авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 9 |

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ...»

-- [ Страница 5 ] --

Рассматривая закономерности размещения нефтегазоносности в Западно Сибирском осадочном бассейне в зависимости от палеотектонических факто ров, М.Я. Рудкевич указывает на генетическую связь образования углеводоро дов с "эпохами ускоренного прогибания" и приуроченность преимущественно залежей нефти к толщам, формирование которых происходило в условиях "особо энергичного погружения", включая постседиментационное.

Приведенные показатели, а именно: высокое содержание ОВ в глинистых породах юры и нижнего мела, сапропелево-гумусовый его тип и благоприятные фациально-геохимические условия – позволяют сделать вывод о преимущест венной нефтеносности и благоприятных предпосылках формирования зон неф тегазонакопления в юрских отложениях Надым-Тазовского междуречья. Темп погружения в юре и нижнем мелу достигал здесь 50 м/млн. лет, что хорошо со гласуется с нефтегазоконденсатным типом углеводородного флюида уникаль ного Уренгойского месторождения.

Таблица Определяющие палеотектонические условия и тектонодинамические показатели раздельного прогнозирования нефти и газа Влияние пока- Основные тектонодинамические факторы, влияющие на нефтегазообразование и зателей на га- нефтегазонакопление зогенерацию и Темп проги- Градиен- Время зало- Скорость Соотношение вы- Контрастность тект.

газонакопле- бания в ОБ, ты скоро- жения ло- роста ло- соты поднятия на движений (суммарное ние (+);

на м/млн. лет стей про- кальных кальных этапе заложения к значение скорости рос нефтегенера- гибания, поднятий структур, современной, м;

та поднятия по отн. к цию и нефте- м/млн. (по отноше- м/млн. лет амплитуда проги- смежной зоне макс.

накопление (х) лет нию к ГФН) бания, прогибания), км за геол. век м/млн. лет 1 2 3 4 5 6 Наиболее бла- Менее 25 Менее 30 Позднее 25 – 30 и ме- 15 Менее гоприятное ГФН или со- нее (++) временное 0, 15 Благоприятное От 25 до 40 30 – 60 Одновре- 30 – 50 30 – (+) менно с 0,3 – 0, Благоприятное ГФН (х) (ГФГ) Наиболее бла- 40 и более 60 и бо- До ГФН 50 и более 25 80 – гоприятное лее (ГФГ) 50 и более (хх) 0. Неблагопри ятное Продолж. табл. 1 2 3 4 5 6 Конкретный 1. Лучшие ус- 1. При больших 1. Более пол- 1. Создаются То же, что 1. Обеспечиваются результат (в ловия фосси- градиентах но (с мень- более благо- и в графах большая рельефность качественном лизации ОВ, обеспечивается шими поте- приятные ус- 4и5 палеоструктурных и количест- сохранности лучшая диффе- рями) улав- ловия для ми- планов, лучшая вы венном выра- битумоидов, ренциация го- ливаются ло- грации нефти раженность струк жении) большие ризонтов кол- вушкой гене- и газа к ло- турных ловушек и масштабы ге- лекторов рированные вушкам более благоприятные нерации и ак- УВ условия миграции кумуляции нефти и газа в ло УВ, более вы- вушки сокий НГПП* (более г/м3) 2.

Обеспечи- 2. Создаются 2. Обеспечи- 2. Конкретнее 2. То же, что вается более максимальные вается более определяются в графах 4 и раннее насту- региональные полное за- возможные пление ГФН и наклоны (1,5- полнение ло- направления ГФГ 2°), чем дости- вушек движения гаются лучшие (обычно "до мигрирующих замка") УВ условия для миграции УВ к ловушкам *) НГПП – нефтегазопроизводящий потенциал (грамм автохтонных УВ в 1 м3 породы) Оконч. табл. 1 2 3 4 5 6 Конкретный 3. Минималь- 3. Большие Обеспечивается Конкретнее оп- То же, что в То же, что в результат (в ный темпера- градиенты, более полное ределяются графах 4 и 5 графах 4 и качественном турный интер- тем самым заполнение ло- возможные на и количест- вал начала обеспечива- вушек ("до зам- правления дви венном выра- ГФН и ГФГ ются более ка") жения мигри жении) благоприят- рующих угле ные условия водородов образования выклини вающихся толщ, зон выклинива ния и лову шек неанти клинального типа по бор там прогибов ++ – активная генерация и накопления УВ газа + – генерация и накопление УВ газа х – генерация и накопление нефти хх – активная генерация и накопление нефти Высокая концентрация промышленных скоплений нефти в нижнемеловых и сеноманских отложениях Нижневартовско-Сургутского района Среднеобской области, скорость накопления которых превышала 50 м/млн. лет, обеспечивает ся наличием значительных по размерам структур древнего заложения. Сущест вующая прямая зависимость между темпом седиментации и масштабами неф тенакопления, по-видимому, связана с энергетической стороной процессов ге нерации и аккумуляции нефти. При увеличении скоростей погружения запас упругой и тепловой энергии в нефтематеринском пласте, необходимой для ге нерации и эмиграции микронефти, резко возрастает. Низким энергетическим потенциалом юрских отложений и невысокими скоростями седиментации (не более 30 м/млн. лет) объясняются рассеянный по разрезу характер нефтеносно сти и рост газосодержания в нефтях Среднего Приобья.

В Мургабской и Амударьинской впадинах Каракумского осадочного неф тегазоносного бассейна главные газонефтесодержащие комплексы юры и мела, по данным анализа мощностей, формировались в условиях скоростей погруже ния и близких по величине градиентов скоростей в Мургабской от 40 до м/млн. лет в мелу, в Амударьинской от 20 до 35 м/млн. лет – в юре, от 15 до м/млн. лет – в раннем и от 20 до 35 м/млн. лет – в позднем мелу. Скорость на копления осадков на склонах крупных конседиментационных поднятий в усло виях компенсированного прогибания и нормально морской терригенной седи ментации составляет 15-25 м/млн. лет (Шатлыкское, Майское, Кабаклинское, Денгизкульское и др.).

Устанавливается эпиконтинентальный и нормально морской мелководно шельфовый характер осадков юры и нижнего мела. Содержание ОВ в породах изменяется от 0,5 до 3,5%, составляя в среднем 1,5-2,0%;

причем в прогибах доминирует ОВ смешанного типа, а в краевых зонах преобладает гумусовый состав. Одновременно к центру прогибов происходит увеличение степени вос становленности среды – до сульфидно-сидерито-вой геохимической фации.

Таким образом, преимущественная газоносность и газонефтеносность в Амударьинской и других впадинах Каракумского бассейна приурочена к зонам с умеренным темпом прогибания до 30-35 м/млн. лет в юрское и до 25- м/млн. лет – в меловое время. На участках с более полными разрезами юрско меловых отложений, формировавшихся в условиях скоростей прогибания, пре вышавших 30-35 м/млн. лет, жидкие флюиды доминируют над газовыми;

при этом в нефтегазоматеринских породах увеличивается содержание сапропелево го ОВ (Денгизкульская, Кандымская, Аккумская и другие площади). Исходя из этого, в более погруженных зонах Амударьинской и Мургабской впадин и дру гих в юрском подсолевом комплексе с темпом седиментации до 25-35 м/млн.

лет устанавливается нефтегазоносность, фиксируемая в пределах локальных поднятий Уртабулакской и Култакской антиклинальных зон.

В Среднекаспийском бассейне мезозойские отложения по формационному составу, мощности, соотношению проницаемых и флюидоупорных пород иден тичны Азово-Кубанскому. На платформенном борту Терско-Каспийского про гиба (площади Урожайненская, Зимняя ставка, Колодезно-Величаевская и др.) скорости накопления нефтеносных осадков карбонатно-терригенной формации триаса превышают 40-50 м/млн. лет. В южном секторе прогиба (площади За манкул, Малгобек, Али-Юрт и др.) при сохранении мощности отложений в зна чениях, близких с расположенными южнее на Черногорской моноклинали, темп седиментации в средне-позднеюрское время превышал 35-40 м/млн. лет.

Здесь же отмечается высокая степень восстановленности осадков (до сульфид ной и сульфидно-сидеритовой геохимической фации).

Нефтегазопроизводящие породы нижнего мела, как и подстилающие их более древние отложения, отличаются повышенным содержанием в глинах са пропелево-гумусового ОВ (более 1,0-1,5%), накапливались они в условиях рез ко восстановительной фациально-геохимической обстановки при скоростях се диментации не менее 20-25 м/млн. лет. Интенсивные погружения со скоростя ми свыше 40 м/млн. лет продолжались здесь в течение палеогенового и неоге нового времени. При этом зоны с наибольшим темпом накопления осадков (свыше 30-40 м/млн. лет) отличаются повышенной концентрацией сапропеле вого ОВ, а также увеличением количества нефти, образуя преимущественно зо ны нефтегазонакопления.

В Бенгальском осадочном бассейне и в соседних Ассамском и Ирравадий ском тектонодинамические показатели нефтегазонакопления изучались приме нительно к осадочным комплексам олигоцена (серия бараил) и нижнего-среднего миоцена (нижнебхубанская и среднебхубанская свиты). Наибольшую мощность рассматриваемые отложения имеют в южной части Бенгальского краевого прогиба, в погруженной части геосинклинального и платформенного бортов: со ответственно с амплитудой прогибания от 0,5 до 1,0;

0,6-1,0 и 0,4-0,6 км за геологический век. Представлены они глинами с пачками песчаников. Мини мальная мощность отмечается в северной части бассейна, а максимальная – в юго-восточной;

скорости прогибания, не превышающие в олигоцене-миоцене 30-35 м/млн. лет, свойственны району Силхетской впадины.

В юго-восточном направлении темп седиментации резко возрастает, дос тигая в олигоцене 70-80 м/млн. лет. Близкую мощность имеют осадки в Ассам ском и Ирравадийском осадочных бассейнах, а также палеогеновые отложения в Камбейском бассейне.

Сопоставляя данные по темпу прогибания с содержанием органического вещества и степенью восстановленности среды, получаем определенную зави симость. Отложения, обогащенные ОВ (до 1,5-2,0%) и относимые к нефтегазо материнским, формировались в условиях скоростей седиментации 50-60 м/млн.

лет, имея при этом резко восстановленный фациально-геохимический характер.

Как показывает анализ фактической нефтегазоносности, размещение зон пре имущественного газонакопления приходится на части бассейна, темп седимен тации в которых не превышал 30 м/млн. лет. При значениях скоростей более 30-40 м/млн. лет и градиентов 70-80 м/млн. лет активизируются процессы неф тенакопления (Ассамский НГБ, восточные погруженные участки Бенгальского НГБ по олигоценовому и неогеновому комплексам).

Прогнозное значение рассмотренных тектонодинамических показателей раздельного формирования газовых и нефтяных месторождений (графы 2, 3, табл. 6) основывается на закономерности, вытекающей из приведенных данных, которая заключается в следующем: образование очагов генерации нефти и неф тяных месторождений в условиях активного проявления ГЗН при сапропелевом и смешанном типе ОВ связано с зонами повышенных скоростей, амплитуд и градиентов прогибания (40-60 м/млн. лет, более 0,5 км за геологический век, более 80 м/млн. лет). Генерация газа с формированием преимущественно газо вых месторождений активизируется при гумусовом и смешанном ОВ при меньших скоростях, амплитуде и градиентах прогибания (20-30 м/млн. лет, ме нее 0,3 км за геологический век, до 50-60 м/млн. лет).

Время формирования локальных структур и структурных зон определяется на основе детальных палеотектонических реконструкций. Одновременно устанав ливается конседиментационный характер развития структурной зоны или локаль ного поднятия, а по градиенту изменения мощности рассчитываются палеоампли туда на этапе заложения и скорость роста структурной ловушки. Все палеотекто нические построения по оценке тектонодинамических показателей выполняются на современной сейсмостратиграфической и сейсмофациальной основе.

Рассмотрим особенности использования предложенных показателей на примере ряда осадочных нефтегазоносных бассейнов. Как показывает ком плексный анализ результатов их апробации, специфика полученных данных за ключается в четко выраженной генетической связи динамотектонических фак торов, и прежде всего тектонической активности, в определенных значениях с газоносностью или нефтеносностью (рис. 48).

В Тимано-Печорском осадочном бассейне преимущественное формиро вание крупных нефтяных месторождений связано со структурными ловушка ми древнего (ордовикско-силурийского и девонского) заложения, прирост ам плитуды которых к карбону составлял не менее 40% от современной, а ско рость роста структур превышала, как правило, 40 м/млн. лет. К ним относятся также инверсионно-унаследованные поднятия с крупнейшими нефтяными ме сторождениями, такие как Усинское, Возейское, Харьягинское, а также консе диментационные унаследованные с рифогенными ловушками – Среднемака рихинское, Баганское, Сандивейское, Салюкинское, им. Титова и другие, в том числе и на Печороморском Арктическом шельфе – Приразломное, Вос точно-Гуляевское, Гуляевское, Северо-Гуляевское. Образование газовых и га зоконденсатных залежей независимо от размера приурочено к структурам позднекарбоново-пермского и более молодого заложения, прирост амплитуды которых составлял до 15%, а скорость роста не превышала 25 м/млн. лет. Это, прежде всего, уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение в карбонатах московского яруса, Западно-Соплеское газокоденсатное – в песча никах среднего девона, а также Рассохинское, Курьинское, Ванейвиское, Ва силковское, Кумжинское, Коровинское и др.

, в т.ч. на Печороморском шельфе – Северо-Гуляевское нефтегазоконденсатное, Поморское газоконденсатное и крупное прогнозируемое Русское ГК месторождение. При значениях темпа развития в интервале от 25 до 40 м/млн. лет образуются месторождения сме шанного типа с вариациями по мере увеличения темпа – от газоконденсатно нефтяных (Ярейюское, Хыльчуюское, Лаявожское и др.) до нефтегазовых (Шапкинское, Южно-Шапкинское, Кыртаельское). Скорости роста структур ных ловушек свыше 40 м/млн. лет соответствуют нефтяным месторождениям (Усинское, Возейское, Верхне-Возейское, Харьягинское и др.).

В Западно-Сибирском осадочном бассейне по результатам исследований зависимости степени продуктивности локальных структур от времени зало жения и прироста амплитуды, выполненных А.Я. Эдельштейном и М.Я. Руд кевичем, установлена зависимость величины запасов углеводородов от сте пени прироста амплитуды. На примере поднятий Сургутского, Александров ского и других сводов четко фиксируется приуроченность наиболее значи тельных скоплений нефти в неокоме к структурным ловушкам позднеюрско го или более раннего заложения с интенсивным характером развития в мело вое время. Прирост амплитуды складок в неокоме составил более 50% ам плитуды по кровле юры.

На степень заполнения структурных ловушек и распределение нефти в за лежах, по данным А.Я. Эдельштейна, существенное влияние оказывают палео гипсометрические соотношения локальных поднятий друг с другом и с более крупным тектоническим элементом, частью которого они являются. Для учета влияния этого фактора предложен коэффициент контрастности, представляю щий суммарное изменение амплитуды ловушки (м) по отношению к смежной синклинали.

Использование обширного материала по другим геоструктурным зонам Западно-Сибирского бассейна показывает определяющее влияние на нефтега зонакопление таких показателей, как время заложения, скорость роста структу ры и контрастность ее развития. Нефтепродуктивными, как правило, являются все локальные поднятия, скорость роста которых на ранних этапах развития (до ГФН) составляла 45-50 м/млн. лет и более, а амплитуда – не менее 50% от со временной. К их числу относится большинство нефтегазоносных структур Сур гутского, Нижневартовского, Пурпейского, Каймысовского, Александровского и других сводов.

При менее интенсивном развитии структурных ловушек (до 20-30 м/млн.

лет) в них доминирует газонакопление. К ним относятся: Шатлыкское в Мур габском прогибе Каракумского НГБ;

Южно-Мубарекское, Ташлыкское, Сары чинское и др. в прелелах Бухарской ступени того же НГБ.

Анализ развития локальных структур Среднекаспийского бассейна, вы полненный ранее для Прикумско-Тюленевского вала, позволяет выделить ловушки позднетриасово-юрского заложения с темпом роста в ранней юре и перед ранним мелом до 50 м/млн. лет и амплитудой до 60% от современной (Русский Хутор, Южно-Сухокумская, Озексуатская и др.). Кроме того, обо собляется группа структур раннемелового заложения со скоростью роста до 40-50 м/млн. лет и амплитудой к палеогену до 50% от современной (Велича евская, Зимнеставкинская и др.). Как и в Западном Предкавказье, около 70% складок допозднемелового формирования с указанными скоростями роста являются нефтеносными. При меньшем фиксированном темпе развития и приросте амплитуды 30-40% от современной преобладает газонефтяной и нефтегазоконденсатный характер насыщения ловушек (Аки-Бурульская, Ер молинская, Краснокамышенская и др.). Малоамплитудные локальные струк туры палеогенового (Максимокумская, Приозерненская и др.) и раннемиоце нового заложения (Чкаловская, Правокумская, Ачикулакская и др.) промыш ленных залежей не содержат.

На основании вышеизложенного в зоне передовых прогибов прогнозиру ется преимущественная нефтеносность локальных поднятий раннемезозойского заложения, характеризующихся высоким темпом роста (более 40 м/млн. лет):

Карабулакского, Малгобекского, Али-Юртовского, Заманкульского и других.

Для Бенгальского осадочного бассейна палеотектонические реконструк ции, выполненные М.И. Бахтиным для Северной (Силхетской) части региона, показывают невысокие скорости (10–25 м/млн. лет) и амплитуды роста миоце новых структур с выявленной промышленной газоносностью (не более 0,2 км за геологический век): Силхетской, Чаттакской, Кайлас Тила, Разидпурской, Хабиганкской, Титаской. Для более южной и восточной частей бассейна не сколько увеличенный темп развития структурных ловушек подтверждается на ряде складок "Западной" и "Средней" зон складчатого борта Бенгальского крае вого прогиба, где зафиксированы активные нефтегазопроявления (Инани, Майю Рендж и др.).

Анализ развития структурных форм Камбейского осадочного бассейна по зволяет выделить структуры мелового заложения со скоростями роста до 50-60 м/млн. лет и амплитудой до 50% от современной (Анклешварская, Калол ская, Навагамская, Касамбо);

структурные ловушки этих поднятий являются преимущественно нефтеносными. Локальные поднятия раннепалеогенового за ложения (Камбейская, Катангская), характеризующиеся темпом развития 30-40 м/млн. лет и приростом палеоамплитуды на раннем этапе до 40%, содер жат в основном газонефтяные и нефтегазовые скопления.

Отдельные складки палеогенового возраста (Олпадская) с меньшей актив ностью развития (порядка 30 м/млн. лет и приростом амплитуды в миоцене 20 30%) преимущественно газоносны. Выявленные сейсморазведкой многочис ленные структуры в пределах Камбейского шельфа характеризуются относи тельно ранним заложением и повышенной активностью, указывающей на ожи даемую нефтеносность.

Для осадочных бассейнов Атлантического шельфа Анголы: Конго, Кван зийского, Кабинды – устанавливается повышенный темп роста большинства ло кальных поднятий, выявленных сейсморазведкой (от 30 до 80 м/млн. лет). На наиболее крупных из них: Паланка, Пакаса, Ломбо, Кенгела-юг, Такула – откры ты крупные нефтяные месторождения. На поднятиях менее активного развития (до 30 м/млн. лет и приростом амплитуды 20-25%) обнаружены газоконденсат ные месторождения. Более 20 крупных перспективных структурных ловушек на ангольском Атлантическом шельфе с указанными скоростями роста прогнози руются нефтегазоносными. Схема нефтегазогеологического районирования и перспектив нефтегазоносности шельфа Анголы приведена на рис. 49, где 1 – границы НГБ;

2 – границы основ ных нефтегазоносных районов и перспективных геоструктурных зон;

3 – выход на поверхность до кембрийского фундамента;

4 – предполагаемые зоны рифовых до ломитов и пририфовых карбона тов: а – берегового типа, б – барь ерного и островного типов;

про гнозируемые зоны накопления: 5 – нефти, 6 – нефти и газа, 7 – газа;

– основные месторождения: а – нефтяные, б – газовые и газокон денсатные, 9 – разведочные пло щади;

10 – зоны прогнозируемого выявления крупных месторожде ний нефти и газа;

11 – изобата.

Отмеченное, таким образом, подтверждает ведущую роль тек тонодинамических показателей в качестве определяющих при раз дельном прогнозировании пер спектив нефтегазоносности и зна чение тектонодинамического ме Рис. 59. Схема нефтегазогеологического тода раздельного прогноза нефте районирования и перспектив нефте газоносности.

газоносности шельфа Анголы I.3.4. Практическое применение тектонодинамического метода Апробация рассмотренных определяющих показателей позволила устано вить наиболее оптимальные значения их для нефтегазонакопления. Вероят ность заполнения структурных ловушек жидкими углеводородами и формиро вания нефтяных месторождений возрастает при заложении их до главной фазы генерации нефти и высоком темпе роста и контрастности (50-60 м/млн. лет и более, свыше 80-100 м/млн. лет).

Активность процессов газонакопления в локальных структурах и струк турных зонах резко возрастает при скоростях и контрастности ниже указанных величин – соответственно до 25-30 и 50-60 м/млн. лет, что определяет форми рование в основном газоконденсатных и газонефтяных месторождений. Значе ния скоростей и контрастности до 20 и до 40-50 м/млн. лет соответствуют, та ким образом, лишь накоплению газа и образованию газовых залежей.

Данные показатели рекомендуются также в качестве определяющих для оценки продуктивности структур на нефть или газ до ввода их в поисково разведочное бурение.

Отмеченная оптимальная зависимость нефте- и газонакопления от факто ров тектонической активности подтверждается выявлением промышленной нефтеносности на большинстве структурных ловушек, активно развивавшихся до ГФН, таких как Анастасиевско-Троицкая, Лёвкинская, Новодмитриевская, Карабулакская, Малгобекская и др., в осадочных бассейнах Скифской эпигер цинской платформы;

Возейская, Усинская, Харьягинская, Западно-Тэбукская и др. в Тимано-Печорском НГБ древней Восточно-Европейской платформы;

яв ляется нефтегеологической основой нового метода.

Газовые и газоконденсатные месторождения, образуемые в условиях по ниженных значений тектонической активности на структурах молодого зало жения: Майкопской, Тульской, Юбилейной, Южно-Советской, Советской, Ка невской, Березанской, Бейсугской и др. в Азово-Кубанском НГБ;

Кумжинской, Лаявожской, Василковской, Ванейвисской, Печорогородской, Печорокожвин ской и др. в Тимано-Печорском НГБ – представляют газогеологическую основу метода. Таким образом, на базе оптимальных значений рассмотренных оценоч ных тектонодинамических показателей: скоростей седиментации (Vс), их гра диентов и общей амплитуды прогибания, скоростей роста структурных лову шек (Vр), прироста амплитуды по этапам развития (%, м) и учета контрастно сти – может быть сформулирован новый метод раздельного формирования и прогнозирования нефтяных и газовых месторождений. Предложенный генети ческий тектонодинамический метод представляет новое направление в раздель ном прогнозировании нефти и газа, способствующее повышению достоверно сти прогноза и созданию высокоэффективных технологий перспективной оцен ки недр, решающих на качественном уровне и с высокой достоверностью ос новные задачи раздельного прогнозирования перспектив нефтегазоносности.

Важнейшими теоретическими положениями, вытекающими из генетиче ской сущности нового тектонодинамического метода и ведущей роли палеотек тонических показателей в раздельном прогнозе нефтегазоносности, являются:

1. Зарождение очагов нефтегенерации (количество жидких УВ более 50%) с активно протекающей ГФН при сапропелевом или сапропелево-гумусовом типе ОВ связано с зонами максимальных скоростей (более 40-50 м/млн. лет) и ампли туд прогибания (более 0,5 км за геологический век). Расширение очагов нефтеге нерации от зон интенсивного прогибания обычно происходит в направлении сме щения зон максимальных скоростей седиментации (более 50 м/млн. лет). Гео структурные зоны, включающие очаги с ГФН, и активно развивающиеся ловушки со скоростями более 50 м/млн. лет являются главными зонами нефтенакопления.

Очаги генерации газа с доминирующим гумусовым типом ОВ и максималь ные масштабы газонакопления свойственны геоструктурным зонам менее интен сивного прогибания при малой амплитуде (до 0,3 км за геологический век), в том числе в глубоко погруженных частях НГБ с аналогичной динамотектонической характеристикой, где темп седиментации не превышал 20-25 м/млн. лет. Здесь сосредоточено наибольшее число газовых и газоконденсатных залежей в Азово Кубанском, Среднекаспийском, Тимано-Печорском и др. бассейнах (Юбилейно Ладожская, Южно-Ловлинская зоны газонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях, зоны структурного типа в Ирклиевской мегасинклинали Азово Кубанского НГБ;

Вуктыльско-Мартьюрская, Лайская Тимано-Печорского НГБ и др.). Подобный характер формирования и размещения газоносности генетически связан также с соответствующим типом ОВ в терригенных формациях и отсутст вием условий для активной генерации нефти, дополнительным фактором являет ся более позднее достижение нефтегазоматеринскими осадками условий ГФН (ранний миоцен – для юрских, поздний миоцен – для нижнемеловых отложений в Азово-Кубанском НГБ), когда полностью завершаются процессы эмиграции поровых вод. Миграция же в газовой фазе "законсервированных" в глинах жид ких углеводородов заметного развития не получает в связи с высокой пластично стью глинистых образований юры и мела.

2. Зоны преимущественной генерации газа, как указано выше, преоблада ют в отложениях с гумусовым и смешанным типом ОВ в период начальной (НФГ) и главной (ГФГ) фаз газообразования при почти полной редукции ГФН в обстановке скоростей прогибания менее 25–30 м/млн. лет. В границах зон с от меченным тектоническим режимом и малыми градиентами скоростей преобла дает газонакопление. Отмеченные условия свойственны бортовым частям про гибов, а также склонам крупных поднятий с сокращенным формационным ря дом (Каневской, Березанские валы, Расшеватско-Кропоткинская зона в Азово Кубанском НГБ, Рассохинско-Курьинская зона Верхнепечорского суббассейна Тимано-Печорского НГБ).

3. Главные направления миграции жидких углеводородов и образования зон нефтенакопления определяются максимальными скоростями (40-60 и более м/млн. лет) и градиентами прогибания (выше 80-100 м/млн. лет). Обособление зон нефтенакопления контролируется положением очагов нефтегенерации, временем заложения, темпом роста и амплитудой структурных ловушек. Для формирования таких зон наиболее благоприятны части бассейнов, включающие очаги ГФН и активно развивающиеся структурные ловушки (скорости м/млн. лет, контрастность 80-100 м/млн. лет и палеоамплитуды 40-50 м и бо лее). Наглядным примером служат зоны нефтенакопления в юре и палеогене южной части Азово-Кубанского НГБ, в девоне – Колвинского мегавала Тима но-Печорского НГБ.

При меньших скоростях прогибания (менее 30 м/млн. лет) преобладает га зонакопление. Подтверждением этому служит газовый тип углеводородного флюида в Советско-Ловлинской (нижняя юра), Северо-Ладожско-Юбилейной и Ладожско-Некрасовской (средняя юра-нижний мел) зонах газонакопления с промышленной газоносностью в Азово-Кубанском НГБ, а также газовый тип залежей на Коровинской, Кумжинской, Василковской, Ванейвисской площадях Шапкина-Юрьяхинской зоны газонефтенакопления (пермокарбон, триас) и Лаявожско-Лайской зоны преимущественно газонефтенакопления (верхний карбон-триас) Тимано-Печорского НГБ.

4. Вероятность заполнения структурных ловушек и формирования нефтя ных месторождений возрастает при заложении их до ГФН и высоком фиксиро ванном темпе роста на этапе ГФН (50-60 м/млн. лет и более) и контрастности (свыше 80 м/млн. лет). Данный показатель рекомендуется в качестве одного из важнейших критериев оценки продуктивности структур до ввода их в разве дочное бурение. Установленная зависимость подтверждается выявлением про мышленной нефтегазоносности на таких активно развивающихся до ГФН складках, как Усинская, Возейская, Харьягинская, Пашшорская, Верхнегрубе шорская (в девоне и пермо-карбоне) и др. Тимано-Печорского и многих отме ченных выше структур других НГБ.

5. Это положение базируется на выявленной зависимости между скоро стью и амплитудой прогибания, с одной стороны, и удельной плотностью гене рации углеводородов в нефтегазоносном бассейне с нормально морским типом седиментации, с другой. Возможные максимальные плотности нефтегенерации, превышающие 4-5 млн. т на 1 км3, обеспечивающие формирование значитель ных по размеру месторождений, отмечаются в геоструктурных зонах со скоростями прогибания свыше 40-50 м/млн. лет и амплитудой более 0,5 км за геологический век;

для газа максимальные плотности генерации свыше 3,5-4,0 млрд. м3 на 1 км3, обеспечивающие образование крупных месторожде ний, свойственны тектоническим зонам с темпом прогибания менее 25 м/млн.

лет и амплитудой 0,3 км и менее за геологический век. Максимальные масшта бы аккумуляции и удельные запасы приходятся на нижне-среднеюрские, верх неюрские и отчасти нижнемеловые породы Азово-Кубанского НГБ;

на девон ские и пермокарбоновые отложения Тимано-Печорского НГБ.

Высокие потенциальные возможности генерации углеводородов для юр ских терригенных и терригенно-карбонатных формаций Азово-Кубанского НГБ, карбонатных и терригенно-карбонатных формаций девона и пермокарбо на Тимано-Печорского НГБ подтверждаются значительным диапазоном изме нения нефтепроизводящего потенциала к началу ГФН – от 1000 до 2000 г/м3;

для этих же отложений промышленная нефтегазоносность установлена в широ ком стратиграфическом интервале.

Таким образом, подтверждается высокая практическая значимость пред ложенного комплекса показателей тектонодинамического генетического метода раздельного прогнозирования нефтегазоносности, повышающего достовер ность прогноза.

I.3.5. Ранговая система прогноза нефти и газа на тектонодинамической основе По рангу решаемых практический задач раздельное прогнозирование неф тегазоносности на генетической динамотектонической основе включает регио нальный, зональный и локальный прогнозы.

Региональный прогноз рассматривает прогнозирование нефтегазоносно сти в границах крупных регионов нефтегазоносных бассейнов и провинций по комплексу определяющих тектонодинамических показателей. Выполняется он в пределах крупных осадочных бассейнов обобщенно для регионально нефтега зоносных литолого-стратиграфических комплексов (ЛСК), включающих нефте газонасыщенные породы-коллекторы, нефтематеринские отложения и флюидо упоры.

Специфика использования тектонодинамических показателей при регио нальном прогнозе нефтегазоносности заключается в применении рекомендо ванных значений определяющих показателей усредненно для зон наиболее крупных прогибов, синклиналей, поднятий. Реализация полученных данных со стоит в выявлении литолого-стратиграфических комплексов, обладающих наи большим нефтегазовым потенциалом и рассматриваемых в качестве главных направлений поиска месторождений нефти и газа.

Основной целью регионального раздельного прогноза нефтегазоносности является установление качественной и полуколичественной перспективной оценки нефтегазового потенциала для наиболее мощных ЛСК – главных на правлений поиска месторождений в регионе.

К важнейшим решаемым задачам при региональном прогнозе по тектоно динамическому методу относятся:

сравнительная оценка потенциальных возможностей нефтегазоносности важнейших ЛСК для отдельных частей региона;

районирование крупных территорий по перспективам нефтегазоносности;

нефтегазогеологическое районирование территории с выявлением главных направлений поиска нефтяных и газовых месторождений.

При региональном прогнозе преимущественная нефтеносность или газо носность определяется на основе тектонодинамических показателей и приве денных выше определяющих положений. В целом для ЛСК по данному региону и его частям принимаются усредненные значения скоростей, градиентов, ам плитуд прогибания и других определяющих показателей.

Например, в наиболее погруженных частях Азово-Кубанского и Средне каспийского осадочно-породных бассейнов для мезозойско-кайнозойских ком плексов средние значения скорости седиментации, градиентов и амплитуд про гибания составляют соответственно от 40 до 60, от 75 до 100 м/млн. лет и от 0, до 0,6 км за геологический век. Это отвечает геохимическим условиям пре имущественного нефтенакопления в рассматриваемых комплексах.

Нефтяной потенциал погруженной части Азово-Кубанского и Среднекаспий ского нефтегазоносных бассейнов по величине удельной плотности генерации нефти в отложениях преимущественно морского генезиса достигает 4,5 млн. т в 1 км3. Укрупненные тектонодинамические показатели для бассейнов Ставрополь ского свода, Чарджоуской и Бухарской ступеней Каракумского и Афгано Таджикского НГБ в синхроничных образованиях не превышают соответственно 25-30, 50-60 м/млн. лет, 0,3-0,4 км за геологический век. Они однозначно указы вают на формирование здесь в мезозойских отложениях, главным образом, газо вого потенциала при плотностях генерации газа не менее 3,5 млрд. м3 в 1 км3.

Литолого-стратиграфические комплексы и отложения, обладающие наи большим нефтяным или газовым потенциалом, представляют первоочередные или главные нефте- и газопоисковые направления. Например: на нефть – ниж немеловые и кайнозойские отложения погруженной части Азово-Кубанского и Среднекаспийского бассейнов;

ордовикско-силурийские, девонские и пермо карбоновые породы Хорейверско-Морейюской нефтеносной области Тимано Печорского НГБ;

преимущественно на газ – мезозойские отложения Каракум ского и Афгано-Таджикского нефтегазоносных бассейнов;

ордовикско силурийские, девонские и пермо-карбоновые породы Северо-Предуральской и Денисовской областей ТП НГБ.

Основной целью зонального прогноза нефтегазоносности является уста новление по тектонодинамическому методу качественных и полуколичествен ных значений нефтегазового потенциала прогнозируемых зон нефтегазонакоп ления с выявлением актуальных направлений и первоочередных объектов по иска. К важнейшим задачам, решаемым зональным прогнозированием нефтега зоносности, относятся:

сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности с конкретизацией значений плотности генерации нефти и газа и начальных потенциальных ресур сов прогнозируемых зон нефтегазонакопления;

выявление актуальных направлений и первоочередных объектов поиска нефтяных и газовых месторождений в пределах главных направлений (раздель но по нефти и газу);

конкретизация нефтегазогеологического районирования территории с це лью повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

При зональном прогнозе доминирующая нефтеносность или газоносность определяется на основе характерных для зоны конкретных значений тектоно динамических показателей и указанных выше закономерностей нефтегазонако пления. Для ЛСК и отдельных частей разреза анализируемой зоны по величине указанных показателей для морских фаций устанавливаются соответствующие параметры прогнозируемых зон нефтегазонакопления.

Так, в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне в нижнемеловых от ложениях южного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба (НГО) и в мело вых – южного борта Терско-Кумского прогиба (НГО) по характерным значени ям тектонодинамических показателей, достигающим максимальных значений, устанавливаются зоны преимущественно нефтенакопления структурного типа:

Мирнобалкинско-Новодмитриевская и Малгобек-Ачалукская с рядом перво очередных объектов поиска. Углеводородный потенциал этих зон достигает 4 млн. т в 1 км3, что обеспечивает возможность формирования здесь значи тельных по размеру нефтяных скоплений.

В то же время невысокие значения определяющих тектонодинамических по казателей в пределах северного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба – скорость седиментации до 25, градиент скорости 50 м/млн. лет и амплитуда 0,3 км за геологический век – создают условия для накопления здесь гумусового и сме шанного ОВ и образования газовых и газоконденсатных месторождений крупного размера при максимальной плотности генерации около 4,5 млрд. м3 в 1 км3. Отме ченное позволяет рассматривать зоны газонакопления северного борта прогиба в качестве главных газопоисковых направлений, а наиболее крупные структуры – как первоочередные объекты поиска.

В Тимано-Печорском осадочном бассейне по величине максимальных значений темпа седиментации, превышающего 40-45 м/млн. лет, в зонах раз вития пород-коллекторов и природных резервуаров значительной мощности (до 105-200 м), таких как Сандивейско-Баганская, Среднемакарихинская, Кол винская, вала Сорокина и др., выявляется наибольшая концентрация ресурсов жидких углеводородов. Нефтегенерационный потенциал их характеризуется, как правило, величиной более 4,5 млн. т на 1 км3, обеспечивающей формиро вание крупных нефтяных залежей, а высокая нефтепродуктивность коллекто ров ордовика-девона подтверждается соответственно открытием крупных за пасов жидких углеводородов.

Зоны развития пород-коллекторов высокой емкости в отложениях девона и пермо-карбона с невысокими уровнями динамотектонической активности и, прежде всего, скоростей седиментации (15-25 м/млн. лет) и др. характеризуются, напротив, значительным газогенерационным потенциалом (от 3,5 до 5 млрд. м3 в 1 км3). Последний свидетельствует о концентрации в таких зонах крупных ре сурсов и запасов углеводородного газа, прежде всего в зонах Лайского вала Де нисовской впадины, соседней Поморской зоны Печороморского шельфа, Лем винской – Косью-Роговской впадины, Вуктыльско-Лунвожпальской и Северо Рассохинской – Верхнепечорской впадины Тимано-Печорского НГБ.

Таким образом, зональный раздельный прогноз нефтегазоносности, опре деляя потенциальные вoзмoжнocти установленных и прогнозируемых зон неф тегазонакопления, является основой выбора первоочередных направлений и объектов для локального прогнозирования нефти и газа.

Локальный прогноз перспектив нефтегазоносности представляет третью заключительную стадию раздельного прогноза нефти и газа, решая конкретные задачи направленного поиска месторождений на выявленных первоочередных объектах. В процессе локального прогнозирования нефтегазоносности показа тели тектонической активности используются также и для проверки результа тов зонального прогноза. Так, в пределах установленных зон преимущественно нефте- и газонакопления, например, по северному борту Терско-Кумского и Индоло-Кубанского краевых прогибов или на смежном Ставропольском своде, тектонодинамические показатели, коррелируемые с определенными масштаба ми газонефтенакопления на локальных поднятиях, могут быть проверены и скорректированы. Это целесобразно выполнять, тем более, что речь идет о пер воочередных объектах поиска, освоение которых должно обеспечить наиболь шую эффективность поисково-разведочного бурения.

Локальное прогнозирование выполняется с учетом указанных положений на основе конкретных определяющих тектонодинамических показателей, пре жде всего, скорости роста структурных ловушек, времени заложения и контра стности их развития до ввода объектов в поисковое бурение. Как видно из таб лицы и графиков (рис. 47, 48), крупные ловушки более древнего заложения, ха рактеризовавшиеся темпом роста свыше 40 м/млн. лет и контрастностью более 80-90 м/млн. лет, обладают потенциальными возможностями активного нефте накопления. К их числу относятся нижнемеловые поднятия юрского заложения в пределах передовой складчатости Терско-Кумского краевого прогиба: Малго бекское, Карабулакское, Ачалуки и Правобережное.

В Тимано-Печорском осадочном бассейне нефтяным потенциалом обла дают структурные ловушки додевонского и раннедевонского образования, ак тивность развития которых сохранялась вплоть до пермского времени от 50 до 70 м/млн. лет при контрастности до 100 и более м/млн. лет, а прирост амплиту ды на этапе заложения был не менее 40%. В числе их такие крупные структуры, как Усинская, Возейская, Харьягинская, Баганская, Южно-Баганская, Северо Баганская, Нядейюская, Западно-Тэбукская и др.

Напротив, структурные ловушки относительно молодого формирования, характеризующиеся темпом развития до 30 м/млн. лет при контрастности 50 60 м/млн. лет, обладают преимущественно газовым потенциалом. В этих усло виях находятся, в частности, крупные локальные поднятия мелового и кайно зойского заложения Западного Предкавказья и Ставропольского свода: Старо минское, Ленинградское, Бейсугское, Каневское, Березанское, Тахта Кугультинское, Северо-Ставропольское и др.

В аналогичных условиях отмеченных пониженных значений темпа развития локальных поднятий пермо-триасового заложения происходит формирование га зовых скоплений в Тимано-Печорском осадочном бассейне: в Денисовской впа дине (Лаявожское, Ванейвисское, Василковское, Кумжинское, Коровинское);

Верхнепечорской впадине с Западно-Уральским складчато-надвиговым поясом (Вуктыльское, Курьинское, Рассохинское, Югид-Вуктыльское), Косью Роговской (Романъельское, Интинское, Кожимское) и других.

Установленная зависимость позволяет при близких динамотектонических характеристиках прогнозировать газовые и газоконденсатные скопления в структурных ловушках позднего заложения с темпом формирования от 15 до 30 м/млн. лет и приростом амплитуды на начальном этапе до 20-25% от совре менной, контрастности роста до 50-60 м/млн. лет. Газоконденсатные залежи ожидаются в пределах Печороморского шельфа на продолжении структурных зон Денисовской впадины и Колвинского мегавала на Колоколморском, Севе ро-Колоколморском, Северо-Поморском и Русском поднятиях, а на суше – Гу дырвожской (в девоне), Лунвожпальской, Северо-Рассохинской, Большеара нецкой и других структурах Северо-Предуральского краевого прогиба.

Таким образом, рассмотренные важнейшие типы раздельного прогнозиро вания нефтегазоносности на динамотектонической основе тесно связаны между собой общностью соответствующих геохимических условий и единством выполнения конечной цели – определения главных направлений и первооче редных объектов целенаправленного поиска залежей нефти и газа. Наибольшая эффективность прогноза достигается совместным применением регионального, зонального и локального прогнозирования. Это определяет более полное использование нефтегазогенерационного потенциала литолого-стратигра фических комплексов, нефтяного и газового потенциалов главных поисковых направлений и первоочередных объектов поиска месторождений.

ГЛАВА I.4. КОЛИЧЕСТВЕННЫЙ ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ. СОВРЕМЕННАЯ ЭВОЛЮЦИОННО КАТАГЕНЕТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ РАСЧЕТА НЕФТЕГАЗОВОГО ПОТЕНЦИАЛА ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В качестве наиболее эффективной технологии раздельного количественно го прогноза нефти и газа рекомендуется эволюционно-катагенетическая модель формирования и оценки нефтегазового потенциала. Разработанная учеными нефтяниками МГУ, ВНИИЯГГ, УИИ и др., она наиболее полно учитывает ге нерационные возможности нефтегазоматеринских толщ, являясь научной осно вой расчета углеводородного потенциала. Она представлена ретроспективной моделью, предусматривающей последовательный расчет масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов углеводородов. Усовер шенствованная в последние годы по оптимальной схеме с использованием уточненных данных катагенеза органического вещества более точной привяз кой к конкретным геолого-геохимическим условиям, а также использованием скорректированных катагенетических динамотектонических показателей (А.И. Дьяконов, В.А. Дедеев, В.Р. Родыгин и др., 1995 и др.), эволюционно катагенетическая модель представляет наиболее достоверную, совершенную технологию оценки начальных потенциальных и прогнозных ресурсов газа, нефти и конденсата.

В целях повышения достоверности оценки ресурсов раздельный прогноз перспектив нефтегазоносности на ретроспективной тектонодинамической основе в единой модели дополняется расчетом величины нефтегазового потенциала для каждого осадочного комплекса. Теоретической базой такого расчета является вертикальная геохимическая зональность размещения углеводородов различной фазовой характеристики в земной коре, обусловленная стадийностью процессов катагенеза ОВ и нефтегазообразования с выделением, как отмечено ранее, трех важнейших стадий катагенеза и нефтегазообразования. Это, соответственно:

стадия протокатагенеза органического вещества (ПК) и отвечающая ей начальная фаза (зона) газообразования (НФГ, НЗГ);

стадия мезокатагенеза ОВ (МК) и главная фаза (зона) нефтеобразования (ГФН, ГЗН);

стадия апокатагенеза ОВ (АК) и главная фаза (зона) газообразования (ГФГ, ГЗГ).

В последние годы подтвердилась плодотворность осадочно-миграционной теории происхождения нефти. Согласно современным представлениям образо вание УВ, как отмечалось выше, определяется двумя факторами: фациально генетическим типом ОВ и степенью его катагенеза. Генерация углеводородов, начинающаяся в живом веществе, продолжается на стадиях диагенеза и раннего катагенеза пород с образованием, главным образом, метана с изотопно-легким углеродом (С13 до 70%). Формирование промышленных скоплений УВ этой генерации вследствие больших потерь в атмосферу – явление исключительно редкое и связано, как правило, с криолитозоной и мощными флюидоупорами.

Наиболее важный этап в нефтеобразовании связан с началом мезокатагенеза и отвечает главной фазе нефтеобразования (по Н.Б. Вассоевичу). Как отмечалось ранее, на этом этапе ОВ нефтегазоматеринских пород сапропелевого или сме шанного типа за счет термолиза и термокатализа липидной его части начинает генерировать значительное количество гомологов метана и низкомолекулярных жидких УВ. Одновременно с увеличением маштабов образования УВ за счет вторичной стадии дегидратации глинистых минералов (по Берсту) и отжатием межслоевой воды начинается эмиграция УВ. Зарождающаяся микронефть дает начало нормальной нефти путем миграции и образования скоплений в ловушках.

Этот этап связан с градациями катагенеза ПК3МК3 (стадии углефикации ОВ Б3Ж), точнее – стадии МК1МК3 (стадии углефикации ДЖ). Начиная с гра дации катагенеза МК3, снижается образование жидких УВ и истощенное ОВ продуцирует в основном метан с изотопически тяжелым углеродом.

Другая фациальная ветвь ОВ – гумусовая, состоящая из высококонденси рованных ароматических группировок высшей растительности, на всех этапах катагенеза продуцирует метан и в меньшей мере хлороформенный битумоид с низким содержанием углеводородов.

Общие сведения о масштабах генерации УВ при катагенезе органического вещества разного типа приведены ниже. За основу взяты наиболее обоснован ные данные В.А. Успенского, С.Г. Неручева и Е.А. Рогозиной (1974, 1981), ко торые пересчитаны на ОВ соответствующей стадии катагенеза с привязкой к современной шкале катагенеза (Н.Б. Вассоевич, 1975). Применимость этих ма териалов для практической оценки количества генерируемых УВ была под тверждена во ВНИИЯГГ при оценке природы УВ газовых аномалий при пря мых газогеохимических нефтегазопоисковых исследованиях неглубоких (до 500-1000 м) скважин по ряду пустых и продуктивных структур Восточной Си бири, Мангышлака, Северного Устюрта (Н.В. Лопатин, В.И. Ручнов, 1976), а также при лабораторном моделировании процессов термолиза и термокатализа ОВ, выполнявшемся под руководством Н.С. Старобинца.

I.4.1. Методика расчета ресурсов нефти и газа на эволюционно катагенетической основе Рекомендуемая методика раздельной оценки количества образующихся жидких и газообразных УВ состоит из нескольких этапов:

- реконструкции катагенетической эволюции НГБ;

- изучения типа, содержания и распределения ОВ в основных нефтегазоге нерирующих комплексах бассейна;

- проведения на основе этих данных с учетом соответствующих коэффици ентов генерации расчетов масштабов образования УВ.

Одни из первых разработок катагенетической эволюции ОВ отдельных зон НГБ были проведены Н.В. Лопатиным (1969) и В.И. Ручновым (1973). Для ОПБ в целом эти вопросы решались Б.А. Соколовым, выделявшим очаги нефтегазо образования, Н.Б. Вассоевичем и Б.А. Соколовым (1975), А.И. Дьяконовым, Н.В. Лопатиным, В.И. Ручковым (1976), Л.А. Польстер и др. (1976), С.П. Макси мовым и др. (1975). Это направление в последние годы получило признание за рубежом. Геолого-геохимической основой палеореконструкций катагенетиче ской эволюции ОПБ являются детальные схемы палеотектонического развития различных суббассейнов и зон Азово-Кубанского и Тимано-Печорского НГБ.

Расчеты выполнялись для Восточно-Кубанского, Западно-Кубанского, Северо Кубанского, Верхнепечорского, Косью-Роговского и других суббассейнов.

Сущность методики изучения катагенетической эволюции ОПБ состоит в последовательной ретроспективной фиксации степени катагенеза ОВ с момента зарождения ОПБ и превращения его в НГБ до современной стадии развития.

При этом оценка степени катагенеза осуществлялась на основании измерения оптических свойств мацералов ОВ, например отражения для витринита, аб сорбции и флюоресценции для споринита (В.И. Ручнов, 1977), а также расчет ным путем, исходя из анализа термической истории отложений методом сум марного теплового импульса (суммарный тепловой импульс) – СТИ. Метод СТИ скорректирован применительно для Азово-Кубанского НГБ (А.И. Дьяко нов, Н.В. Лопатин, В.И. Ручнов, 1976) и основан на определении уровня тепло вой энергии, полученной породой за всю геологическую, включая геотермиче скую, историю. Для этого производится построение графиков эволюции глубин и температур погружения пород методом мощностей, определяется длитель ность пребывания отложений в соответствующих 10°С геотермических зонах, начиная с 50°С, рассчитываются элементарные тепловые импульсы для каждой 10-градусной зоны путем умножения длительности пребывания в данной зоне на коэффициент скорости реакции для данного 10-градусного интервала (энер гия активации при этом принимается равной 10 ккал/моль). Сложением элемен тарных импульсов определяется СТИ, осуществляется корреляция СТИ с дан ными определения степени катагенеза на основании отражения витринита (R°) для Азово-Кубанского и Тимано-Печорского НГБ.


Исходя из фациально-генетического типа и степени катагенеза ОВ, опре деляется общая потеря массы ОВ в процентах на начальную стадию катагенеза (данные В.А. Успенского, 1975) согласно таблицы 7.

Таблица Потеря массы ОВ (%) на начальную стадию катагенеза Градация ОВ ОВ гумусово- ОВ катагенеза гумусовое сапропелевое сапропелевое ПК3(Б1) 11,38 12,19 13, МК1(Д) 13,87 14,43 15, МК2(Г) 24,54 27,27 30, МК3(ЖГ) 28,06 34,03 40, МК4(К1) 32,61 42,80 51, МК5(К2) 34,02 44,06 52, АК1(Т) 36,05 45,00 54, АК2(ПА) 38,18 47,59 57, АК3(А1) 40,96 - 60, АК4(А2) 42,87 - 61, С помощью пересчетного коэффициента (Кп) выполняются расчеты со держания гумусового, смешанного и сапропелевого ОВ. Приведенная в таблице 8 величина пересчетного коэффициента принимается на основании аналитиче ских и экспериментальных данных о некарбонатном углероде (В.А. Успенский, 1975).

Таблица Величина пересчетного коэффициента (Кп) Градация ОВ гумусовое, ОВ гумусово- ОВ сапропелевое, катагенеза Кп сапропелевое, Кп Кп ПК1 1,82 1,65 1, ПК1 1,67 1,56 1, ПК1-ПК2 1,54 1,47 1, ПК2 1,43 1,39 1, ПК3-МК1 1,33 1,33 1, МК1-МК2 1,25 1,25 1, МК2-МК3 1,18 1,18 1, МК4-АК2 1,11 1,11 1, АК3-АК4 1,05 1,05 1, Широко распространенные в настоящее время методы оценки прогнозных ресурсов углеводородов (объемно-статистические, объемно-генетические) ос нованы на использовании усредненных данных о составе и содержании УВ в породах современной стадии. В то же время в плане раздельного количествен ного прогноза и сравнительной оценки ресурсов необходимо знать количество и фазовые соотношения генерируемых УВ на разных стадиях катагенетической эволюции осадочного бассейна. Применительно к Азово-Кубанскому, Тимано Печорскому и другим НГБ впервые разработана и апробирована общая схема оценки масштабов генерации УВ в процессе катагенетической эволюции бас сейна, которая может быть рекомендована в качестве универсальной для оса дочных бассейнов молодых и древних платформ.

Одновременно с реконструкцией катагенетической эволюции бассейнов, суббассейнов и зон для каждого нефтегазоматеринского комплекса рассчиты ваются мощность глинистых осадков к началу соответствующего этапа катаге неза, изменение их плотности и объема, которые служат основой для определе ния массы пород. Для этих же целей используются уточненные графики изме нения пористости и плотности пород-коллекторов.

Следующим этапом оценки ресурсов является определение типа и содер жания ОВ по этапам катагенеза. Конкретные сведения о типе и содержании ОВ для мезозойских и палеозойских отложений на современном этапе заимствова ны из работ Д.В. Жабрева, Е.С. Ларской, В.С. Котова, Ю.И. Корчагиной, Г.М. Парпаровой, Ф.Е. Окуньковой, Е.Н. Болотова, В.И. Ручнова, Г.П. Калмы кова, Ю.В. Степанова, С.А. Данилевского и других. Для приведения этих дан ных к соответствующему этапу катагенеза используются сведения о потере массы ОВ в процессе катагенеза. В связи с тем, что аналитические данные сви детельствуют о содержании только некарбонатного углерода (Снк, Сорг), для реконструкции массы ОВ пород были приняты коэффициенты пересчета Сорг на ОВ соответствующего типа и стадии катагенеза.

Имея эти исходные данные, выполняется расчет масштабов генерации раз дельно жидких и газообразных углеводородов по этапам катагенеза. Общая формула для расчета масштабов генерации от начала катагенеза до данной ста дии имеет вид:

Qгн = V d ОВ ( ) 10 -6, где Qгн – масштабы генерации газа и нефти, трлн. м3;

млрд. т;

V – объем нефтегазоматеринских глинистых пород, см3;

d – их плотность, г/см3;

, – коэффициенты генерации газообразных и жидких углеводородов;

ОВ – содержание органического вещества в изучаемом комплексе в грам мах на 1 кг нефтегазоматеринской породы;

– поправка, учитывающая тектонодинамические условия и корректи рующая соответствие масштабов газо- или нефтеобразования в осадочно породном бассейне с экспериментальными и фактическими данными, равная для жидких УВ 0,1 для газообразных – 0,05.

Все данные берутся для соответствующих этапов катагенеза ОВ и приво дятся к одной размерности. Коэффициенты генерации рассчитываются для газа по исходным данным Е.А. Рогозиной, В.А. Успенского (1974), для нефти – по данным С.Г. Неручева и др. (1975) и приведены в таблице 9.

Как показали выполненные сравнительные исследования для геологиче ских условий Западного Предкавказья и Тимано-Североуральского региона, стадия раннего катагенеза (протокатагенез) глинистых осадков, соответственно мезозоя и палеозоя, начинаясь с глубины погружения 300-400 м, протекает до глубины 1200-1700 м;

ниже породы вступают в зону мезокатагенеза, отвечаю щую градации МК1. По данным Г.П. Корнева, Р.Н. Петровой, В.П. Чаицкого и др., эпигенетические изменения глинистых пород (образование смешанно слойных минералов, гидрослюдизация и каолинизация монтмориллонита и др.) активизируются к концу протокатагенеза при палеотемпературе 40-50°С и гор ном давлении свыше 30-40 МПа.

Таблица Коэффициенты генерации газообразных и жидких углеводородов (по В.А. Успенскому, Е.А. Рогозиной, С.Г. Неручеву и др.) От начала Газообразные УВ, Жидкие УВ, катагенеза г/1г ОВ данного типа г/1г ОВ данного типа до данной гумусо- гумусово- сапро- гумусовое гумусово- сапро стадии вое сапропе- пелевое сапропе- пелевое левое левое ПК3 0,0049 0,0074 0,01 0,00564 0,01027 0, МК1 0,0096 0,0011 0,013 0,01 0,016 0, МК1-2 0,022 0,0195 0,017 0,029 0,0335 0, МК2 0,0253 0,0255 0,0257 0,049 0,0645 0, МК2-3 0,0317 0,035 0,0383 0,056 0,092 0, МК3 0,0545 0,060 0,0648 0,065 0,1175 0, МК4 0,066 0,090 0,1142 0,068 0,132 0, МК5 0,0803 0,1220 0,1630 - - АК1 0,1126 0,179 0,2465 - - АК2 0,1501 0,2285 0,2950 - - АК3 - - - - - Примечание. Учитывалось, что гумусовое ОВ генерирует в основном метан, а гумусово-сапропелевое ОВ – жирный углеводородный газ и жидкие углеводороды.

В условиях невысоких скоростей погружения и температурных градиентов 2,5-3,0°С этап протокатагенеза ОВ может продолжаться до глубины 2,0-2,5 км.

Одновременно с изменением физико-химической характеристики нераствори мой части ОВ и ростом степени его углефикации в раннем катагенезе происхо дят новообразование подвижных компонентов битумоида и их первичная ми грация.

Начальным этапом эволюции нефтегазоносных бассейнов и суббассейнов Предкавказья и Предуралья является вступление наиболее древних нефтегазо материнских отложений, соответственно триаса и ордовика-нижнего девона, в зону мезокатагенеза, соответствующую градации МК1. Согласно схеме стадий ности нефтегазообразования (Н.Б. Вассоевич, 1975) этому этапу отвечает за вершение начальной фазы газогенерации (НФГ) и начало активной генерации жидких углеводородов (ГФН).

Последующая эволюция бассейна характеризуется последовательным вступлением в термобарические условия ГФН более молодых отложений юры и среднего девона, а триасовых и ордовико-нижнедевонских – все глубже в зону мезокатагенеза в условия главной фазы нефтеобразования. Дальнейший рост глубины погружения осадков в ходе эволюции осадочного бассейна обусловли вает активную аутигенную минерализацию под влиянием процессов эпигенеза.

Одновременно физико-химическое воздействие испытывают пластовые и поро вые седиментационные воды, которые вместе с продуктами генерации – жид кими и газообразными углеводородами – отжимаются по мере уплотнения осадков в породы-коллекторы. Фаза активного образования нефти при сапропе левом и смешанном типе ОВ и преимущественно в небольших количествах хлороформенного битумоида – при гумусовом продолжается до выхода полно стью мезозойского и палеозойского комплексов из главной зоны нефтегенера ции (градация катагенеза МК3 и палеотемпература 160-165°С).

Дальнейшая эволюция нефтегазоносного бассейна или суббассейна харак теризуется завершением мезокатагенеза при уровне МК4-3 и выходом отложе ний, начиная с более древних, из главной зоны нефтеобразования и вступлени ем их в главную зону генерации газа (по С.Г. Неручеву, Е.А. Рогозиной, В.А. Успенскому, 1974;

Н.Б. Вассоевичу, 1975). Для этой зоны свойствены бо лее высокая степень катагенетического преобразования ОВ, чем для жидкой фазы углеводородов, и интенсивное вторичное минералообразование (в основ ном гидрослюдизация в глинистых породах, хлоритизация, окварцевание, реге нерация кварца – в грубообломочных). Рассматриваемый заключительный га зовый этап эволюции бассейна, охватывая несколько геологических веков, про должается до современной эпохи.

Масштабы нефте- и газонакопления рассчитываются по формуле:

Qак=Qгн·Кэ·Как·10-3, где Qгн – масштабы аккумуляции газа и нефти (млрд. м3, млн. т);

Кэ – коэффициент эмиграции газа или нефти;

Как – коэффициент аккумуляции газа или нефти.

Прямых данных о величине коэффициентов эмиграции и аккумуляции нефти и газа нет. По данным А.Э. Конторовича (1977, 1990), наиболее обосно ваны следующие значения коэффициентов аккумуляции нефти и газа по нефте газоносным районам Западной Сибири: Средневасюганскому (триас, нижняя верхняя юра) – 0,012 и 0,038;

Каймысовскому (верхняя юра) – 0,027 и 0,002;

Шаимскому (средняя-верхняя юра) – 0,011 и 0,004;

Сургутскому (неоком) – 0,073 и 0,025;

Нижневартовскому (неоком) – 0,099 и 0,041 и другим.

Как показывают прямые замеры газосодержания пород нижнего мела на Майкопском газоконденсатном месторождении, юры в пределах Юбилейного и Южно-Советского месторождений, а также аналогия с триасово-юрскими, ме ловыми нефтегазоносными формациями Туранской (Тюб-Караган и другие площади Мангышлака) и Западно-Сибирской плит и прямые замеры нефтегазо содержания пород по осадочным комплексам Тимано-Печорского и других нефтегазоносных бассейнов, наиболее обоснованы следующие значения коэф фициентов эмиграции и аккумуляции: эмиграция нефти – от 0,0005 до 0, (рекомендуется 0,001-0,3), газа – от 0,8 до 0,95 (рекомендуется 0,9);


аккумуля ции нефти – от 0,01 до 0,12 (рекомендуется 0,07-0,1), газа – от 0,001 до 0,1 (ре комендуется 0,005-0,01).

Значение коэффициентов эмиграции, наибольшее на этапах ГФН (для неф ти) и ГФГ (для газа), уменьшается пропорционально сокращению площади контакта нефтематеринских свит и пород-коллекторов в разрезе, а также при уменьшении объема нефтематеринских пород (менее 60% мощности толщи).

На значение коэффициентов аккумуляции определяющее влияние оказывают масштабы генерации и емкостные свойства природного резервуара, с увеличе нием которых значение коэффициента резко возрастает.

Начальные потенциальные ресурсы рассчитываются по формуле:

Qнп=Qак·Кр. н. – для нефти;

Qнп=Qак·Кр. г. – для газа.

Обоснование коэффициентов рассеяния нефти и газа в процессе формиро вания залежей и расчёт начальных потенциальных ресурсов по ряду нефтегазо носных бассейнов дает величину рассеяния жидких УВ от 30 до 78%, а газооб разных – от 40 до 80%. Это позволяет рекомендовать в качестве исходных сле дующие данные для определения коэффициентов рассеяния жидких (Кр. н.) и газообразных (Кр. г.) углеводородов. Для нефти при наиболее часто используе мых значениях рассеяния от 50 до 60% для расчета рекомендуется 55% (Кр = 0,45), для газа при значениях от 40 до 80% для оценки начальных потенциаль ных (или прогнозных) ресурсов принимается около 60% (Кр = 0,4) при услови ях надежной покрышки. Расчет перспективных ресурсов нефти или газа выпол няется объемно-генетическим методом по традиционной схеме.

I.4.2. Оценка нефтегазового потенциала осадочных бассейнов платформ и краевых прогибов (на примере мезозойских форма ций Азово-Кубанского и палеозойских Тимано-Печорского НГБ) Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн молодой платформы Терригенно-карбонатная формация триаса, развитая в западной части Вос точно-Кубанского суббассейна и на большей части Западно-Кубанского, харак теризуется преимущественно сапропелево-гумусовым типом ОВ. Степень ката генеза ОВ МК1(Д) и палеотемпература 50-60°С, соответствующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения пород не менее 1,4-1,6 км, т.е. со второй половины ранней юры, и прежде всего в зонах наибольших скоростей прогиба ния (до 60-70 м/млн. лет): в западном секторе Восточно-Кубанской впадины (ВКВ) и южном секторе Западно-Кубанского прогиба (ЗКП).

Как показывают палеотектонические реконструкции, продолжительность пребывания триасовых пород в главной зоне нефтегенерации, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпературой 160-165°С, составляет 30-40 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Восточно Кубанского суббассейна было генерировано 60,7 млрд. т нефти. Близкие усло вия нефтеобразования предполагаются в Западно-Кубанском суббасейне, где в течение аналогичного этапа генерировано 32,5 млрд. т нефти.

Начиная с раннего мела при уровне МК4 и до современной стадии катаге нетического преобразования ОВ – АК1 и АК2, отмеченные нефтегазоносные суббассейны развивались как газоносные, что в соответствии с принятой схе мой вертикальной зональности нефтегазообразования отвечает главной фазе генерации газа. На протяжении отмеченных стадий преобразования органиче ского вещества нефтематеринскими осадками триасовой формации генериро вано углеводородного газа в пределах ВКВ 73,6 трлн. м3, ЗКП – 52,6 трлн. м3.

Завершение начальной фазы газообразования в Восточно-Кубанском и За падно-Кубанском суббассейнах сопровождалось активной эмиграцией седи ментационных вод. В течение главной фазы нефтегенерации к концу поздней юры из глинистых пород было отжато максимальное количество последних – 6100 млрд. т в ВКВ и 3600 млрд. т в ЗКП. Это обеспечило оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы формации.

В Северо-Кубанском суббассейне (рис. 50) при гумусовом типе ОВ в по родах генерация нефти практически не происходила. Термобарические условия ГФН со степенью катагенеза МК1 наступили лишь к концу мелового времени, когда почти полностью завершился процесс эмиграции из глин седиментацион ных поровых вод. Последующая эволюция суббассейна с ростом степени ката генеза вплоть до современной (АК1) протекала при доминирующем влиянии процессов газогенерации, в результате которых генерировано 21 трлн. м3 угле водородного газа.

На рис. 51 представлена карта перспектив нефтегазоносности триасовых отложений на тектонодинамической генетической основе, где: 1 – области неф тегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (суббассейн), включая Адыгейский выступ, со средней скоростью седиментации 35 м/млн.

лет, ЗКП – Западно-Кубанский прогиб (суббассейн) со скоростью седимента ции 30 м/млн. лет;

2 – масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн.

м3), генерированное в отложениях триаса;

в знаменателе – количество нефти и газа в зонах нефтегазонакопления;

3 – районирование триасовых отложений по перспективам нефтегазоносности на динамотектонической основе: ВП – высо коперспективная зона на нефть и газ (Челбасско-Некрасовская – в основном на газ);

МП – малоперспективные зоны: южная – в области развития рифовых фа ций на северном склоне Кавказа (СЗК) и смежной части Западно-Кубанского прогиба и северная Ирклиевско-Ладовская (ИЛ) – в области развития трещин но-поровых коллекторов в среднем триасе и карбонатных – в нижнем;

НУ – зо на неустановленной перспективности;

БП – бесперспективная зона;

4 – зоны, перспективные на нефть и газ: а – более достоверные, б – менее достоверные;

5 – перспективные на газ: промышленные притоки газа (а), нефтепроявления (б), газопроявления (в);

7 – границы распространения отложений триаса в пре делах основных геоструктурных зон, установленные и предполагаемые;

8 – за падная граница зоны с возможным локальным развитием триасовых рифоген ных отложений;

9 – предполагаемые зоны локальных поднятий: более досто верные (а), менее достоверные (б);

10 – границы между основными тектониче скими зонами (разрывные);

11 – зоны тектонического экранирования, наиболее благоприятные для формирования ловушек и залежей и поисково-разведочных работ;

глубина залегания перспективных горизонтов, м;

12 – прогнозируемые антиклинальные зоны в триасе;

13 – локальные складки: а – на дневной поверх ности (СЗК), б – предполагаемые в "закрытой части" региона;

14 – изогипсы кровли фундамента, м;

15 – первоочередные объекты для бурения.

Рис. 50. Северо-Кубанский суббасейн Для триасовых формаций трех суббассейнов в прогнозируемых зонах пре имущественного нефтенакопления и газонакопления определены следующие масштабы аккумуляции УВ (рис. 51): в Восточно-Кубанском суббассейне – нефти 121 млн. т, газа 397 млрд. м3, в Западно-Кубанском – нефти 117 млн. т, газа 379 млрд. м3 и Северо-Кубанском – газа 427 млрд. м3. Основные методиче ские принципы и расчетные параметры рассмотрены на примере триасового НГК, результаты оценки по каждому суббассейну также приведены на карте (рис. 51).

Рис. 51. Карта перспектив нефтегазоносности триасовых отложений (на тектонодинамической и генетической основе) Нефтегазоматеринские осадки нижней юры, как показывают расчеты и по строения, характеризуясь на большей части осадочно-породного бассейна са пропелево-гумусовым ОВ, достигают к началу поздней юры при глубине по гружения 1,5-1,6 км термобарических условий ГФН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 50-55°С). Глинистые отложения средней юры при сапропе левом и реже смешанном типе ОВ в поздней юре входят в главную зону нефте образования: в Восточно-Кубанском суббассейне с глубины 1,5-1,8 км, в За падно-Кубанском – 1,7-1,8 км (палеотемпература 55-60°С). Скорости погруже ния осадков до 50 м/млн. лет определяют размещение основных очагов нефте и газогенерации на большей части Восточно-Кубанского и в южном секторе – Западно-Кубанского суббассейнов.

В конце мелового времени к моменту завершения ГФН (градация МК4, критическая температура для жидкой фазы УВ 160-165°С) ареал нижнеюрского очага нефтегенерации достигает на севере Чамлыкской площади. В среднеюр ской формации в Восточно-Кубанском и, по-видимому, в Западно-Кубанском суббассейнах нефтеобразование продолжалось до конца палеоценового време ни при тех же критических термобарических условиях с расширением ареала очага генерации вслед за зоной увеличенных скоростей прогибания к северу до Кошехабльской и Абхазской площадей. Процессы нефтенакопления заверши лись для нижнеюрских отложений в раннем мелу, а среднеюрских – к палеоге ну, когда из уплотняющихся глинистых пород были отжаты основные объёмы поровых седиментационных вод: соответственно более 4000 и 2000 млрд. т в ВКВ и более 7000 и 3000 млрд. т – в ЗКП.

Важнейшие расчетные параметры для оценки масштабов генерации, ак кумуляции и начальных потенциальных ресурсов углеводородов в отложениях нижней и средней юры приведены для суббассейнов на карте (рис. 52).

Рис. 52. Карта перспектив нефтегазоносности отложений нижней юры (на тектонодинамической и генетической основе) В течение ГФН нефтематеринскими осадками нижней и средней юры ге нерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 41 и 27 млрд. т, в Запад но-Кубанском – 88 и 55 млрд. т. С завершением ГФН и вступлением отложений в процессе литогенеза в ГЗГ начался газовый этап эволюции суббассейнов (от степени катагенеза МК4 до МК5 – АК1), продолжавшийся в течение неогенового времени. На протяжении ГФН и ГФГ глинистыми породами нижне среднеюрской формации было генерировано углеводородного газа в ВКВ 37,5 трлн. м3 в нижней юре и 17 трлн. м3 – в средней, в ЗКП – соответственно, 99,5 и 44,8 трлн. м3.

Более высокий темп погружения отложений в южной части Восточно Кубанского и Западно-Кубанского суббассейнов обусловил более раннее вступ ление нефтегазоматеринских пород в ГЗН и активную генерацию нефти. Очаги нефтегазогенерации и нефтегазонакопления, таким образом, и здесь связаны с зонами наибольших скоростей и амплитуд прогибания в ранней и средней юре.

Максимальные градиенты геостатических давлений отмечаются по западному и южному бортам ВКВ и вдоль южного крыла Шапсуго-Апшеронского вала в ЗКП, что определяет положение основных путей миграции углеводородных флюидов. Наличие мощных песчаных литофаций и зон развития трещиноватости на ряде месторождений и площадей (Юбилейном, Майкопском, Баракаевском, Удобненской, Восточно-Кубанской и др.) делает обоснованными расчеты, сви детельствующие о максимальных масштабах накопления нефти и газа.

Исходя из принятых выше геологических аналогий с учётом фактических данных о нефтегазоносности синхроничных формаций, принимаются следую щие значения коэффициентов эмиграции: нефти – от 0,001 до 0,035 и газа – 0,8 0,9 для ВКВ и, соответственно, от 0,0005 до 0,02 и 0,8-0,95 для – ЗКП. Коэффи циенты аккумуляции для тех же суббассейнов принимаются соответственно: от 0,01 до 0,12 и 0,006-0,008 для ВКВ;

от 0,01 до 0,07 и 0,006-0,008 – для ЗКП.

На карте перспектив нефтегазоносности отложений нижней юры на текто нодинамической генетической основе (рис. 62) представлены результаты расче та масштабов генерации, аккумуляции УВ, т.е. данные для расчета начальных потенциальных ресурсов нефти и газа: 1 – области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 35 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет;

масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакоп ления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижней юры;

в знаменателе – количе ство нефти (млн. т) и газа (млрд. м3), аккумулированное в зонах нефтегазонако пления;

3 – районирование нижнеюрских отложений по перспективам нефтега зоносности на тектонодинамической генетической основе: ВП – высокопер спективная, преимущественно на газ, Спокойненская зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 26 до 75%;

П – перспективная на нефть и газ зона с ловушками тектонически экранированного, структурного и литоло гического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 10 до 25%;

МП – менее перспективная на газ зона с предполагаемыми ловушками ли толого-стратиграфического типа в выклинивающихся базальных песчаниках нижней юры с коэффициентом сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%;

МП – малоперспективная на газ зона с коэффициентом сохранения поровых коллекторов 10%;

НУ – зона неустановленной перспективности;

4 – регио нальные зоны литологического выклинивания песчаников нижней юры;

5 – га зоконденсатные месторождения и залежи;

6 – непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);

7 – интенсивные газопроявления в скважинах;

8 – предполагаемая зона нефтегазонакопления с ловушками тектонически-экранированного типа;

9 – прогнозируемые зоны нефтегазонакопления с предполагаемыми ловушками литологического и стратиграфического типов;

10 – участки зон нефтегазонако пления, наиболее перспективные для формирования залежей (а – в структурных и тектонически-экранированных ловушках, б – в литолого-стратиграфических ловушках) и постановки поисково-разведочных работ с глубиной залегания перспективных горизонтов, м;

11 – изогипсы кровли фундамента, м;

12 – пер воочередные объекты для бурения.

На рис. 53 представлена карта перспектив нефтегазоносности отложений средней юры на тектонодинамической и генетической основе, где: 1 – области нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 40 м/млн. лет, ЗКП – Западно Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашев ская со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет;

2 – масштабы нефтега зогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теоретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях средней юры;

в знаменателе – количество нефти (млн. т) и газа (млрд. м3) в зо нах нефтегазонакопления;

3 – районирование среднеюрских отложений по пер спективам нефтегазоносности на тектонодинамической генетической основе:

П – перспективные на нефть и газ зоны: Спокойненская (СП), Шапсуго Апшеронская (ША) и Кошехабльская (К) с ловушками тектонически экранированного, структурного и литологического типов, а также на газ – зоны литологического выклинивания с коэффициентом сохранения поровых коллек торов 10-30%;

МП – малоперспективная на газ зона с ловушками структурного и литологического типов с коэффициентом сохранения поровых коллекторов 10%;

НУ – зона неустановленной перспективности;

БП – бесперспективная для поисков нефти и газа зона северного склона Кавказа (СЗК);

4 – зоны вы клинивания песчаников средней юры с литологическими и тектонически экранированными ловушками;

5 – региональная зона литологического выкли нивания песчаников средней юры;

6 – газонефтяные (а) и газоконденсатные (б) залежи;

7 – непромышленные притоки нефти (а) и газа (б);

8 – интенсивные нефтепроявления (а) и газопроявления (б) в скважинах;

9 – участки гидродина мической связи песчаных горизонтов средней юры с базальными горизонтами нижнего мела или зоной инфильтрации атмосферных вод;

10 – зоны нефтегазо накопления, наиболее перспективные для формирования залежей литологиче ского (а), структурно-литологического (б) типов и постановки поисково разведочных работ, глубина залегания перспективных горизонтов, м;

11 – гра ницы геоструктурных зон;

12 – изогипсы поверхности фундамента, м;

13 – пер воочередные объекты для бурения.

Для формаций нижней и средней юры трех суббассейнов при прогнози руемых объемах и распространении пород-коллекторов в зонах нефтегазонако пления масштабы накопления УВ составляют: в Восточно-Кубанском суббас сейне – нефти 196 млн. т, газа 325 млрд. м3;

в Западно-Кубанском суббассейне – нефти 118 млн. т, газа 860 млрд. м3, в Северо-Кубанском – газа 214 млрд. м3.

Таким образом, в течение юрского времени эволюция нефтегазоносного бас сейна происходила при определяющем влиянии процессов прогрессивного ка тагенеза органического вещества и активного нефтегазообразования.

Нефтематеринские осадки келловея, характеризуясь сапропелево гумусовым типом ОВ, достигают на участках интенсивного прогибания суббас сейнов к началу раннего мела термобарических параметров ГФН (палеотемпера тура 50-60°С, уровень катагенеза МК1). При скоростях более 50 м/млн. лет глу бина погружения пород формации в южном секторе ВКВ и ЗКП в меловое вре мя, равная 1,8-2,0 км, обеспечивает уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН.

Рис. 53. Карта перспектив нефтегазоносности отложений средней юры (на тектонодинамической и генетической основе) К моменту выхода отложений из главной зоны нефтеобразования в раннем неогене ареал области нефтегенерации, расширяясь в направлении "миграции" зон максимальных скоростей, в Восточно-Кубанском суббассейне достиг на се вере Кошехабльской площади, а в Западно-Кубанском – Арешкинской. В май копское время осадки терригенно-карбонатной формации келловея и карбонат ной – оксфорда вышли из ГЗН (МК3) и вошли в термобарические условия глав ной фазы газообразования. Катагенетическая эволюция нефтегазоносного бас сейна со стадии катагенеза MK4 продолжалась в направлении газогенерации вплоть до современного уровня (МК5).

За период пребывания глинистых пород келловея и оксфорда в ГЗН было генерировано нефти в Восточно-Кубанском суббассейне 28 млрд. т, в Западно Кубанском 22 млрд. т, масштабы образования газа в течение ГФН и ГЗН соста вили 21 трлн. м3 в ВКВ и 15 трлн. м3 – в ЗКП. В северной части каждого субба сейна отложения на всех стадиях катагенетического преобразования испытывали погружение со скоростями не более 20-25 м/млн. лет, что не обеспечило необхо димых амплитуд прогибания и привело к существенной задержке ГФН (почти до верхнего палеогена) и активному газообразованию. В центральной части суббас сейнов ГФН к этому времени завершилась с отжатием последних объемов поро вых седиментационных вод. Северные зоны суббасейнов, таким образом, на про тяжении рассматриваемого отрезка геологической истории представляли зоны преимущественно газогенерации и газонакопления.

Основными очагами нефтегазогенерации в формациях верхней юры, связан ными генетически с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания, яв ляются овалы прогибания в южной части ВКВ и ЗКП. Широкое развитие здесь песчаных литофаций и трещиноватости способствовало образованию зон нефтега зонакопления и максимальной концентрации в них ресурсов как нефти, так и газа.

С использованием указанных соотношений принимаются следующие зна чения коэффициентов эмиграции и аккумуляции для расчета масштабов нефте газонакопления в формациях верхней юры. Коэффициенты эмиграции для Вос точно-Кубанского суббассейна: нефти – 0,03 (на этапе ГФН), газа – 0,8-0,9;

для Западно-Кубанского: нефти – 0,02, газа – 0,85-0,95;

коэффициенты аккумуляции:

нефти – 0,12 для обоих суббассейнов (на этапе ГФН) и газа – от 0,006 до 0,01.

Масштабы нефтенакопления в пределах ВКВ определяются в 102 млн. т, в ЗКП в 52 млн. т;

масштабы газонакопления в течение ГФН и ГФГ составляют в ВКВ 150 млрд. м3, в ЗКП 141 млрд. м3. На локальных участках северной части бассейна генерировано газа 4,5 млрд. м3. Следовательно, как и на сред неюрском этапе, важнейшей особенностью эволюции НГБ являлись интенсив ное катагенное преобразование сапропелевого ОВ пород келловея-оксфорда и активная нефтегенерация, что видно из карты перспектив нефтегазоносности верхнеюрских отложений.



Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 | 7 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.