами, где происходят (или происходили в геологическом прошлом) сильнейшие землетрясения, вполне естественны - землетрясения отражают в значительной мере относительное перемещение геологических блоков всех масштабов. Привязка тектонических элементов к Д-широтам - пример процесса с положительной обратной связью: каждое сильное землетрясение на ?)-широте повышает локальную неоднородность и создает условия для дальнейшей концентрации тектонических напряжений в этом месте. Тем самым увеличивается вероятность возникновения нового землетрясения в этом месте (Губерман, 1987). Таким образом, концепция ?>-волн находит свое геологическое выражение в установленной независимо от нее системе сквозных широтных дислокаций, опоясывающих земной шар.

Предполагаемый гипотезой ?>-волн спусковой механизм разрядки тектонических напряжений связан с глобальными явлениями, и естественно полагать, что он действовал в геологическом прошлом, в частности в эпохи нефтегазообразования. А так как наиболее крупные месторождения возникали, как правило, на участках высокой проницаемости земной коры, то можно предположить, что в нефтегазоносных бассейнах это были дизъюнктивные узлы, расположенные на ?>-широтах: ведь именно здесь создавались самые крупные зоны высокой проницаемости и выделялось самое большое количество сейсмической энергии, т.е. создавались наиболее благоприятные условия для формирования крупных месторождений.

Строго говоря, приуроченность сейсмогенных и нефтегазоносных дизъюнктивных узлов к .О-широтам не предопределяет приуроченность всех крупных месторождений нефти и газа к О-широтам, так как месторождения находятся в некоторой области узла с радиусом несколько десятков километров от его центра. Тем не менее представляет интерес рассмотреть приуроченность крупнейших месторождений нефти и газа к ?)-широтам. По аналогии с правилом, что на .О-широтах находятся эпицентры сильнейших для данного сейсмоактивного региона землетрясений, предположим, что на 0-широтах (в дизъюнктивных узлах, расположенных в зоне О-широт) находятся самые крупные для данного бассейна месторождения нефти и газа.

Лля проверки этого предположения выберем среди крупных месторождений нефти (с запасами не менее 100 млн т) и газа (с запасами не менее 100 млрд м³) по два самых крупных месторождения в своих нефтегазоносных бассейнах и крупнейшие в мире скопления нефтеносных песков (табл. 18, рис. 7).

Исследуем связь месторождений нефти и газа с широтами не более, чем пятого порядка. Условимся считать (по аналогии с сейсмической моделью), что месторождение находится в зоне ТХ}-широты, если оно отстоит от нее не более чем на 1°, и в зоне Лб-широты, если оно отстоит от нее не более чем на 0,4° (2,4-2,8° от ?)₄-широты). Таким образом, зоны ?)-широт занимают 50% поверхности земного шара.

Из приведенной табл. 18 можно сделать следующие выводы. Из 52 крупных и гигантских месторождений нефти, находящихся в 29 нефтегазоносных бассейнах земного шара, в зоны ?)-широт попадает 41 месторождение (79%), с общими запасами (с учетом только зарубежных месторождений) 33,4 млрд т. На 50% пло-

Рис. 7, Положение нефтегазоносных бассейнов и наиболее крупных месторождений нефти и газа относительно О-широт. 1 - нефтегазоносные бассейны; месторождения нефти и газа: 2- гигантские, 3- крупные. Сплошные линии -О-широты 4-го порядка: пунктирные - О-широты 5-го поряка. Названия нефтегазоносных бассейнов (номера на карте): 1 - Североевропейский, 2 -Тимано-Печорский, 3 - Западно-Сибирский, 4 ~ Днепровско-Донецкий, 5 -Предперинейский, в - Предкарпатско-Балканский, 7 - Волго-Уральский, 8 - Прикаспийский, 9 - Амударьинский, 10 - Южно-Каспийский, 11 -Восточно-Средиземноморский, 12 - Нижнеиндский, 13 - Ассамский, Ц ~ Сычуанский, 15 - Персидского залива, 16 - Бенгальский, 17 - Камбейский, 18 - Саравакский, 19 - Централько-Суматринский, 20 - Северо-Яванский, 21 - Сахаро-Ливийский, 22 - Красного моря, 23 - Гвинейского залива, 24 -Свердлуп, 25 - Бофорта, 26 - Северного склона Аляски, 27- Залива Кука, 28 -Западно-Канадский, 29 - Биг-Хорн, 30 - Паудер-Ривер, 31 - У инта-Пайсенс, 32 - Иллинойский, 33 - Предаппалачский, 34 - Мичиганский, 35 - Парадокс, 36 - Сан-Хуан, 37- Хаф-Мун-Салима-Кайма, 38 - Западный Внутренний, 39 -Грейт Валли. 40 - Вентура, 41 ~ Лос-Анджелес, 4% ~ Предуошитский, 43 -Пермский, 44 ~ Мексиканского залива, 45 - Маракаибский, 40 - Оринокский, 47 - Рерхнеамазонский, 43 - Гуаякиль Прогрессо, 43 - Сержипи-Алагоас, 50 Реконкаво, 51 - Западно Австралийский, 52 - Амадиес, 53 - Восточно Австралийский, 54 - Гиппсленд, 55 - Кампус. Названия месторождений -в табл 18.

?Nl

СО

Расстояние от самых крупных месторождений нефти и газа в нефтегазоносном бассейне до И-широт

Таблица 18

щади бассейнов вне зоны Л-широт находится только 11 самых крупных месторождений бассейнов с общими запасами 5,6 млрд т. Таким образом, если учесть геологические запасы зарубежных месторождений (без гигантских скоплений нефтеносных песков Атабаски, Пис-Ривер и Ориноко, которые, также находятся в зонах 7}-широт), то к /^-широтам приуроченно 85% их запасов, тогда как вне этих зон только 15% запасов.

Из 29 самых крупных месторождений природного газа, находящихся в 20 нефтегазоносных бассейнах мира, к зонам ?)-широт приурочены 22 месторождения с общими запасами 36,9 трлн м³. Вне зоны ?)-широт оказалось только 7 месторождений с общими запасами 3,7 трлн м³. Таким образом, на ?)-широтах (т.е. на 50% площади) сосредоточен 91% запасов природного газа самых крупных месторождений нефтегазоносных бассейнов мира. Подобная картина получается при анализе расположения относительно ?)-широт зон гигантского нефтегазонакопления мира или самого крупного месторождения в каждом из 56 главных нефтегазоносных бассейнов зарубежных стран (Губерман, Пиковский, 1984; Губерман, 1987).

Представляет интерес следующее соображение. Если тезис “самое крупное месторождение нефти или газа в конкретном нефтегазоносном бассейне находится в зоне или Д₅-широт” справедлив, то из него следует другой тезис: “если самое крупное месторождение бассейна не находится в зоне ?)-широт, то в бассейне имеется еще более крупное месторождение в пределах или вблизи этой зоны”. Второй тезис, естественно, справедлив, если в зонах О-широт имеются природные резервуары, в которых могут аккумулироваться и сохраняться углеводородные флюиды.

* * *

Таким образом, установленные аналогии в закономерностях распространения зон выделения геодинамической энергии и размещения крупнейших скоплений нефти и газа дают в руки исследователям ключ к прогнозированию наиболее крупных литосферных локализованных потоков углеводородов.

Основные объекты прогноза в нефтегазоносном или перспективно нефтегазоносном бассейне (провинции) по дегазационной концепции - это зоны возможного нефтегазонакопления, представляющие собой локализованные в ограниченной области Центры миграции глубинных флюидов с находящейся на их пути системой ловушек разной формы и генезиса. Выявление зон возможного нефтегазонакопления и их оконтурирование проводится в два этапа. На первом этапе определяются наиболее проницаемые зоны земной коры, характеризующиеся повышенной раздробленностью и трещиноватостью. Такие зоны располагаются, как правило, в дизъюнктивных узлах - на пересечении разломов, нд стыках блоков земной коры разных рангов. Исходя из концепции об относительно молодом возрасте большинства месторождений, особое значение имеет современная блоковая структура нефтегазоносных бассейнов, в которой дизьюнктивные узлы проявляются в форме морфоструктурных узлов.

Второй этап - распознавание среди дизъюнктивных (морфоструктурных) узлов нефтегазоносного бассейна собственно зон неф-тегазонакопленил. В качестве критериев распознавания используются геодинамические, геоморфологические, геотектонические и геохимические параметры. Один из важных критериев - наличие первичного минералого-геохимического ореола, свидетельствующего о флюидной миграции в этой зоне. Зоны нефтегазонакоп-ления по площади могут охватывать десятки и сотни квадратных километров.

В пределах перспективного морфоструктурного узла проводятся поисково-геохимические, морфоструктурные и геодинамические исследования для определения локальных зон миграции и аккумуляции углеводородов, изучение геохимической структуры ландшафта и выявление вторичного минералого-геохимического ореола.