Литология и полезные ископаемые, 2021, № 4, стр. 349-363

ЗАДАЧИ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

Рифовые массивы представляют собой специфические объекты, содержащие залежи углеводородов. Их нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом диапазоне – практически по всему фанерозойскому разрезу.

Объектом настоящего исследования являлись рифовые месторождения палеозоя, развитые в пределах платформ северной полусферы: Восточно-Европейской, Сибирской, Северо-Американской. Анализировалось строение ловушек и резервуаров рифов различного типа и разного возраста, начиная с кембрийских образований и заканчивая рифами перми.

При этом рифы рассматривались как геологические образования, созданные в результате жизнедеятельности организмов и представляющие собой карбонатные массивы, которые во время своего образования возвышались над дном окружающего моря, и мощность которых превышала мощность синхронных вмещающих отложений (см. подробнее [Современные …, 1990, с. 117–118]). Биостромы и биогермы, равно как биостромные и биогермные массивы, иловые холмы, в данной работе не обсуждаются.

Палеозойское рифообразование имеет отчетливо циклический характер, связанный в том числе с эпохами массовых вымираний. Установлены раннекембрийский, средне-позднеордовикский, силурийско-франский, поздневизейско-серпуховский и пермский этапы рифообразования, причем в рифах четырех из них (исключая ордовикский) установлена промышленная нефтегазоносность [Кузнецов, Журавлева, 2019]. При этом силурийско-девонский этап подразделяется на два подэтапа, которые различаются, в том числе, по характеру нефтегазоносности.

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РИФОВ ПАЛЕОЗОЯ

Нефтегазоносные рифы кембрия

Древнейшие нефтегазоносные рифы установлены в нижнекембрийских образованиях Сибирской платформы. В большинстве они представляют собой значительные по площади, но сравнительно маломощные постройки, обрамляющие Непско-Ботуобинскую и Байкитскую антеклизы южной и юго-западной частей платформы. В пределах первой выявлены Среднеботуобинский, Большетирский, Верхне-Чонский и др. рифы; на склонах второй антеклизы вскрыты близкие по строению Оморинский, Вэдрэшевский, другие рифы и связанные с ними залежи.

Наиболее изученным является рифовый массив и, соответственно, ловушка и резервуар Среднеботуобинского месторождения (рис. 1, 2). Для резервуара характерно асимметричное строение. Относительно однородный “массивный” разрез в центральной зоне, где практически отсутствуют микрозернистые и глинистые разности, а мощности промышленных коллекторов составляют 65–80% разреза. В “зарифовых” областях, собственно, Ботуобинской антеклизы мощность синхронных отложений примерно в 1.5 раза меньше, а главное – разрез становится более дифференцированным, появляются пачки глинистых и плотных пелитоморфных карбонатных пород. Это обусловливает, во-первых, замещение массивного в целом резервуара пластовым, и, во-вторых, сокращение эффективной мощности в 3–4 раза. Еще более резко уменьшаются мощности в относительно глубоководных разрезах, в депрессионных впадинах это уменьшение достигает 2–2.5 раз, причем, что существенно, еще более резко сокращаются число и мощности проницаемых прослоев (см. рис. 1, 2) [Древние …, 2000].

Рис. 1.

Строение природного резервуара Среднеботуобинской площади. Нижний кембрий. Восточная Сибирь. Схематические карты мощностей и фаций (а) и суммарной мощности коллекторов (б) (по [Древние …, 2000]). 1 – изопахиты, м; 2 – скважина, ее номер и значение мощности отложений, м; 3 – рифовый массив; 4 – относительно глубоководные предрифовые отложения; 5 – мелководно-морские известняки и доломиты; 6 – направление профильного разреза.

Рис. 2.

Литологический профильный разрез Среднеботуобинского месторождения (а) и строение его резервуара (б) (по [Древние …, 2000]). 1, 2 – известняки: 1 – биогермные, 2 – полифитовые; 3–7 – доломиты: 3 – микрозернистые, 4 – мелкозернистые, 5 – онколитовые, 6 – разнозернистые, 7 – глинистые, 8 – мергели, 9 – аргиллиты, 10 – каменная соль, 11 – глинистые ангидриты, 12 – промышленные коллектора, 13, 14 – полупокрышки: 13 – глинистые породы, 14 – плотные карбонаты; 15 – границы рифового массива.

Нефтегазоносные рифы девона

Существенно более разнообразны рифы девона и, соответственно, типы их ловушек и резервуаров.

Многочисленные месторождения нефти и газа обнаружены в пределах рассматриваемых в статье древних платформ – Северо-Американской и Восточно-Европейской, некоторые характеристики этих месторождений приводились в предыдущих публикациях [Журавлева, 2017; Кузнецов, Журавлева, 2018а, б и др.].

На Северо-Американской платформе многочисленные и хорошо изученные месторождения находятся в пределах Западно-Канадского бассейна, где они локализованы на трех стратиграфических уровнях: в среднем живете – формация Рейнбоу, верхнем живете – формация Суон Хиллс, и среднем фране – формация Ледюк. В абсолютном большинстве случаев это одиночные, изолированные, относительно симметричные постройки: изометричные округлые или овальные в плане, куполовидные с относительно остроугольной кровлей (Рейнбоу А, рифы цепи Римби–Ледюк–Клайд: Уэстрозе, Бонни Гленн, Визард Гленн, Ледюк Вудбенд, Ачесон), плосковершинные (Голден Спайк, Джуди Крик) или атолловидные (Рейнбоу В, Редуотер, Норман Уэллс). Морфология ловушек и характер их резервуаров во многом определяются соответствующим морфологическим и генетическим типом рифа. Например, при сравнительно небольших размерах куполовидных и плосковершинных рифов резервуар с кондиционными значениями коллекторских параметров включает практически весь объем рифа. Таковы, например, резервуары рифов Голден Спайк, Рейнбоу А. В случае плосковершинных рифов более крупных размеров и, тем более, атолловидных, собственно резервуарная часть локализована на периферии сооружений, а в центральных – лагунных – областях породы практически непроницаемы (рифы Джуди Крик, Редуотер).

В пределах Западно-Канадского бассейна на севере провинции Альберта в формации Слейв Пойнт развита асимметричная рифовая система, в пределах которой обнаружены месторождения Котчо Лейк, Кларк Лейк (рис. 3) и др. [Gray, Kassube, 1963; Jardinе, Wilshart, 1987]. Эта система субширотного простирания датируется живетским веком. К северу рифовые известняки замещаются черными битуминозными сланцами и известняками пачки Эви, а к югу – на шельфе – известняками той же формации Слейв Пойнт. Субаквальный достаточно расчлененный палеорельеф времени Слейв Пойнт снивелирован сланцами Оттер Парк, которые, в свою очередь, перекрываются пачкой Маскуа, развитой как в пределах шельфового бассейна, так и над рифами, и над депрессионным “сланцевым” бассейном. Зарифовая часть формации Слейв Пойнт сложена темноцветными битуминозными микритовыми известняками. В рифовой гряде преобладают известняки с крупными обломками строматопороидей, при этом вершина рифов лишь слегка возвышается над зарифовыми мелководными отложениями, но существенно – над предрифовыми.

Рис. 3.

Месторождение Кларк Лейк, Канада. Девон, живетский ярус. а – литолого-фациальный профиль ([Gray, Kassube, 1963] с изменениями); б, в – строение залежи в плане (б) и разрезе (в) ([Jardine, Wilshart, 1987] с изменениями). 1 – зеленые глины Уотт Маунтин; 2 – темно-серые сланцеватые глины; 3 – битуминозные слоистые глины; 4 – известняки; 5 – доломиты; 6 – известняки доломитизированные; 7 – газонасыщенный коллектор; 8 – водонасыщенный, или неэффективный, коллектор.

Спецификой литологического состава самого рифа и, соответственно, слагающих его пород-коллекторов является интенсивная доломитизация, которая практически и определяет емкостные параметры самого рифа.

Широко представлены рифы в девоне Восточно-Европейской платформы. Их продуктивность установлена на юго-западе платформы в пределах Прикаспийской впадины и ее обрамления [Кузнецов, Журавлева, 2018а, б], а также на северо-востоке, в Тимано-Печорской провинции [Журавлева, 2017].

Первые рифы в обрамлении Прикаспийской впадины появились во время накопления терригенно-карбонатной автохтонной формации в позднем эйфеле. Более широко рифы этой формации распространены в живете, а завершилось рифообразование в кыновское время раннего франа. Рифы этого этапа развивались на локальных участках во время общего подъема уровня моря, когда регионально происходило накопление карбонатных и глинисто-карбонатных пачек, а на локальных, приподнятых над дном моря участках формировались одиночные куполовидные, округлые и овальные, иногда серповидные в плане постройки. Перекрываются рифы глинистыми пачками, которые служат региональными флюидоупорами, изолируя рифы как в их кровле, так и с флангов. Резервуары самих рифов массивные относительно простого строения.

Более широко распространены и более важны с точки зрения нефтегазоносности рифы карбонатного комплекса среднего–верхнего франа. Образования этого возраста представлены двумя типами. На границе мелководного шельфа, где происходила карбонатная седиментация, с относительно более глубоководной частью бассейна, которая располагалась в пределах Прикаспийской впадины и представляла собой в это время краевое котловинное море северного обрамления Палеотетиса, формировались рифы асимметричного строения, представленные на Жирновской, Западно-Линевской, Новокоробковской и других площадях и имеющие преимущественно алатырско-воронежский возраст. Резервуары этих рифов в целом массивные, а их объем, а точнее высота залежи, в основном определяется превышением рифа над зарифовыми отложениями и последующей тектоникой, поскольку синхронные рифу зарифовые карбонатные отложения представлены в целом пористыми и проницаемыми породами.

Второй тип франских рифов – это сооружения в пределах Прикаспийского моря и его заливов, они представляют собой куполообразные линейно вытянутые в плане рифы, установленные на Котовской, Памятно-Сасовской площадях на западе впадины, и на Рыбкинской площади – в северной ее части [Вилесов и др., 2019; Кузнецов, Журавлева, 2018б]. Эти рифы в кровле и с флангов изолируются глинистыми толщами волгоградского горизонта. Резервуары в рифах в основном массивного типа и, соответственно, того же типа и сами залежи. При этом объем резервуара практически равен объему рифов.

Целый ряд промышленных месторождений нефти выявлен в девонских рифах Печорской синеклизы. Большинство их связано с рифами асимметричных систем. При этом положение ловушек и тип резервуара во многом, кроме тектоники, определяется типом рифов и их фациальными взаимоотношениями с вмещающими толщами. Наиболее распространены залежи в рифах асимметричных систем, в которых рифы и изолирующие их отложения имеют разный возраст: доманиковые рифы, перекрытые ветласянской глинистой пачкой; сирачойские рифы, перекрытые глинистой пачкой основания ухтинского горизонта, ухтинские рифы верхов франского яруса. Например, на Северо-Командиршорской площади продуктивным является риф сирачойского горизонта. Ловушка этого месторождения отчасти имеет тектоническое происхождение, а также обусловлена палеогеоморфологическим фактором – наличием рифа и его литологическим экранированием, поскольку зарифовые отложения, по крайней мере в их кровле, представлены плотными глинистыми известняками. Подобная ситуация наблюдается и на Командиршорской площади, где риф имеет ухтинский возраст, а зарифовые фации представлены глинисто-карбонатно-сульфатными отложениями [Чочия, Булахова, 1991] (рис. 4).

Рис. 4.

Литолого-фациальный профиль Северо-Командиршорской и Командиршорской площадей. Девон. Печорская синеклиза ([Чочия, Булахова, 1991] с упрощением). 1‒6 ‒ породы: 1 – известняки, 2 – доломиты, 3 – глинистые известняки, 4 – глины и аргиллиты, 5 – гипсы и ангидриты, 6 – известняки и доломиты водорослевые узорчатые; 7‒9 ‒ фации: 7 – рифогенные, 8 – склоновые, 9 – доманикоидные; 10 – границы резких фациальных замещений; 11 – рифогенные тела; 12, 13 ‒ залежи нефти (12), газа (13); 14 – пласты-коллекторы.

Нефтегазоносные рифы визе–серпухова

Нефтегазоносные рифы следующего цикла – поздневизейско-серпуховского – известны в пределах Донбасса и в Прикаспийской впадине [Кузнецов, Антошкина, 2005; Кузнецов и др., 1978; Рифогенные …, 1997].

В пределах северного обрамления Донбасса на Сиротинской, Муратовской, Лобачевской площадях вскрыты газоносные рифы серпуховского яруса. Они расположены на границе мелководных карбонатных отложений, представленных в основном чистыми микрозернистыми известняками, переслаивающимися с пластами глин, с относительно глубоководными маломощными существенно глинистыми известняками и перекрыты глинистыми отложениями (рис. 5).

Рис. 5.

Рифы серпуховского яруса карбона Донбасса ([Кузнецов и др., 1978; Рифогенные …, 1997] с упрощением). Схематическая карта мощностей и фаций нижней части свиты ${\text{C}}_{1}^{4}$ (а) и геологический профиль рифа Муратовской площади (б). 1‒4 ‒ отложения: 1 – мелководные терригенно-карбонатные, 2 – мелководные преимущественно карбонатные, 3 – относительно глубоководные глинисто-карбонатные, 4 – относительно глубоководные преимущественно глинистые, 5 – рифовые известняки и доломиты, 6 – установленные рифы, 7 – предрифовые известняковые брекчии, 8 – перекрывающие рифы песчано-глинистые отложения, 9 – положение рифовой системы, 10 – изопахиты, 11 – границы фаций, 12 – скважины, 13 – направление профильного разреза.

Рифы имеют отчетливо асимметричное строение. Так, наклон кровли рифа к зарифовым отложениям составляет 20–24 м/км, в то время как по отношению к депрессионным возрастает до 70–75 м/км. С точки зрения строения резервуара и его объема важно отметить, что притоки газа получены с глубин в 50–80 м ниже структурного замка Муратовского поднятия в кровле рифсодержащего стратиграфического комплекса. Другими словами, зарифовые отложения, по крайней мере их верхняя часть, представляют собой литологический экран, и ловушка является комбинированной – литолого-палеогеоморфологической (см. рис. 5).

Крупные рифовые массивы поздневизейско-серпуховского возраста вскрыты скважинами в пределах Прикаспийской впадины. Один из них – риф Тенгиз, с которым связано гигантское нефтяное месторождение. Риф имеет в плане овальную форму, размером примерно 17 на 23 км и площадью около 400 км². Риф представлял собой своеобразный атолл с центральной лагуной субмеридионального простирания. Подобная фациальная зональность определяет и распределение коллекторских свойств массива – в пределах рифового кольца пористость составляет 6–18%, в лагунных отложениях – снижается до 5–10%. Целенаправленные исследования этого месторождения, выполненные уже в настоящем столетии, существенно детализировали его строение как геологического тела рифового типа, так и характер его нефтегазоносности [Collins et al., 2006; Kenter et al., 2006, 2010 и др.]. Так, визейская его часть реконструируется как изолированная карбонатная платформа, а в серпуховское время активно формировалось рифовое обрамление этой платформы, с мощным обломочным шлейфом и “лагунными” нефтегазоносными отложениями в центральной части [Collins et al., 2006; Kenter et al., 2006].

Аналогична картина и для рифа Карачаганак. расположенного севернее, практически в прибортовой зоне Прикаспийской впадины. Риф имеет сложную историю развития. В визейско-серпуховское время это было крупное атолловидное сооружение, сложенное в существенном количестве водорослево-мшанковыми известняками, мощностью до 750–850 м. Эффективная мощность коллекторов в рифовом кольце 60–62%, а во внутририфовой лагуне – не более 40%. При этом доля высокопористых кавернозных пород составляет в среднем 40–45%, на внешних склонах рифа примерно 20–25%, в лагунных фациях около 6–7%.

ТЕКТОНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ СТРОЕНИЕ И ОБЪЕМ ЛОВУШЕК И РЕЗЕРВУАРОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

Оценивая влияние тектоники на формирование, строение и объем ловушки рифового резервуара следует рассмотреть три аспекта проблемы: во-первых, роль и значение тектоники в образовании рифов различных морфолого-генетических типов и локализации мест рифообразования; во-вторых, влияние последующих тектонических движений регионального масштаба на сохранение или, в более общем плане, изменение объема ловушки; и, наконец, в-третьих, аналогичное влияние на локальном уровне – тектонические движения непосредственно в пределах самого рифа.

Одиночные относительно симметричные в поперечном сечении рифы (рис. 6а–в) формируются на плоских горизонтальных или, скорее, слабо наклоненных моноклинальных участках морского дна, иногда на некоторых ступенеобразных осложнениях моноклинали, например, в случае силура Мичиганского и Иллинойского бассейнов. Аналогично, цепочки рифов локализованы в пределах линейных дислокаций, как это имеет место в рифовой цепи Римби–Ледюк–Клайд в верхнем девоне Западной Канады. Непосредственное же положение рифа определяется, как правило, малоамплитудными, но выраженными в рельефе дна тектоническими поднятиями (см. рис. 6а). На этих локальных относительно более мелководных участках, в более освещенных условиях, поселяются организмы; последующее общее тектоническое прогибание компенсируется интенсивным, биогенным в своей основе, карбонатонакоплением, что обеспечивает формирование рифа, в то время как в окружающих зонах скорость осадконакопления прогрессивно снижается. В итоге превышение уровня рифа над синхронными окружающими его отложениями существенно возрастает.

Рис. 6.

Влияние тектоники на морфологию и объем резервуара различных морфолого-генетических типов рифов. а–в – морфология кровли подстилающих отложений одиночных относительно симметричных рифов: а – горизонтальная с локальным перегибом, б – наклонная с локальным перегибом, в – с антиклинальным поднятием (перегибом за счет пострифовой тектоники); г‒е – рифы асимметричных систем: г – первичное (седиментационное) положение кровли рифа, д – положение кровли рифа при последующих региональных движениях, е – положение кровли рифа в результате локальных пострифовых движений. 1 – рифы; 2 – депрессионные межрифовые и предрифовые глинисто-карбонатные отложения; 3 – зарифовые известняки; 4 – реперный горизонт в надрифовых отложениях; 5 – возможный контур нефтегазоносности; 6 – высота залежи.

Асимметричные рифовые системы (см. рис. 6г–е) возникают в пределах линейных зон тектонически обусловленного расчленения дна бассейна, которое ведет к разделению последнего на мелководную и более глубоководную его части. Подобное более или менее резкое или относительно слабо выраженное геоморфологическое разделение дна водоема в виде уступа обусловлено тектоническими причинами регионального масштаба (см. рис. 6г). Конкретное же положение отдельных рифовых массивов определяется уже локальными причинами – существованием локальных тектонических структур, осложняющих региональные дислокации линейной в целом формы.

Второй аспект проблемы – региональные тектонические движения, их направленность и масштабы, влияющие на общий тектонический план.

Пострифовые тектонические движения, вызывающие изменения регионального наклона отложений, как правило, практически не влияют на изменение объема ловушки одиночных куполовидных относительно симметричных в сечении рифов. Дело в том, что высота рифа, то есть превышение его кровли относительно поверхности окружающих его синхронных отложений, достаточно велика, по крайней мере больше амплитуды последующих пострифовых региональных наклонов, поэтому последние практически не влияют или влияют очень слабо на изменение величины замкнутого объема, когда тело рифа как в кровле, так и с флангов ограничено непроницаемыми отложениями толщ заполнения рифового рельефа, играющими роль флюидоупоров – покрышек (см. рис. 6б).

Может быть, отдельным исключением является влияние пострифовой региональной тектоники на очень крупные по площади атолловидные сооружения. Так, региональный наклон рифа Редуотер в Западной Канаде обусловил “раскрытие” пористо-проницаемого участка рифового кольца на западе и локализацию залежи только в восточной, наиболее приподнятой его части. Аналогична ситуация с рифом Норман Уэльс (рис. 7).

Рис. 7.

Смещение залежи в рифе Норман Уэллс в результате тектонического наклона ([Jardine, Wilshart, 1987] с упрощением). а – положение в плане, б – то же в профильном сечении. 1 – залежь, 2 – водонасыщение, 3 – подстилающие отложения, 4 – бассейновые глинистые отложения, 5 – направление профильного сечения.

Иная ситуация в рифах асимметричных систем. Превышение их кровли над предрифовыми отложениями, как правило, существенно, если не сказать велико, в то время как аналогичное превышение над зарифовыми отложениями часто весьма незначительно (см. рис. 6г). Тектонические движения, последующие за периодом рифообразования, чаще всего определяют более интенсивное прогибание именно депрессионных – предрифовых – областей и, соответственно, общий региональный наклон именно в сторону депрессии. Это ведет к тому, что риф “наклоняется” в сторону депрессии, его превышение над зарифовыми отложениями, изначально не очень значительное, еще более сокращается, и, соответственно, сокращается объем ловушки (см. рис. 6д).

Третий аспект проблемы – влияние локальной тектоники в пределах самого рифа. Пострифовые тектонические движения в случае куполовидных симметричных рифов увеличивают общую амплитуду поднятия – ловушку, что отмечается в подрифовых и надрифовых отложениях, но что практически незаметно непосредственно по кровле рифа, поскольку само превышение его кровли над синхронными внерифовыми отложениями существенно больше амплитуды тектонических движений (см. рис. 6в).

В случае асимметричных рифовых систем, рост локальных структур, на которых возникли конкретные рифы всей системы, увеличивает превышение их кровли по отношению как к предрифовым, так и зарифовым отложениям. И если относительно первых – предрифовых – это превышение обычно крайне мало и не существенно, то для вторых – зарифовых – оно весьма значимо. Именно это направление является критическим с точки зрения замкнутой ловушки, ее амплитуды и, соответственно, объема, поэтому рост локальной структуры, на которой росли конкретные рифы, увеличивает превышение кровли рифа над зарифовыми отложениями и, как следствие, увеличивает объем самой рифовой ловушки (см. рис. 6е).

В итоге можно констатировать, что пострифовая тектоника регионального масштаба, как правило, негативно влияет на размер рифовой ловушки асимметричных систем и не имеет существенного значения для одиночных относительно симметричных рифов.

ЛИТОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ СТРОЕНИЕ И ОБЪЕМ ЛОВУШЕК И РЕЗЕРВУАРОВ РИФОВ

Литологические и биологические факторы влияют на образование пород и рифов как геологических тел, как непосредственно, так и опосредовано, по многим направлениям.

Прежде всего, это само образование рифа как трехмерного геологического тела, локализация которого, как отмечено выше, определяется, в основном, тектоническими причинами – региональными и локальными.

Второе обстоятельство – влияние литологического фактора на внешнее экранирование рифа и, соответственно, возможный объем залежи в нем. Речь в данном случае идет о синхронных рифу отложениях, а не о покрывающих рифы толщах-покрышках – глинистых или солевых, которые экранируют возможные залежи не только в кровле, но в значительной, а нередко основной по мощности склоновой части рифа.

В случае одиночного относительно симметричного рифа, вмещающие его и синхронные ему отложения, как правило, плотные, непроницаемые и являются флюидоупорами. Другое дело, что они изолируют только нижнюю, часто незначительную, его часть, а основной экран – это отложения, покрывающие его кровлю, а часто и основную по мощности часть с флангов. Другими словами, теоретически весь объем рифа является единым резервуаром, однако реально этаж нефтегазоносности, как правило, меньше высоты самого рифа, и подошва залежи располагается выше уровня замещения рифа депрессионными отложениями (рис. 8а–в). Иное положение в случае рифов асимметричной системы. Бассейновый склон надежно изолируется как плотными непроницаемыми одновозрастными депрессионными отложениями, так и, главным образом, что отмечено выше, флюидоупорами толщи заполнения рифового рельефа. Существенно сложнее ситуация на тыльнорифовой стороне, где рифовые образования фациально замещаются зарифовыми мелководно-морскими или, как частный случай, лагунными образованиями. В случае рифовой системы краевого типа, когда зарифовые отложения представлены мелководно-морскими, чаще всего карбонатными отложениями, последние не являются флюидоупорами и объем резервуара – возможная высота рифовой залежи – в лучшем случае равен величине превышения кровли рифа над дном зарифового водоема, что, как правило, очень невелико (см. рис. 8г).

Рис. 8.

Влияние литологических параметров на объем и внутреннее строение резервуаров различных морфолого-генетических типов рифов. Типы рифов: а‒в – одиночные: а – куполовидные, б – плосковершинные, в – атолловидные; г‒е – асимметричных рифовых систем: г – краевых, д, е – барьерных. 1 – биоморфные и биокластовые известняки рифов и часть рифа с кондиционными значениями коллекторских параметров; 2 – пелитоморфные и микрозернистые известняки с некондиционными значениями коллекторских параметров; 3 – биокластовые мелководные известняки зарифового водоема; 4 – глубоководные межрифовые и предрифовые непроницаемые известняки – флюидоупоры; 5 – непроницаемые пелитоморфные доломиты зарифового бассейна – флюидоупоры; 6 – непроницаемые пелитоморфные доломиты и сульфаты зарифового бассейна – флюидоупоры; 7 – возможный контур нефтегазоносности.

Если же рифовая система – барьерного типа, то есть существует зарифовая лагуна, в последней нередко, особенно в обстановке аридного климата, формируются микрозернистые плотные доломиты, часто сульфатизированные, и даже пласты, пачки сульфатных пород. Последние образуют дополнительное литологическое экранирование, и объем резервуара увеличивается; последнее очень важно в случае пострифового регионального наклона в сторону бассейна (см. рис. 8д, е).

Следующий аспект – влияние литологического фактора на внутреннее строение рифового резервуара определяется развитием в пределах рифа – как в латеральном, так и в вертикальном направлениях – пород с различным типом пустотного пространства и, соответственно, разными значениями коллекторских параметров. Обобщая, существенно генерализируя и упрощая ситуацию, следует отметить, что в целом наилучшими коллекторскими свойствами обладают породы биоморфные, прежде всего созданные каркасными организмами, и биокластовые, сложенные их детритом. Эти же породы, как правило, чаще и в наибольшей степени подвергаются вторичному выщелачиванию с образованием кавернового типа пустотного пространства. Исходя из этого, распределение пустотного пространства и количественные значения коллекторских параметров – пористости и проницаемости – в значительной степени определяются фациальной зональностью рифового комплекса. В случае очень интенсивных вторичных изменений рифовых пород, например, катагенетической доломитизации, последние тоже в значительной мере предопределяются первичной фациальной зональностью рифа.

Для относительно небольших по площади куполовидных рифов основное развитие рифостроящих организмов и, соответственно, определяемого этим типом пустотного пространства и количественными показателями фильтрационно-емкостных свойств локализовано в осевой их части. На флангах построек развиты, как правило, более плотные и менее проницаемые разности. Наглядным примером этому служит риф Рейнбоу А Западно-Канадского бассейна [Кузнецов, Журавлева, 2018а].

Картина меняется в случае более крупных по площади плосковершинных и, тем более, атолловидных сооружений (см. рис. 8б, в). Первоначально на относительно приподнятом основании рифостроящая биота колонизирует всю поверхность, однако со временем фауна, обитающая по периферии, оказывается в более благоприятном положении, поскольку она первая утилизирует поступающие из окружающего бассейна питательные компоненты. Это ведет к появлению, во-первых, более плотных популяций, и, во-вторых, к образованию определенного морфологически выраженного кольца – своеобразного прообраза атоллоподобной структуры. Подобная ситуация в общих чертах напоминает классическую схему Ч. Дарвина, когда на побережье вулканического острова появляется береговой риф, который при последующем погружении переходит в барьерный, а затем атолл. В платформенных условиях роль “вулканического острова” отводится внутрибассейновому поднятию. В итоге в центральной части рифа каркасообразующих организмов становится все меньше, одновременно гидродинамическая обстановка становится все более спокойной, и здесь в существенных количествах отлагаются микрозернистые осадки, которые определяют низкие коллекторские свойства комплекса отложений этой фациальной области. Возникает кольцеобразная зона распространения биоморфных и биокластовых разностей известняков с повышенными коллекторскими свойствами, окружающая зону относительно низкопористых и низкопроницаемых пород, которые либо не являются промышленными коллекторами вообще, либо обладают некондиционными значениями. Таково, например, распределение коллекторских свойств в крупном атолловидном рифе Тенгиз.

Принципиально аналогично развивается жизнь и в рифах асимметричных систем. Питательные компоненты поступают к рифу со стороны открытого моря, и здесь биота развивается наиболее активно, в том числе и, может быть, прежде всего, в виде каркасообразующих организмов. В результате активного биогенного карбонатонакопления поверхность сооружения быстро выводится практически на уровень моря, и развитие организмов в вертикальном направлении становится невозможным. Но организмы не вымирают, и карбонатонакопление не прекращается, а сдвигается в сторону открытого моря, происходит “регрессивное” смещение биогенных фаций – проградация. Соответственно, сюда смещается и зона развития отложений с наилучшими коллекторскими свойствами.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Завершая рассмотрение вопроса о влиянии различных факторов на строение и свойства природных резервуаров рифов различного типа, следует повторить, что тектоника определяет локализацию рифовых сооружений и частично их морфологию, т.е., с точки зрения нефтегазовой геологии, положение и, в основных чертах, тип, размер и морфологию ловушки. Литология, включая биогенно обусловленное карбонатонакопление, влияет на формирование резервуара, его морфологию и, главным образом, определяет внутреннее строение последнего, то есть распределение в его объеме зон разных типов пустотного пространства, с разными параметрами фильтрационно-емкостных свойств.