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 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 9 |

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

-- [ Страница 6 ] --

На рис. 54 приведена карта перспектив нефтегазоносности отложений верх ней юры (на тектонодинамической и генетической основе), где 1 – области неф тегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская (включая Адыгейский вы ступ) со средней скоростью седиментации 35-40 м/млн. лет, ЗКП – Западно Кубанская со средней скоростью седиментации 30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская со средней скоростью седиментации 25 м/млн. лет;

2 – масштабы нефтегазогене рации и нефтегазонакопления (в зонах нефтегазонакопления): в числителе – тео ретически возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерирован ное в отложениях верхней юры;

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

3 – районирование верхнеюрских отло жений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и генетиче ской основе: ВП – высокоперспективная на нефть и газ Кошехабльско Юбилейная зона с коэффициентом сохранения коллекторов от 15 до 40%;

П – перспективные на нефть – Баракаевская (БР), на нефть и газ – Спокойненско Вознесенская (СВ), Шапсуго-Апшеронская (ША) зоны нефтегазонакопления и газ – Южно-Советско-Соколовская зона с коэффициентом сохранения коллекто ров от 5 до 15%;

мП – менее перспективная на газ Западно-Кубанская зона с ко эффициентом сохранения поровых коллекторов от 5 до 15%;

МП – малоперспек тивные зоны на газ со структурными и литологическими ловушками с коэффи циентом сохранения поровых коллекторов менее 5%;

НУ – зона неустановлен ной перспективности;

БП – бесперспективная зона северного склона Кавказа (СЗК);

4 – зоны выклинивания песчаников келловея и литологических ловушек;

5 – предполагаемые нефтяные (а) и газовые (б) залежи в песчаниках келловея и известняках оксфорда;

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

7 – участки зон нефтегазонакопления, наиболее перспективные для формирования залежей и постановки поисково-разведочных работ, максимальная глубина зале гания перспективных горизонтов, м;

8 – границы геоструктурных зон;

9 – перво очередные объекты для бурения.

Рис. 54. Карта перспектив нефтегазоносности отложений верхней юры (на тектонодинамической и генетической основе) Глинистые осадки терригенной формации нижнего мела, характеризуясь преимущественно гумусовым, а в Западно-Кубанском суббассейне – гумусово сапропелевым типом ОВ, достигают в раннем миоцене на южном участке актив ного прогибания в ЗКП термобарических условий ГФН (палеотемпература 50 55°С, МК1). При скорости погружения около 60 м/млн. лет уже в конце мела глубина залегания нефтегазоматеринской толщи, равная 1,3-1,5 км, обеспечивала степень катагенеза MK1, отвечающую ГЗН. В Восточно-Кубанском суббассейне при гумусовом, реже смешаном, фациально-генетическом типе ОВ и темпе про гибания до 30 м/млн. лет условия ГФН хотя и достигались, но активной генера ции нефти не было.

Характерной особенностью эволюции Восточно-Кубанского и Северо Кубанского суббассейнов являлись интенсивная гидрослюдизация в процессе литогенеза и преобладание гумусового ОВ в интервале катагенеза ПК3 – МК3 с генерацией значительного количества углеводородного газа. Эволюция Запад но-Кубанского суббассейна по выходе отложений из ГЗН продолжалась в на правлении генерации газа.

В Западно-Кубанском суббассейне в период пребывания нефтегазомате ринских пород нижнемеловой формации в ГЗН было генерировано нефти 31 млрд. т, газа (до современного уровня катагенеза – MK4-МК5) – 34 трлн. м3.

С периодом завершения ГФН в южном секторе суббассейна в среднем миоцене совпадает отжатие основных объемов поровых седиментационных вод 6700 млрд. т. Это создало необходимые условия для активного газонефтенако пления в меловых формациях. В Восточно-Кубанском суббассейне в близком режиме катагенеза было генерировано 0,6 млрд. т нефти и 4,2 трлн. м3 газа.

Основные очаги нефтегазогенерации прогнозируются на участках с мак симальными скоростями и амплитудой прогибания. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давлений отмечаются в южном секторе ЗКП по южному крылу Шапсуго-Апшеронского вала и вдоль смежного южного борта прогиба, а также по западному борту ВКП. В этих районах предполагаются и главные направления миграции жидких и газообразных углеводородов. Вполне обоснованно рассматривать овалы наиболее интенсивного прогибания в каче стве очагов максимального нефтегазообразования.

Для расчета масштабов нефтегазонакопления в меловых формациях За падно-Кубанского, Восточно-Кубанского и Северного суббассейнов принима ются следующие значения коэффициентов эмиграции и аккумуляции. Для За падно-Кубанского суббассейна коэффициент эмиграции: нефти – 0,02, газа – 0,9-0,95;

аккумуляции нефти – 0,07 (для условий ГФН), газа – 0,006-0,008. Для Восточно-Кубанского коэффициент эмиграции нефти – 0,0005, газа – 0,95;

ак кумуляции нефти – 0,007, газа – 0,1. В Северном суббассейне происходила ге нерация только газа, коэффициент эмиграции газа составлял 0,95, а аккумуля ции – 0,08. На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции, прогнозирумых объемов и распространения коллекторов терригенной форма ции масштабы накопления УВ определяются в пределах Восточно-Кубанского суббассейна в 0,02 млн. т нефти и 399 млрд. м3 газа;

в Западно-Кубанском суб бассейне 19 млн. т нефти и 260 млрд. м3 газа. Эти данные отражены на карте перспектив нефтегазоносности нижнемеловых отложений (рис. 55), где 1 – об ласти нефтегазогенерации: ВКВ и АВ – Восточно-Кубанская впадина (включая Адыгейский выступ) со средней скоростью седиментации 20 м/млн. лет, ЗКП – Западно-Кубанская со средней скоростью седиментации 25-30 м/млн. лет, ТС – Тимашевская ступень со средней скоростью седиментации 15 м/млн. лет;

2 – масштабы нефтегазогенерации и нефтегазонакопления: в числителе – теорети чески возможное количество нефти (млрд. т) и газа (трлн. м3), генерированное в отложениях нижнего мела;

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

3 – районирование нижнемеловых от ложений по перспективам нефтегазоносности на тектонодинамической и гене тической основе: ВП – высокоперспективные на нефть и газ Хадыженская зона (ХД) с коэффициентом сохранения поровых коллекторов свыше 50% и прогно зируемая Северо-Таманская зона (СТ);

П – перспективные на газ Ладожско Некрасовская (ЛН), Заречно-Шунтукская (ЗШ), Ачуевско-Чебургольская (АЧ) зоны с коэффициентами сохранения поровых коллекторов от 25 до 50%;

МП – малоперспективные зоны газонакопления в условиях структурных и литологи ческих ловушек с коэффициентом сохранения поровых коллекторов менее 25%;

НУ – зоны неустановленной перспективности;

БП – бесперспективная террито рия;

4 – зоны выклинивания горизонтов и мощных пачек песчано-алевритовых пород;

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

6 – непромышлен ные притоки нефти (а), газа (б);

7 – интенсивные нефтепроявления (а) и газо проявления (б) в скважинах;

8 – участки зон выклинивания с предполагаемыми ловушками литологического и структурно-литологического типов;

9 – участки зон газонефтенакопления и газонакопления, наиболее перспективные для фор мирования литологических (а), структурных (б) залежей и поисково разведочного бурения;

максимальная глубина залегания перспективных гори зонтов, м;

10 – границы геоструктурных зон;

11 – изогипсы подошвы нижнеме ловых отложений;

12 – первоочередные объекты для бурения.

Рис. 55. Карта перспектив нефтегазоносности отложений нижнего мела (на тектонодинамической и генетической основе) Процесс эволюции нефтегазоносного бассейна на нижнемеловом этапе ха рактеризуется интенсивным катагенетическим преобразованием ОВ и достиже нием на участке наиболее интенсивного прогибания в южном секторе ЗКП ус ловий ГЗН. Эволюция Восточно-Кубанского и Северо-Кубанского суббассей нов при доминирующем гумусовом типе ОВ в осадках происходила в направ лении интенсивного катагенного преобразования ОВ от градации МК1 до со временной (МК4-МК5), сопровождающейся активной генерацией газа. Этому способствовали процессы гидрослюдизации в глинах.

Таким образом, в эволюции Азово-Кубанского осадочно-породного бас сейна с превращением в нефтегазоносный четко выделяются три этапа. На чальный этап относительно слабого катагенетического изменения пород и ОВ (до градации МК1), отвечающий первой фазе газообразования и интенсивного обезвоживания толщи;

второй этап – более интенсивного катагенеза (от МК1 до МК3) и широкого развития процессов монтмориллонитизации, активного неф теобразования в толщах с сапропелевым и смешанным ОВ и почти полной эмиграции из глин поровых вод. Третий этап – наиболее интенсивного катаге нетического изменения пород (от МК4 до МК5 и выше), гидрослюдизации гли нистых минералов и вступления нефтегазоматеринских отложений в главную зону генерации газа.

Как показывает сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности, из мезозойский формаций максимальные масштабы генерации нефти харак терны для юрских терригенных формаций Западно-Кубанского и Восточно Кубанского суббассейнов. Триасовые и нижнемеловые формации отличают ся, соответственно, меньшими продуцирующими возможностями, хотя масштабы образования жидких углеводородов в них превышают первые де сятки миллиардов тонн. Наибольшие масштабы генерации газа свойственны нижне-среднеюрским терригенным формациям ЗКП, триасовым формациям ЗКП и ВКВ, нижне-среднеюрским ВКВ и нижнемеловым ЗКП. По плотно стям генерации нефти доминирующее положение занимают юрские форма ции ЗКП и ВКВ и нижнемеловые ЗКП. По величине удельных запасов газа в порядке уменьшения следуют нижне-среднеюрский комплекс ЗКП и ВКВ, триасовый и нижнемеловой комплексы ЗКП, триасовый Восточно Кубанского суббассейна.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн древней платформы Расчет ресурсов нефти и газа выполнялся на примере Верхнепечорского суббассейна и дополнялся данными по Тимано-Печорскому НГБ. Палеозой ские формации Верхнепечорского суббассейна характеризуются следующи ми геолого-генетическими данными. Терригенно-карбонатные отложения ордовикско-нижнедевонского комплекса с преимущественно сапропелевым ОВ к началу турнейского века имели степень катагенеза ОВ МК1 (уровень углефикации "Д") и палеотемпературу 50-60°С, соответствующую началу ГЗН при глубине погружения пород не менее 1,6-1,7 км. Как показывают по строения, продолжительность пребывания ордовикско-нижнедевонских по род в условиях ГЗН в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической темпера турой 160-165°С составляет 40-50 млн. лет. За это время нефтематеринскими отложениями Верхнепечорского суббассейна генерировано 131,2 млрд.т неф ти, что видно из карты перспектив нефтегазоносности (рис. 56). Ордовикско нижнедевонским комплексом Тимано-Печорского НГБ произведено за тот же период 3442,9 мрд. т нефти.

Рис. 56. Высокоперспективные ордовико-нижнедевонские отложения На рис. 56 обозначено: А – Денисовская впадина со смежной зоной Арктиче ского шельфа, Б – Верхнепечорская впадина с Западно-Уральским складчато надвиговым поясом, В – Среднепечорское поднятие и Большесынинская впадина, Г – принадвиговая зона Косью-Роговской впадины, Д – Хорейверская впадина, Колвинский мегавал со смежной зоной арктического шельфа, Ж – Ижма-Печорская впадина, Е – Печоро-Кожвинский мегавал и смежная зона Болыпесынинской впадины;

основные нефтегазоносные области (НГО);

I – Тиманская, II – Ижма-Печорская, III – Печоро Колвинская, IV – Хорейверская, IVa – Варандей-Адзьвинская, V – Северо Предуралъская;

основные нефтегазовые месторождения: I. Курьинское ГК, 2. Рассо хинское ГК, 3. Верхне-Омринское Н, 4. Нижне-Омринское ГН, 5. Седьельское ГН, 6.

Северо-Седьельское Г, 7. Ярегское Н, 8. Войвожское НГ, 9. Джьерское Н, 10. Вань юское Н, 11. Лемьюское Н, 12. Мичаюское Н, 13. Пашнинское ГКН, 14. Вуктыль ское ГК, 15. Югид-Вуктыльское Г, 16. Зап.-Соплеское ГК, 17. Югидское ГКН, 18.

Кыртаельское ГКН, 19. Лиственичное Н, 20. Сев. Лиственичное Н, 21. Аранецкое Г, 22. Печорогородское ГК, 23. Печорокожвинское ПС, 24. Верхне-Грубешорское Н, 25. Пашшорское Н, 26. Командиршорское Н, 27. Шапкинское Н, 28. Ванейвиское ГН, 29. Ваеилковокое ГК, 30. Лаявожское НГК, 31. Северо-Командиршорское ГН, 32.

Верхнеамдермаельское ГК, 33. Усинское Н, 34. Возейское Н, 35. Харьягинское Н, 36.

Ярейюское ГКН, 37. Хыльчуюское ГКН, 38. Северо-Хоседаюское Н, 39. Макари хинское Н, 40. Сев. Баганское Н, 41. Центрально-Сынинское Н, 42. Хосолтинское Н, 43. Седьягинское Н, 44. Наульское Н, 45. Ю.-Торавейское Н, 46. Торавейское Н, 47.

Варандейское Н, 48. Сарембойское Н, 49. Хасырейское Н, 50. Интинское ГК, 51. Ко жимское ГК, 52. Падимейское ГН, 53. Поморское ГК, 54. Северо-Гуляевское НГК, 55.

– Приразломное Н.

На этапе протокатагенеза (до конца верхнего девона) Верхнепечорский суббассейн развивался как газоносный. Аналогичным, но более интенсивным, было его развитие, начиная с позднеартинского времени, когда при уровне ка тагенеза МК4 нефтегазоматеринские отложения достигли главной зоны газооб разования. Генерация газа продолжалась вплоть до современной стадии катаге нетического преобразования ОВ – АК1 и АК2. На протяжении отмеченных ста дий эволюции суббассейна нефтематеринскими осадками комплекса генериро вано 143,1 трлн. м3 углеводородного газа, в Тимано-Печорском бассейне в це лом за тот же период образовано 1158,4 трлн. м3 газа.

Соответственно в принятом для современного этапа объеме пород коллекторов 7270 км3 масштабы аккумуляции составили: нефти – 262,4 млн. т и газа – 2575,8 млрд. м3, а для ТП НГБ – 11782,8 млн. м3.

Нефтегазоматеринские осадки среднего девона, характеризуясь на боль шей части Верхнепечорского суббассейна гумусово-сапропелевым типом ОВ, достигают к началу ранневизейского времени (при глубине погружения 1,6 1,8 км) термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпера тура 55-60°С). Продолжительность пребывания среднедевонских нефтегазома теринских пород в условиях ГЗН – около 50 млн. лет. Как газоносный, по сред недевонскому комплексу суббассейн развивался, начиная с позднеартинского времени (от степени катагенеза МК4 до МК5-АК1), количество генерированных газообразных углеводородов составило 24,9 трлн. м3 (рис. 57), а для бассейна в целом при близких условиях – 216,7 трлн. м3. Масштабы накопления нефти НМ породами комплекса рассчитаны в объеме 38,6 млн. т, а газа – 448,2 млрд. м3, в ТП НГБ – 2537,6 млн. т и 1594,1 мрд. м3. Объемы эмиграции элизионных вод в количестве менее 2000 км3 на этапе протокатагенеза и за геологическую исто рию – 5518 км3 обеспечивали (даже с учетом 50-75% рассеивания УВ) форми рование залежей в коллекторах комплекса.

Рис. 57. Высокоперспективные отложения среднего-верхнего девона Карбонатные и глинисто-карбонатные осадки верхнего девона-турне, ха рактеризуясь в основном сапропелевым типом ОВ, достигли в центральной наиболее активно прогибающейся части суббасейна к началу среднего карбона термобарических параметров ГЗН. При скоростях прогибания до 50 м/млн. лет глубина погружения пород комплекса в среднекарбоновое время, равная 1,8-2, км, обеспечивала уровень катагенеза ОВ, отвечающий ГЗН. К моменту выхода отложений из ГЗН в начале поздней перми при палеотемпературе 160-165°С ареал нефтегенерации достиг внешней зоны западного борта ВПВ. В конце верхнепермского времени нефтематеринские карбонатные осадки комплекса вышли из ГЗН и вошли в термобарические условия ГЗГ, которые сохраняются вплоть до современной эпохи.

За период пребывания пород в ГЗГ генерировано нефти в суббассейне 31,5 млрд. т;

масштабы образования газа в течение ГФН и ГФГ составили 15,6 трлн. м3, а в бассейне в целом – 2398,5 млрд. т и 780,5 трлн. м3. Основными очагами нефтегазогенерации в девонском комплексе, генетически связанными с ареалами наибольших скоростей и амплитуд прогибания (до 70-80 м/млн. лет и более, от 1,3 до 2,0 км за геологический век), являются овалы прогибания в се верной и западной частях ВПВ. Для ТП НГБ региональным очагом генерации служил Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктическом шельфе.

Масштабы нефтенакопления в верхнедевонско-турнейском компексе суб бассейна – 113,4 млн. т;

масштабы газонакопления в течение НФГ и ГФГ соста вили 280,8 млрд. м3, те же значения по бассейну составили 6696,8 млн. т и 4014,3 млрд. м3. Реальность формирования нефтяных и газовых залежей в со временных объемах пород-коллекторов комплекса в ВПВ – 2800 км3 – под тверждается крупными масштабами эмиграции седиментационных вод, дости гающими в пределах впадины 5966 км3.

Терригенно-карбонатные и карбонатные нефтематеринские осадки ком плексов Верхнепечорского суббассейна, характеризуясь преимущественно са пропелевым типом ОВ, достигают в верхнеартинское время термобарических условий ГЗН (палеотемпература 60-65°С МК1). При скоростях погружения от 50 до 70 м/млн. лет к отмеченному времени глубина залегания нефтематерин ских пород, равная 1,3-1,6 км, обеспечивала степень катагенеза органического вещества МК1. Активная генерация нефти продолжалась в течение 40-45 млн.

лет вплоть до раннего триаса, когда отложения комплекса вошли в главную зо ну газообразования. С периодом завершения ГФН в раннем триасе, как и для бассейна в целом, совпадают отжатие и эмиграция из толщи основных объемов поровых седиментационных вод – около 2000 км3 при объемах пород коллекторов в суббассейне 2770 км3.

За период пребывания НМ пород верхнедевонско-турнейского комплекса в ГЗН было генерировано нефти 41,9 млрд. т, а за время нахождения этих пород в условиях ГЗГ (с триаса) образовано 34,4 трлн. м3 углеводородного газа. Основ ные очаги генерации нефти и газа прогнозируются на участках с максимальны ми скоростями (70-90 м/млн. лет) и амплитудами прогибания более 0,5 км за геологический век. Наибольшие градиенты скоростей и геостатических давле ний отмечаются в центральной и южной частях Верхнепечорского суббассейна.

Масштабы накопления нефти при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составляют здесь 146,6 млн. т. Масштабы аккумуляции газа в комплексе равны 309,6 млрд. м3. Оптимальные условия поступления УВ в породы-коллекторы ком плекса обеспечивались значительными объемами эмиграции элизионных вод – 2432 км3. С анологичными тектонодинамическими условиями региональными очагами генерации УВ для областей нефтегазонакопления Тимано-Печорского осадочного бассейна являются Южнобаренцевоморско-Печорский на Арктиче ском шельфе и Уральский геосинклинальный.

Преимущественно терригенные НМ породы нижне-средневизейского ком плекса характеризуются гумусово-сапропелевым типом ОВ. Степень катагенеза ОВ – МК1 (при степени углефикации Д) и палеотемпература 55-60°С, соответст вующие началу ГФН, достигаются при глубине погружения отложений не менее 1,6-1,8 км, т.е. в начале поздней перми. Продолжительность пребывания пород в условиях ГЗН, т.е. в интервале катагенеза МК1-МК3 с критической палеотемпе ратурой порядка 160°С, составляет около 45 млн. лет. За это время нефтегазома теринскими осадками комплекса генерировано 5,5 млрд. т нефти, а в условиях пребывания НМ пород в главной зоне газообразования (с градацией катагенеза МК4) количество газообразных углеводородов составило 4,0 трлн. м3.

Масштабы аккумуляции нефти и газа в комплексе при прогнозируемом ко личестве пород-коллекторов 390 км3 равны 19,8 млн. т нефти и 36,0 млрд. м3 газа.

Карбонатные нефтематеринские осадки верхневизейско-нижнепермского комплекса с преимущественно сапропелевым типом ОВ достигают в поздней пер ми термобарических параметров ГЗН (палеотемпература 60°С, уровень катагенеза МК1 при глубине погружения 1,5-1,8 км). Глубина залегания НМ пород комплекса к моменту выхода их из главной зоны нефтеобразования в конце триаса составляла 4,5 км. Со стадии МК4 катагенетическая эволюция Верхнепечорского суббассейна продолжается в направлении генерации газа вплоть до настоящего времени.

За период пребывания НМ пород комплекса в ГЗН в суббассейне генери ровано 46,8 млрд. т нефти. Масштабы образования газа в течение НФГ и ГФГ составили 26,7 трлн. м3, в ТП НГБ – 1573,3 млрд. т и 605,4 трлн. м3. С периодом завершения ГФН при отмеченной глубине погружения совпадает отжатие из толщи основных объемов поровых седиментационных вод. С учетом объема пород рассматриваемого комплекса масштабы эмиграции седиментационных вод определяются в 10000 км3. Это при объеме коллекторов 4350 м3 создавало необходимые условия для активного нефтегазонакопления в карбонатных кол лекторах комплекса.

На основе принятых коэффициентов эмиграции и аккумуляции масштабы накопления УВ в комплексе составили 93,6 млн. т нефти и 240,3 млрд. м3 газа, а в Тимано-Печорском бассейне – 5206,7 млн. т и 2833,2 млрд. м3.

Нефтематеринские осадки нижне-верхнепермского терригенного комплек са, характеризуясь сапропелево-гумусовым типом ОВ, достигли к началу триа са при глубине погружения 1,8-2,0 км термобарических условий ГЗН (стадия катагенеза МК1, палеотемпература 60-65°С). К моменту выхода нефтегазомате ринских пород из ГЗН с критической температурой для жидкой фазы порядка 160°С были отжаты значительные объемы поровых седиментационных вод (около 9000 км3), что способствовало активной миграции УВ в породы коллекторы.

В течение ГЗН в суббассейне нефтегазоматеринскими отложениями рас сматриваемого комплекса генерировано 16,7 млрд. т нефти. На протяжении НФГ и ГФГ теми же породами было генерировано 21,2 трлн. м3 углеводородного газа, а в ТП НГБ – 296,6 млрд. т и 1165 трлн м3. Масштабы аккумуляции УВ за геоло гическую историю при прогнозируемых объемах пород-коллекторов составили 33,4 млн. т нефти и 190,8 млрд. м3 газа. В Тимано-Печорском бассейне объемы накопления УВ в комплексе составили 832,1 млн. т и 639,8 млрд. м3.

Сравнительная оценка генерируемых и аккумулируемых углеводородов в палеозойских НГК показывает, что максимальные масштабы генерации газа в суббассейне характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонско турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов. Для них же отме чаются и наибольшие масштабы образования нефти. В масштабах накопления газа и нефти в Верхнепечорском суббассейне четко прослеживается тенденция преобладания газогенерации и газонакопления над генерацией и аккумуляцией нефти. Для Тимано-Печорского НГБ максимальные объемы накопления газа и нефти также характерны для ордовикско-нижнедевонского, верхнедевонско турнейского и верхневизейско-нижнепермского комплексов.

По плотностям генерации газа в Верхнепечорском суббассейне домини рующее положение занимают ордовикско-нижнедевонский (от 3900 до 6100 млн. м3/км3), верхнедевонско-турнейский (от 3500 до 4000 млн. м3/км3), верхневизейско-нижнепермский (3000-3300 млн. м3/км3) и среднедевонский (28003000 млн. м3/км3). По величине плотности аккумуляции нефти в порядке уменьшения также следуют ордовикско-нижнедевонский (около 3600 тыс.

т/км3), верхнедевонско-турнейский (2800 тыс. т/км3), верхневизейско нижнепермский (до 2500 тыс. т/км3) и среднедевонский (до 2200 тыс. т/км3).

Как показывают произведенные расчеты, близки значения отмеченных плотно стных параметров для тех же комплексов и в целом по ТП НГБ.

Таблица Обобщенные определяющие тектонодинамические генетические показатели раздельного прогноза перспектив нефтегазоносности Катего- Степень Нефте- Плот- Плот- Ско- Ско- Мощ- Прогно- Коэф- Успеш- Техно рия (по газо- ность ность рость рость ность зируе- фици- ность логи оценки уровню произ- генера- аккуму- проги- роста по- мые ент по чис- ческая благо- водя- ции: ляции: бания ло- крыш- коллек- веро- лу про- успеш прият- щий по- нефть, нефть, дна бас- кальн. ки, торы, в ятно- дуктив- ность ности тенциал тыс. т/км ;

сейна, струк., м т.ч на сти ных про нефте- пород, т/км ;

газ, м/млн. м/млн. глуби- нали- сква- водки газона- г/м газ, млн. лет. лет. нах чия жин, %;

сква 3 копле- млн. м /км Ампли- Ампли- свыше кол- струк- жин, 3 ния) м /км туда туда на 5,5 км лекто- тур, % проги- этапе (по дан- ров, % бания, ГФН, м ным % км за петро геол. физики), век м 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 I Весьма =500 =2500 =3000 =40 50 800 100 =75 50 благо- 1000 и 1000 и =0.5 50 30- прият- менее менее ная на нефть II Благо- =100- 1000 и 1000 и 20-40 25-45 100- 20-100 50-75 30-50 до приятная 500 более более 0,3-0,5 25-45 на газ и 1000 и 1000 и 30- нефть более более Оконч. табл. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 III Небла- =100 500 500 =20 25 100 10 25 10 гопри- 500 и =2500 =2500 =0,3 25 200 100 =75 50 ятная на более нефть, весьма благо прият ная на газ IV Небла- 50 100 100 30 10 25 10 25 10 гопри- 100 100 0,1 10 ятная на газ и нефть С учетом масштабов генерации, аккумуляции углеводородов различной фазовой характеристики и оценки нефтегазового потенциала выполняется сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории с обоснованием первоочередных направлений по иска месторождений.

I.4.3. Сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование территории Раздельное количественное прогнозирование перспектив нефтегазоносно сти с оценкой величины и размещения максимального нефтегазового потенциа ла, нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование завер шают теоретическую проработку курса, предваряя вторую его часть – рацком плекс геологоразведочных работ. Сравнительная оценка перспектив нефтегазо носности и нефтегазогеологическое районирование территории являются науч ной основой рационального размещения поисково-разведочных работ, реали зуемых в виде генеральных схем и комплексных проектов поисково разведочного бурения на нефть и газ. Таким образом, количественное прогно зирование нефтегазоносности и нефтегазогеологическое районирование пред ставляют теоретическую базу программных поисково-разведочных документов, обеспечивая максимальными значениями углеводородного потенциала высо кую рентабельность поисков и разведки месторождений.

Рассмотрим главные принципы подготовки указанных руководящих доку ментов поисково-разведочного процесса на примере Азово-Кубанского нефте газоносного бассейна Скифской эпигерцинской платформы и Тимано Печорского нефтегазоносного бассейна Восточно-Европейской древней плат формы. Конечной целью выполняемой работы является достижение наиболее высокой эффективности поисков и разведки и планомерное освоение ресурсов нефти и газа.

Нефтегазогеологическим районированием территории называют райони рование её по условиям генерации, аккумуляции УВ разной фазовой характери стики, величине и размещения ресурсов углеводородов и их плотности, выпол няемое на структурно-тектонической основе.

Районирование осуществляется по масштабам нефтегазонакопления, зонам и плотностям начальных ресурсов (степени перспективности) с выделением ли толого-стратиграфических комплексов с наибольшим углеводородным потен циалом в качестве главных поисковых направлений. Важнейшим результатом этой работы является прогнозирование новых зон нефтегазонакопления, раз личных по степени перспективности, а в пределах наиболее перспективных – первоочередных объектов поиска нефтяных и газовых месторождений. Теоре тическая база районирования – раздельный количественный прогноз перспек тив нефтегазоносности на эволюционно-катагенической тектонодинамической основе по комплексу генетических и палеотектонических показателей.

Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн Скифской платформы Наиболее характерной генетической зависимостью, выявленной в Азово Кубанском и других нефтегазоносных бассейнах и используемой в раздельном прогнозе, является приуроченность максимальных масштабов генерации и ак кумуляции УВ к зонам с наибольшим темпом и амплитудой прогибания. При нимая во внимание указанные выше геологические положения, определяющие связь тектонодинамических параметров с нефтегазонакоплением и плотностью прогнозных ресурсов нефти и газа, производится нефтегазогенерационное, а за тем нефтегазогеологическое районирование территорий.

В качестве исходной для районирования используется следующая инфор мация.

Тектонодинамическим генетическим анализом в Азово-Кубанском НГБ устанавливаются условия преимущественной генерации и накопления нефти в природных резервуарах триаса западной части Восточно-Кубанской впадины.

Здесь при скоростях погружения до 70 м/млн. лет и относительно небольших объемах нефтематеринских пород масштабы генерации и аккумуляции нефти превышают 2000 тыс. т/км3 и 2500 т/км3 (рис. 51). Близкую характеристику имеют юрские, нижнемеловые и палеоген-неогеновые формации южной зоны Западно-Кубанского прогиба. Расширение очагов нефтегенерации и ареалов нефтенакопления в ЗКП от зон наиболее интенсивного прогибания происходи ло в северном направлении вслед за смещением максимальных скоростей (бо лее 50 м/млн. лет). Геоструктурные зоны, включающие очаги с ГФН и активно развивающиеся ловушки (со скоростями более 50 м/млн. лет), отличаются ак тивным нефтенакоплением.

Максимальные масштабы газонакопления (до 15000 млн. м3/км3) устанав ливаются на участках менее интенсивного прогибания и малой амплитуды, в том числе в современных глубокопогруженных зонах с аналогичной динамиче ской характеристикой. Подобные условия отмечаются для юрских пород запад ного и северного бортов ВКВ, где темп седиментации не превышал 20 25 м/млн. лет, для нижнемеловых пород северной части НГБ (скорости от 15 до 25 м/млн. лет) и нижнемеловых газоматеринских отложений бортов ВКВ (ско рости не более 25-30 м/млн. лет). К этим зонам приурочено наибольшее число газовых и газоконденсатных залежей (Юбилейно-Ладожская, Южно-Советско Ловлинская зоны газовых залежей в юрских и нижнемеловых отложениях) (рис. 52, 53, 54, 55).

Кроме того, причиной отсутствия активной нефтегенерации и нефтенакоп ления является более позднее достижение нефтегазоматеринскими осадками ГФН (ранний миоцен – для юрских, поздний миоцен – для нижнемеловых от ложений), когда полностью завершились процессы эмиграции поровых вод.

Миграция же "законсервированных" в глинах жидких углеводородов в газовой фазе заметного развития не получила в связи с высокой пластичностью глини стых образований юры и мела.

Главные направления и пути миграции жидких углеводородов к зонам преимущественного нефтегазонакопления и образование их определяются мак симальными градиентами (80-100 м/млн. лет и более) скоростей прогибания.

При меньших градиентах преобладает газонакопление. Подтверждением этому служит преимущественно газовый тип углеводородного флюида в нижнеюр ских горизонтах Советско-Ловлинской и среднеюрско-нижнемеловых Северо Ладожско-Юбилейной и Ладожско-Некрасовской зон газонакопления Восточ но-Кубанской впадины.

Генетическая связь нефтепродуктивности с повышенным темпом роста структурных и неструктурных ловушек устанавливается наличием нефтеносно сти на таких активно развивавшихся до ГФН ловушках Азово-Кубанского НГБ, как Баракаевская, Кузнецовская и др. (в юре), Левкинская, Северская, Западно Афипская и др. (в палеогене). Для юрских терригенных и терригенно карбонатных формаций высокие потенциальные возможности генерации углево дородов и образования зон с высокой плотностью аккумуляции и прогнозных ресурсов подтверждаются значительным диапазоном изменения нефтегазопро изводяшего потенциала: от 600-800 г/м3 для современного этапа до 2500 г/м к началу ГФН. Для этих отложений промышленная нефтегазоносность, позво ляющая прогнозировать новые зоны нефте- и газонакопления, установлена в ши роком стратиграфическом интервале – от нижней юры до титонского яруса верхней.

С учетом вышеизложенного в границах Азово-Кубанского бассейна выде ляются с севера на юг три нефтегазогеологические зоны: северная, центральная, включающая Тимашевскую ступень и северный борт ЗКП, и южная, к которой отнесены оставшаяся часть ЗКП и ВКП. Северная зона, характеризуясь темпом прогибания в мезозое до 30 м/млн. лет, рассматривается как газоносная. Сло жена она в основном газоматеринскими породами палеоген-неогена, нижнего мела и триаса, прошедшими фазу активной генерации газа. При несколько меньшей, чем для триасовых пород, катагенетической измененности OB (MK4 – МК5) газогенерирующий характер имеют также юрские терригенные породы, развитые локально.

Центральная гетерогенная в геоструктурном отношении зона с домини рующим темпом прогибания от 30 до 50 м/млн. лет выделяется как газонефте носная. Она выполнена формациями триаса, юры, мела и палеоген-неогена, из которых триасовые и частично нижне-среднеюрские представляют газонефте генерирующие комплексы, современная степень катагенеза которых не ниже MK4 – МК5. Как отмечалось ранее, они прошли ГФН, которая по указанным выше палеотектоническим и катагенетическим причинам не была реализована для отложений нижней и средней юры. Верхнеюрские, нижнемеловые и палео ген-неогеновые отложения образуют верхний газогенерационный "этаж" цен тральной зоны, который сохраняет свое значение и на современном этапе.

Южная зона, выделяемая в ареале скоростей прогибания свыше 50 м/млн.

лет, является нефтегазоносной и выражена рядом осадочных формаций, про шедших на различных этапах времени условия ГФН (за исключением нижнеме ловых отложений). Она включает овалы активного прогибания в триасе, юре, нижнем мелу и палеоген-неогене. Особенностью строения зоны является уста новленная на основе тектонодинамических показателей для Восточно Кубанского и Западно-Кубанского суббассейнов миграция в северном направле нии отдельных очагов нефтегенерации.

Анализ масштабов нефте- и газогенерации, подтверждая рассмотренную ре гиональную зональность и нефтегазогеологическое районирование, позволяет отметить специфические особенности нефтегазогенерационного районирования, свойственные каждому из суббассейнов. Для ВКВ характерна доминирующая роль нефтегенерации для древних комплексов мезозоя и газогенерации – для мел-палеогеновых;

в ЗКП преобладают процессы нефте- и газогенерации, а в се верном суббассейне – газогенерации по всему разрезу.

С учетом выполненного районирования и размещения резервуарных пород с благоприятной петрофизической характеристикой коллекторов в мезозойско кайнозойском разрезе прогнозируются новые зоны нефтегазонакопления.

Восточно-Кубанский суббассейн 1. Кошехабльская зона нефтегазонакопления, генетически связанная с ниж не-среднеюрским и верхнеюрским очагами генерации нефти и газа. Общая про тяженность зоны – около 50 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекто ров (поровых и трещинно-поровых) – от 50 до 65%, прогнозируемая эффектив ная мощность их в верхней юре: карбонатные коллекторы Оксфорда – до 120 м, песчаники келловея – до 50 м, средней юры – не менее 50 м, нижней – до 100 м;

глубина залегания залежей – от 4,8 до 5,8 км (для верхней и средней юры). Мас штабы накопления нефти в зоне – около 80 млн. т, газа – до 120 млрд. м3.

2. Восточно-Лабинская и Северо-Вознесенская зоны газонефтенакопления, генетически связанные с миграцией углеводородов из нижне-среднеюрского и верхнеюрского очагов генерации газа и нефти. Общая протяженность зон – около 60 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов (поровых и порово трещинных) в терригенном разрезе юры – от 60 до 75%, прогнозируемая эффек тивная мощность их в верхней юре (келловей) до 40 м, в средней до 80 м, в нижней не менее 100 м;

глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4,0 до 5,2 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления газа в зонах – до 100 млрд. м3, нефти – около 40 млн. т.

3. Южно-Кузнецовско-Вознесенская зона нефтегазонакопления, генетиче ски связанная с нижнеюрским и верхнеюрским очагами генерации нефти и газа.

Общая протяженность зоны – 2530 км. Коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе юры – от 50 до 65%, прогнозируемая эффек тивная мощность их в верхней юре (келловей) до 30 м, в средней до 100 м, в нижней от 50 дo 100 м;

глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4 до 6 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления газа в зоне около 70 млрд. м3, нефти 80 млн. т.

4. Баракаевско-Бесстрашненская зона нефтегазонакопления, генетически приуроченная к тем же очагам нефтегазогенерации, что и предыдущие. Протя женность зоны – около 60 км. Коэффициент вероятности вскрытия поровых коллекторов в терригенном разрезе юры – от 60 до 80%, прогнозируемая эф фективная мощность их в верхней юре (келловей) до 40 м, в средней до 80 100 м, в нижней от 100 до 150 м, глубина залегания прогнозируемых залежей изменяется от 1,5 до 4,5 км (для верхней, средней и нижней юры). Масштабы накопления нефти в зоне около 30 млн. т, газа до 40 млрд. м3.

5. Юбилейно-Тенгинская зона преимущественно газонакопления, связанная генетически с нижне-среднеюрским и в меньшей степени с верхнеюрским оча гами генерации газа и нефти. Общая протяженность зоны – до 60 км. Коэффи циент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе юры – от 40 до 60%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре (келловей) до 60 м, в средней от 50 до 80 м, в нижней от 50 до 100 м;

глубина залегания прогнозируемых залежей – от 4,3 до 5,5 км (для верхней-нижней юры). Мас штабы накопления газа в зоне – около 150 млрд. м3, нефти до 10 млн. т.

Западно-Кубанский суббассейн 1. Шапсуго-Апшеронская зона газонефтенакопления, приуроченная гене тически к верхнеюрско-нижнемеловому и нижне-среднеюрскому очагам газо нефтегенерации. Протяженность зоны – 4050 км. Коэффициент вероятности вскрытия поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторов в карбонат ном и терригенном разрезах юры – от 40 до 60%, прогнозируемая эффективная мощность их в верхней юре для карбонатных коллекторов оксфорда-титона до 200 м, для терригенных коллекторов келловея до 20 м, в средней юре от 10 до 50 м, в нижней от 20 до 100 м;

глубина залегания прогнозируемых за лежей – от 4,5 до 6,5 км. Масштабы накопления газа в зоне до 200 млрд. м3, нефти около 70 млн. т.

2. Заречно-Шунтукская зона преимущественно газонакопления, связанная генетически с нижнемеловым и в меньшей степени с нижне-среднеюрским оча гами генерации газообразных и жидких УВ. Общая протяженность зоны – до 60 км. Коэффициенты вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разре зе нижнего мела – от 60 до 80%, в терригенном разрезе юры – от 40 до 60%;

прогнозируемая эффективная мощность их в нижнем мелу – от 100 до 200 м, в нижней-средней юре – от 50 до 100 м;

глубина залегания прогнозируемых за лежей: нижнемеловых от 1,5 до 4,0 км, юрских от 2 до 5 км. Масштабы на копления газа в зоне около 150 млрд. м3, нефти до 20 млн. т.

3. Северо-Таманская зона газонефтенакопления в пределах одноименного вала приурочена предположительно к нижнемеловому и верхнеюрскому очагам газонефтегенерации. Протяженность зоны – до 40 км. Предполагаемый коэффи циент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе нижнего мела по аналогии с соседними районами Западно-Кубанского прогиба и Северо Западного Кавказа составляет от 40 до 60%, а в карбонатном комплексе верхнего мела от 60 до 80%;

прогнозируемая эффективная мощность коллекторов в верхнем мелу от 100 до 300 м, в нижнем от 50 до 150 м;

глубина залегания прогнозируемых верхнемеловых залежей – от 3,6 до 4,5 км, а нижнемеловых – от 4,5 до 6,0 км. Масштабы накопления нефти в зоне – около 100 млн. т, газа – до 150 млрд. м3.

4. Ачуевско-Чебургальская зона преимущественно газонакопления, гене тически связанная предположительно с нижнемеловым и верхнеюрским оча гами генерации газообразных и жидких углеводородов. Протяженность зоны – до 80 км. Предполагаемый коэффициент вероятности вскрытия коллекторов в терригенном разрезе мела – от 40 до 60%, а в карбонатном комплексе верхнего мела – от 60 до 80%;

прогнозируемая эффективная мощность верхнемеловых коллекторов – до 200 м, а нижнемеловых – от 20-30 до 100 м;

глубина залега ния прогнозируемых верхнемеловых залежей – от 4,5 до 5,0 км, а в нижнем мелу от 5 до 6 км. Масштабы накопления газа в зоне составляют предполо жительно 800-100 млрд. м3, нефти 20-25 млн. т.

5. Северо-Челбасская и Староминская зоны преимущественно газонако пления, приуроченные генетически к триасовому и отчасти нижнемеловому (с доминирующей ролью дальней латеральной миграции) очагам генерации газообразных и жидких УВ. Протяженность каждой – 50-60 км. Коэффициен ты вероятности вскрытия коллекторов в терригенно-карбонатном разрезе триаса – от 50 до 70%, в терригенном разрезе нижнего мела – от 75 до 90%;

прогнозируемая эффективная мощность их в триасе – от 10 до 50 м, в нижнем мелу от 20 до 100 м;

глубина залегания прогнозируемых триасовых залежей от 2,0 до 4,5 км, нижнемеловых от 1,5 до 2,1 км.

Оставшаяся часть ресурсов нефти и газа, кроме учтенных в прогнозируе мых и установленных зонах нефтегазонакопления (около 40%), приходится на невыявленные зоны, перспектива существования которых подтверждается про гнозной оценкой недр.

Тимано-Печорский НГБ (Верхнепечорская впадина) Рассмотренные выше результаты раздельного количественного прогноза нефтегазоносности на тектонодинамической основе по Верхнепечорской впа дине Тимано-Печорского НГБ позволяют выполнить нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое районирование территории. При этом, кроме опреде ляющих тектонодинамических показателей раздельного прогноза, учтены гене тические показатели и использована историко-генетическая модель расчетов масштабов генерации и акку муляции жидких и газообраз ных углеводородов по литоло го-стратиграфическим ком плексам и тектоническим зо нам.

Нефтегазогенерационное и нефтегазогеологическое рай онирование Верхнепечорского суббассейна производится, как отмечалось выше, на струк турно-тектонической основе, включающей с запада на вос ток тектонические зоны: Ми чаю-Пашнинского вала, запад ного борта Верхнепечорской впадины, погруженную часть впадины, Вуктыльскую зону (включая ее южное продолже ние), северо-восточного замы кания впадины и Кырташор Андюгскую и Луньвожпал Курьинскую зоны на юге ВПВ.

На рис. 58 представлено нефтегазогеологическое рай онирование Верхнепечорской впадины, где 1 – границы Рис. 58. Схема изученности Верхнепечор Верхнепечорской впадины и ской впадины глубоким бурением крупных смежных структур Предуральского краевого прогиба;

2 – границы тек тонических зон и соответствующих нефтегазогеологических районов. Тектони ческие зоны: восточная зона передовой складчатости Урала с подзонами: Вук тыльской (ВЗ), Патраковско-Кырташорской (ПК), Курьинско-Рассохинской (КЗ);

внутренняя зона западного борта (ЗБ);

внешняя зона ЗБ. Нефтегазогеологические районы: Вуктыльско-Мартюрский нефтегазоконденсатонакопления (ВМ), Рассо хинско-Курьинский газонакопления (РК), Северо-Верхнепечорский нефтегазо накопления (СВ), Западно-Верхнепечорский нефтегазонакопления (ЗВ).

Триасовый комплекс. Использование тектонодинамических показателей для прогноза нефтегазоносности триасового комплекса показывает наибольшую перспективность отложений центральной части бассейна (район Адыгейского выступа и смежной части западного борта Восточно-Кубанского суббассейна).

Перспективность комплекса с учетом основных показателей основывается на широком развитии мощных карбонатных, главным образом рифогенных, обра зований в нижнем (вместе с пермскими слоями) и верхнем триасе. Нефтемате ринские породы, развитые в центральной и Южной зонах АК НГБ (площади Ве ликая, Некрасовская и др.), в отличии от северной части региона, характеризуясь смешанным гумусово-сапропелевым и реже гумусовым типом ОВ, имеют по вышенный нефтегазопроизводящий потенциал (до 500 г/м3) и прошли стадию нефтегазогенерации. Из общего объема образовавшихся жидких и газообразных УВ максимальные плотности генерации (более 2000 тыс. т/км3) и аккумуляции нефти (более 5000 т/км3) приходятся на указанный район (рис. 51).

Высокая емкость карбонатных резервуаров подтверждена бурением на площадях Самурской, Великой и Крыловской, где полная мощность карбонатов не установлена, а вскрытая достигала 150-200 м. В разрезе триаса возможно также наличие удовлетворительных поровых и порово-трещинных коллекторов мощностью от нескольких десятков до 200 м, установленных в южной (скв.990 Дагестанская, скв. Г-1 Даховская и др.) и северной (скв. 45, 52, 100 Старо минские) частях региона. О нефтегазоносности отложений свидетельствуют обильные нефтепроявления в известняках нижнего триаса на северном склоне Кавказа, а также признаки нефти в кавернозных доломитах по скв. 11-Великой.

Северная часть территории отнесена по сумме показателей к менее пер спективной. Преимущественно гумусовый тип ОВ (скорости седиментации в среднем 20-25 м/млн. лет), относительно невысокий нефтегазоматеринский по тенциал (100-200 г/м) и сокращенная катагенетическая история пород до со временной стадии – АК1 свидетельствуют о прохождении осадками лишь ГЗГ и активном газонакоплении. Плотности генерации здесь значительны для газа.

Однако перспективность комплекса в зоне снижается вследствие разрушения большинства месторождений в течение предмелового перерыва. Газоносность отложений в северной зоне подтверждается установлением промышленных за лежей в среднем триасе на Староминской площади.

Вместе с тем глубинная структура триасового комплекса остается неизу ченной и требует постановки специальных сейсмических работ МОГТ и др.

Наблюдаемые СЗ простирания структурных элементов в южной части Адыгей ского выступа (в области выхода отложений триаса на дневную поверхность на северном склоне Кавказа) и принадлежность севернее расположенной террито рии к платформенной области с близким тектоническим режимом позволяют предполагать подобную ориентировку триасовый поднятий на Майкопской, Кошехабльской, Великой и других площадях, где можно прогнозировать унас ледованно развивавшиеся структуры палеозойского заложения.

Приведенные данные регионального и зонального прогноза о перспектив ности триасового комплекса и наличии крупных природных резервуаров свиде тельствуют о больших потенциальных возможностях. Актуальность проблемы поиска и нефти и газа в настоящее время возрастает в связи с выявлением но вых месторождений в Восточном Предкавказье, Среднекаспийском НГБ и Ман гышлаке. Наиболее перспективны для поисков залежей сводовые и крыльевые части Каневского, Березанского поднятия и Шапсуго-Апшеронского вала, а также зоны тектонического экранирования, которые следует ожидать вдоль Ла дожского и Гиагинского разломов. Первоочередные детализационные геофизи ческие работы и глубокое параметрическое бурение (5,0-5,5 км) рекомендуются в зоне Некрасовская - Восточно-Лабинская - Великая.

Юрский комплекс. Сравнительная оценка потенциальных возможностей нефтегенерации и нефтегазонакопления в юрских формациях на основе регио нального прогноза по комплексу определяющих критериев показывает, что мак симальными объемами и плотностями генерации и аккумуляции нефти и газа обладают среднеюрский и нижнеюрский комплексы Восточно-Кубанского суб бассейна (рис. 52, 53). Близки к среднеюрским основные показатели для верхне юрского комплекса. На это указывают более значительный нефтегазопроизво дящий потенциал глинистых пород – до 1000 г/м3, а на этапе ГФН – более 2000 г/м3 и полное прохождение осадками юры термобарических условий ГФН.

Степень катагенеза сапропелево-гумусового ОВ по витриниту на Лабин ской, Чамлыкской и Кошехабльской площадях, изменяющаяся от 8,2 до 8,6, свидетельствует в свете выполненных палеореконструкций об активном нефте образовании в толще в течение поздней юры-мела. Интенсивной эмиграции УВ на этом этапе способствовали максимальное отжатие к началу палеогена из глин в коллекторы поровых седиментационных вод и высокие средние скоро сти прогибания (свыше 50 м/млн. лет). Вместе с ростом последних и активным вступлением в ГЗН все новых объемов нефтематеринских осадков возрастают масштабы нефтегенерации, а по мере выхода пород из ГЗН и перехода в ГЗГ (с палеоцена) доминирует генерация газа.

Для верхнеюрских и нижне-среднеюрских осадков с учетом термобариче ских и динамотектонических условий нефтегенерации и нефтенакопления в те чение мелового времени действуют два очага нефтегазогенерации: Лабинский в пределах ВКВ (включавший южный борт ВКВ) и другой – в ЗКП, южнее Шап суго-Апшеронского вала (рис. 54). Ареалы нефтегенерации расширялись в се верном направлении вслед за мигрирующей зоной высоких скоростей прогиба ния (свыше 50 м/млн. лет), достигнув к концу раннего мела соответственно Кошехабльской и Суздальской площадей.

В бортовых зoнaх Восточнокубанского и Западнокубанского суббассейнов и Tимaшeвcкoй ступени, где скорости погружения в среднем не превышали 25 30 м/млн. лет, несмотря на высокий современный уровень катагенеза ОB, отве чающий градациям MK4-AK1 (степень углефикации коксовая – К и выше 8,9 9,6 по витриниту), нефтематеринские породы достигли термобарических усло вий ГФН лишь к палеогену и позднее. К этому времени из осадков уже была отжата основная масса седиментационных поровых вод и фактически прекра тилась миграция флюидов, т.е. нефтяные УВ остались в толще в диффузно рассеянном состоянии. В связи с этим, отмеченные тектонические элементы по комплексу показателей должны рассматриваться в зональном прогнозе как зо ны активной газогенерации и газонакопления, находясь преимущественно в ус ловиях главной зоны газообразования.

Несмотря на сложный характер распределения поровых и трещинных кол лекторов в юрской толще, фиксируемые эффективные мощности их: до 100 и бо лее в нижней юре, от 50 до 100 м – в средней юре, около 100-120 м – в органоген но-карбонатных породах оксфорда и 50-60 м – в разрезе келловея на Кошехабль ской, Лабинской, Восточно-Лабинской, Южно-Кузнецовской площадях (скв. 3, 5, 15, 20 и др.), указывают на существование природных резервуаров значительного размера. Об этом свидетельствуют также данные изменения интервальных скоро стей сейсмических волн: западнее Кошехабльской площади в интервале глубин от 4800 до 5200 м наблюдается их уменьшение – 4000-3500 м/с, что говорит о веро ятном разуплотнении пород, на что указывает увеличение мощности природного резервуара в оксфорде западнее Кошехальбской площади.


Рост мощности гранулярных коллекторов в келловейско-среднеюрском разрезе происходит также в южном и восточном направлениях от Лабинской площади. На улучшение коллекторских свойств пород указывают развиваю щиеся процессы эпигенетической каолинизации цементов в песчано алевритовых образованиях (скв. 5, 15, 16, 20 др. Лабинской и Восточно Лабинской площадей). Принципиальная возможность расширения перспектив, связанных с локальными порово-трещинными резервуарами в подсолевом ком плексе, определилась в последние годы в связи с внедрением цифровой сейсмо разведки и скоростного анализа, такие исследования позволяют уточнить сте пень "обеспеченности" структур коллекторами, выявить эпигенетические и трещинно-разрывные ловушки, не связанные генетически с локальными подня тиями и представляющие резерв нефтегазоносности.

Выявление в юрском комплексе на основе зонального прогноза Северо Спокойненской и Вознесенской структурно-разрывных зон, отдельных круп ных локальных поднятий и трещинно-разрывных участков (Кошехабльское, Упоренское, Южно-Кузнецовский, Восточно-Лабинский, Западно-Вознесен ский др.) раннемезозойского формирования, и тем самым благоприятных для нефтегазонакопления, свидетельствует о перспективности этой части региона.

В Западно-Кубанском суббассейне аналогичными геоструктурами раннеме зозойского заложения являются Шапсуго-Апшеронский вал и погребенная Ха дыженская кордильера, осложненные локальными поднятиями, разрывными и трещинными зонами, в том числе с крупными биогермами в ядре (А.И. Дьяконов и др., 1960), которые выявлены сейсморазведкой (Генеральское, Арешкинское, Восточно-Хадыженская, Западно-Хадыженская и др.).

Сравнительный анализ перспектив нефтегазоносности юрского комплекса показывает более высокую перспективность отложений нижней и средней юры западного и южного бортов Восточно-Кубанского суббассейна (рис. 62, 63, 64).

Здесь же отмечаются благоприятные значения коэффициентов вероятности вскрытия коллекторов на больших глубинах мощностью более 100 м в нижней и около 50 м – в средней юре и скорости седиментации до 50 м/млн. лет. Расче тами устанавливаются высокие плотности генерации и аккумуляции нефти, достигающие 3000-4500 и 6000 тыс. т/км3. Для газа те же значения соответст венно равны 2500 млн. м3/км3 и 1500-2000 тыс. м3/км3.

Для верхнеюрских отложений наиболее перспективной на основе зонального прогноза с высокими показателями нефтегазоносности является южная часть тер ритории. Она включает южные зоны ВКВ и ЗКП с очагами генерации нефти и га за, характеризуясь наличием благоприятных карбонатных литофаций в оксфорде и песчаных – в келловее, часть которых выклинивается на крыльях Спокойнен ского выступа и Шапсуго-Апшеронского вала. Скорость седиментации отложений комплекса изменяется от 30 до 40 м/млн. лет, плотности генерации и аккумуляции нефти достигают, как показывают расчеты, 3000-3500 тыс. т/км3 и 3500 т/км3;

для газа те же значения соответственно 2400-2500 млн. м3/км3 и 15000 тыс. м3/км3.

Меньшую перспективность по верхней юре имеют погруженные участки, охваты вающие указанную высокоперспективную зону. Здесь значения определяющих критериев прогноза менее благоприятны и прежде всего по сохранности коллек торов.

Отмеченное свидетельствует, наряду со сложным строением юрских от ложений, о наличии в Восточно-Кубанской впадине необходимых предпосы лок для формирования в подсолевом комплексе крупных скоплений нефти (до глубины 5000 м) и газа, сохранность которых обеспечивается существованием мощной соленосной покрышки. Первоочередные объемы поисково разведочных работ необходимы на наиболее перспективных площадях соот ветствующих перспективных зон: по нижней юре – Юбилейной, Тенгинской, Чамлыкской, Восточно-Чамлыкской;

средней и верхней юре – Южно Кузнецовской, Новолабинской, Восточно-Лабинской, Западно-Вознесенской, Бесстрашненской.

Перспективны также в нефтегазоносном отношении отложения юры юж ного борта ВКВ к востоку от Баракаевского месторождения (на глубинах от 1, до 4,0 км). Геологической основой зонального прогноза является существова ние зон выклинивания песчаных коллекторов в верхней, средней и нижней юре в полосе Баракаевская-Удобная с рядом предполагаемых комбинированных ло вушек древнего заложения, где возможно формирование нефтегазовых залежей в зонах выклинивания коллекторов. Первоочередные объемы параметрического и поисково-разведочного бурения целесообразно разместить на Бесстрашнен ской площади.

В качестве перспективного объекта первой очереди, требующего детального изучения геофизикой, следует рассматривать юрский комплекс южного склона Шапсуго-Апшеронского вала. Широкое развитие здесь мощных (до 500 м) кар бонатных, в том числе рифогенных, литофаций в верхней юре, а также песчаных трещинно-поровых коллекторов предположительно в келловее и средней юре, наличие структурных ловушек раннемезозойского заложения и благоприятных генетических показателей свидетельствуют о возможности насыщения коллек торов в перспективных структурах. Залежи нефти и газа в рассматриваемых от ложениях известны в Ширванско-Безводненском районе.

Меловой комплекс. По комплексу тектонодинамических и генетических показателей и результатам регионального и зонального прогноза наиболее вы соко оцениваются перспективы мелового комплекса южной зоны Западно Кубанского прогиба. Глинистые породы нижнего мела, содержащие здесь в среднем до глубины 2,5 км 0,02%, а ниже – 0,04% остаточного хлороформенно го битумоида, отличаются высокими значениями нефтегазоматеринского по тенциала – до 500 г/м3, на этапе ГФН последний составлял предположительно не менее 1500 г/м3.

Как показывают палеотектонические реконструкции и изучение катагене за ОВ, нижнемеловые породы рассматриваемой части бассейна, характеризу ясь смешанным типом ОВ и испытывая активное погружение со средними скоростями седиментации 35-40 м/млн. лет, прошли в интервале глубин от 2 до 3,5-4,0 км (до среднего миоцена) главную зону нефтеобразования. В на стоящее время они находятся на стадии активного газообразования, достигнув градации катагенеза МК4 (К). Согласно расчетам по принятым катагенетиче ским показателям количество генерированных жидких углеводородов в осад ках нижнего мела южной зоны ЗКП достигает 30-109 т. При этом плотность генерации и аккумуляции составила для нефти около 2000 тыс. т/км3 и более (1000 т/м3);

те же значения для газа определялись в 2000 млн. м3/км3 и 15000 тыс. м3/км3.

Учитывая широкое развитие образований верхнего и нижнего мела боль шой мощности и высокую вероятность вскрытия коллекторов (70-75%), а так же наличие в пределах предполагаемого Северо-Таманского вала структурных ловушек допалеогенового заложения высотой в несколько сотен метров (типа Фонталовской и Кучугурской), перспектива выявления которых подтвержда ется последними данными сейсморазведки МОГТ, есть все основания в зо нальном прогнозе рассматривать меловые отложения Тамани и смежной части шельфовых зон Азовского и Черного морей как перспективные для поисково разведочного бурения на нефть и газ.

Нижнемеловые отложения ВКВ и северной части региона относятся по сумме показателей к менее перспективным. Они характеризуются сравнительно невысокими средними скоростями осадконакопления (15-20 м/млн. лет) и неф тегазоматеринским потенциалом – до 300 г/м и, как правило, гумусовым типом ОВ, являясь газоматеринскими. Как видно из построений и отмеченного выше, этап нефтегенерации для них практически отсутствовал. Плотности генерации и аккумуляции нефти здесь минимальные, а для газа они достигают соответст венно 3500 млн. м3/км3 и 20000 тыс. м3/км3.

Карбонатные отложения верхнего мела, не являясь на большей части бас сейна нефтегазогенерирующими, представляют потенциальный резервуар тре щинного типа, прогнозные ресурсы нефти в котором генетически связаны с подстилающим нижнемеловым комплексом. Для последнего как региональным, так и зональным прогнозом устанавливается газопроизводящий характер гли нистых пород в северной, восточной (ВКВ и восточная центриклиналь ЗКП) и центральной частях при среднем по величине нефтегазоматеринском потенциа ле (300-400г/м3).

В южной зоне Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна, как отмеча лось, глинам нижнего мела при смешанном типе ОВ свойственен более высо кий потенциал с предполагаемым очагом генерации нефти и газа в ареале сред них скоростей седиментации (40-45 м/млн. лет), расположенном в погруженной части южного борта ЗКП. Выявленные здесь ранее небольшие нефтяные залежи обусловили добычу 0,1 млн. т нефти в год.

Геолого-геофизическая информация, полученная по Северной Тамани (скв.

5-Тамань и др.), смежной части ЗКП (скв. 1-Чебургольская и др.) и пограничной зоне северного склона Северо-Западного Кавказа (скв. 41-Псебепская и др.), по казывает широкое развитие здесь как мощных трещинных коллекторов верхнего мела суммарной мощностью от 300 до 500 м, так и поровых коллекторов нижне го мела. Газонасыщенные песчаники с удовлетворительными коллекторскими свойствами в нижнемеловом разрезе отмечены, в частности, по скв. 5-Тамань на глубине 4550 м.

Вышеизложенное позволяет выделить в качестве первоочередных объектов для детальных сейсморазведочных работ и последующей постановки параметри ческого и поискового бурения перспективную Северо-Таманскую зону, восточ ное окончание Шапсуго-Апшеронского вала и зону предполагаемого Южно Чебургольско-Петровского погребенного поднятия.

Сравнительная оценка результатов регионального и зонального прогноза нефтегазоносности мезозойских комплексов по разработанным показателям обосновывает выделение следующих высокоперспективных отложений в качест ве первоочередных направлений поисков и разведки. Это подтверждается соот ветствующей величиной масштабов и плотностей генерации и аккумуляции уг леводородов и тектонодинамическими показателями.


Для поисков нефтяных и нефтегазовых месторождений наиболее перспек тивны и рекомендуются к практической реализации детальными геофизиче скими исследованиями и бурением следующие поисковые направления: верхне среднеюрский (подсолевой) комплекс южной и западной зон Восточно Кубанской впадины, в Западно-Кубанском прогибе верхнеюрско-меловой ком плекс южного крыла Шапсуго-Апшеронского вала, Хадыженской кордильеры и Северо-Таманского поднятия. Для поисков газовых и газонефтяных месторож дений на современном этапе освоения ресурсов глубокопогруженных зон наи более рентабельны нижнеюрский комплекс ВКВ и нижнемеловой – южной зо ны ЗКП, которые также предлагаются к практической реализации детальными геофизическими исследованиями и бурением.

Тимано-Печорский нефтегазоносный бассейн древней Восточно-Евро пейской платформы Рассмотренная выше схема стадийного газонефтеобразования в Тимано Печорском НГБ, оценки масштабов генерации, накопления газообразных и жидких углеводородов с учетом тектонодинамических факторов, а также ре зультатов расчета начальных и прогнозных ресурсов нефти и газа (табл. 11 и 12) позволяют выполнить нефтегазогеологическое районирование на генетиче ской тектонодинамической основе. При этом, кроме генетических учтены такие показатели нефтенакопления, как темп седиментации, амплитуда прогибания дна бассейна, степень активности развития ловушек и разломов.

Территория крупнейшего тектонического элемента Европейского Северо Востока России Тимано-Печорской плиты, ограниченной с запада Тиманским кряжем, а с востока – западным склоном Северного Урала, входит в состав Ти мано-Печорского нефтегазоносного бассейна. В свете установленного выше ха рактера вертикальной катагенетической и геохимической зональности углево дородов в Тимано-Печорском НГБ определяется положение крупнейших гене рационных областей: преимущественной генерации газа – Северо Предуральской, соответствующей одноименному краевому прогибу, и распо ложенных западнее и севернее впадин Тимано-Печорской плиты – областей ге нерации нефти и газа.

Таблица Масштабы генерации, аккумуляции и начальные потенциальные ресурсы газа и нефти в осадочных комплексах палеозоя Тимано-Печорского НГБ Масштабы Масштабы Начальные генерации аккумуляции потенциальные ресурсы Литолого Газ, Нефть Газ, Нефть Газ, Нефть стратиграфические млрд. м трлн. (вкл. кон- (вкл. кон- млрд. (вкл. кон комплексы м3 м денсат), денсат), денсат), млрд. т млн. т млн. т 1 2 3 4 5 6 1. Ордовикско- 1158,4 3442,9 6144,6 11782,8 2822,5 5503, нижнедевонский 2. Средне- 216,7 801,3 1594,1 2537,6 724,9 1212, девонский 3. Верхне- 669,4 1756,3 3124,0 5327,7 1404,3 2418, девонский 4. Турнейский 111,1 642,2 4014,3 6696,8 435,7 682, 5. Визейско- 605,4 1573,3 2833,2 526,7 1342,2 2357, нижнепермский (нижнеартинский) 6. Нижнепермско- 116,5 296,6 639,8 832,1 314,9 389, верхнепермский (верхнеартинско верхнепермский) ИТОГО: 2877,5 8512,6 15226,0 27056,0 7044,5 12563, Таблица Распределение начальных потенциальных и прогнозных ресурсов по тектоническим зонам ТП НГБ Плотность НПР/ НПР/ плотность прогнозных Нефте прогнозные ресурсы Основные ресурсов газо тектонические носные Газ, Нефть+ Газ, Нефть+ зоны и НГР млрд. м области конденсат, тыс. усл. кондесат, ед/км2 тыс. т/км млн. т 1 2 3 4 5 СПГО Верхнепечорская впадина 2040/838 1000/574 91/38,4 38/26, Большесынин ская 609/580 168/163 21,0/18,2 5,9/5, впадина СПГО Косью-Роговская впадина 661/130 186/132 62,9/12,4 17,7/12, Коротаихинская 1190,5/278 341/265 60,1/14,4 18,6/13, впадина Итого: 4500,5/1826 1695,0/1134 63,4/18,6 15,7/12, ТП НГБ Печоро- 2046/1410 4918/4330 78,6/50,3 18,9/15, (без Колвинский СПГО) авлакоген в т.ч Денисов- 1528/1050 399/324 83/56,0 17,5/17, ская впадина Ижма-Печорская 333/254 1074/818 2,9/2,2 9,4/7, впадина Тиманский кряж 42,8/16 295/210 1,1/0,2 3,5/2, Хорейверская 50/26 3120/3062 2,4/1,2 23,8/15, впадина Варандей- 72/38 1461/1220 6,6/3,4 39,0/36, Адзьвинская структурная зона Итого: 2544,0/1744 10868/9640 9,6/6,5 40,8/36, ТП НГБ 7044,5/3569 12563,0/107 19,4/9,8 34,1/29, Четко выделяется восточная Северо-Предуральская зона сингенетичной га зоносности с локальными очагами генерации нефти на участках с темпом седи ментации более 40 млн. лет. В пределах Верхнепечорской впадины, наряду с ха рактерной сингенетичной газоносностью при темпе прогибания менее 40 м/млн.

лет, возможны локальные очаги генерации нефти при больших значениях скоро сти (Северо-Вуктыльский). Подобный характер генерации углеводородов диффе ренцированного фазового состава для нормально-морских терригенно карбонатных формаций является типичным для краевого прогиба. Для последнего свойствены наибольшие объемы нефтегазоматеринских осадков с высокой плот ностью генерации газа – от 5000 до 10000 млн. м3/км3. Преимущественно газонос ная Северо-Предуральская область по степени перспективности, характеризуясь величиной начальных потенциальных ресурсов газа, втрое превышающей ресурсы нефти, должна рассматриваться как высокоперспективная на газ. При этом следу ет учитывать, что большая часть нефтяных углеводородов глубокопогруженных комплексов испытала термическую деструкцию с преобразованием в газообраз ные углеводороды.

В соответствии с тектоническим и газонефтегенерационным районированием Северо-Предуральской области выделяются четыре газоносных района с юга на север: Верхнепечорский, Среднепечорский, Большесынинский, Косью-Роговской, различающиеся при доминирующем газовом типе УВ флюидов величиной на чальных потенциальных и прогнозных ресурсов и их плотности. По величине ре сурсов газа и их плотности ведущее место в регионе занимает Верхнепечорский район с начальными потенциальными ресурсами газа около 1,7 трлн. м3. Наи большей плотностью НПР газа в районе (свыше 200 тыс. усл. т/ км2) обладает Вуктыльско-Гудырвожская зона газонакопления, представляя одновременно и зо ну локального нефтенакопления с плотностью НПР около 20 тыс. т/км2.

Косью-Роговской, Коротаихинский и Большесынинский газоносные районы, характеризующиеся следующими показателями НПР и их плотности (таблица 12):

Косью-Роговской – 1108 млрд. м3 газа и 168 млн. т нефти (40 тыс. усл. т/км2 и 6 тыс. т/км2), Большесынинский – 861 млрд. м3 и 182 млн. т нефти (30 тыс. усл.

т/км2 и 10 тыс. т/км2), Коротаихинский – 1800 млрд. м3 и 220 млн. т нефти (35 тыс.

усл. т/км2 и около 20 тыс. т/км2).

Максимальной плотностью НПР газа и нефти (около 70 тыс. усл. т/км2 и около 10 тыс. т/км2) обладает Лемвинская зона газонефтенакопления Косью Роговской впадины.

На основе расчетов нефтегазогенерационного потенциала для других НГО Тимано-Печорского НГБ может быть сделан вывод о существенном преобла дании районов и зон нефтегазогенерации над газогенерацией. Так, нефте газоматеринскими осадками палеозоя Тимано-Печорской плиты генерировано 6550 млрд. т жидких углеводородов и 1096 трлн. м3 – газообразных. Причем наибольшие масштабы генерации нефти приходятся на Печоро-Колвинскую НГО (38%), Хорейверскую (25%) и Варандей-Адзвинскую НГО (22%), а плот ности генерации нефти в этих НГО достигли значений от 2000 до 6000 тыс.

т/км3, а газа – от 1000 до 1500 млн. м3/км3. Несколько ниже, но достаточно вы соки, генерационные показатели для Ижма-Печорской НГО (нефть – свыше 1500 тыс. т/км3, газ – 1000 млн. м3/км3). Таким образом, в качестве основных регионов нефтегазообразования в ТП НГБ выделяются Печоро-Колвинский ав лакоген и Хорейвер-Морейюская (включающая Варандей-Адзвинскую). Спе цифична в этом отношении Печоро-Колвинская НГО, которая является не только крупной нефтегенерационной зоной (плотность генерации нефти – бо лее 2500 тыс. т/км3), но и крупной зоной образования газа (плотность по газу – свыше 1500 млн. м3/км3). Наибольшим газогенерационным потенциалом здесь обладают газонефтеносные районы Денисовской впадины.

На основе расчетов ресурсов нефти и газа и их плотностных характеристик выделены крупные нефтегазогеологические элементы, включающие установ ленные и прогнозируемые зоны нефтенакопления. Всего осадочные комплексы регионов ТП НГБ обладают начальными потенциальными ресурсами углеводо родов: 12563 млн. т нефти (включая конденсат) и 7044,5 млрд. м3 – углеводо родного газа. Из регионов бассейна наибольшие масштабы образования и нако пления углеводородов различного фазового состава свойствены Печоро Колвинскому авлакогену (ПК НГО).

Он отличается максимальной по сравнению с другими НГО величиной и плотностью НПР, которые составляют соответственно для нефти и газа:

4918 млн. т и 90 тыс. т/км2, 2046 млрд. м3 и 80 тыс. усл. т/км2.

Наибольшими потенциальными возможностями нефтегазонакопления в установленных и прогнозируемых зонах газо- и нефтенакопления обладает в ПК НГО Денисовская впадина, включающая Лайско-Лодминский и Шапкина Юрьяхинский преимущественно газоносные районы. Ресурсы осадочных ком плексов палеозоя Денисовской впадины оцениваются в объеме 1526 млрд. м газа и 399 млн. т – нефти (плотность соответственно – 85 тыс. усл. т/км3 и 20 тыс. т/км2). Наиболее крупной зоной газонакопления здесь является Лайский вал. Она характеризуется максимальной величиной и плотностью НПР, кото рые составляют для газа и нефти: 467 млрд. м3 и 135 тыс. усл. т/км2, 155 млн. т и 45 тыс. т/км2. Для комплексов с наибольшим газонефтяным потенциалом – ордовикско-нижнедевонского и др., эти показатели достигают для газа 220 млрд. м3 и 40 тыс. усл. т/км2, нефти – 75 млн. т и до 15 тыс. т/км2.

В зоне Лайского вала распространены ловушки структурного типа с становленной газонефтеносностью и структурно-стратиграфического – с про гнозируемой газонефтеносностью с подготовленным для бурения новым круп ным поисковым объектом – Верхнелайской структурно-стратиграфической ловушкой.

Сравнительный анализ нефтегазогеологического районирования осадоч ных комплексов платформенного чехла Тимано-Печорской провинции показы вает высокую газоносность глубокопогруженных зон Печоро-Колвинской и Се веро-Предуральской НГО с общим объемом прогнозируемых ресурсов газа около 75%. Последний подтверждает реальную возможность выявления новых зон газонефтенакопления в ордовикско-нижнедевонском, среднедевонско нижнефранском и среднефранско-фаменском комплексах.

Выполненные расчеты углеводородного потенциала ТП НГБ, а также де тальные исследования аналогичной направленности предшествующего периода показывают газовую направленность нефтегазогеологического районирования Верхнепечорской впадины в СПГО и Денисовской – в ПК НГО. Это подтвер ждает сравнительная оценка основных параметров такого районирования, кото рая позволяет рассматривать данные газоносные районы в качестве эталонных при прогнозе и рациональном освоении ресурсов газа в осадочном бассейне.

Произведенное нефтегеологическое районирование территории, включая данные о структуре, литофациальной характеристике, ФЕС пород-коллекторов и др., является результатом научного прогноза перспектив газонефтеносности и основой выбора главных направлений поиска крупных газовых месторождений.

Сравнительный анализ перспектив газоносности осадочных комплексов Северо-Предуральского краевого прогиба и других районов ТП НГБ базируется на расчетах масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов, также использовании оптимального комплекса определяющих пока зателей раздельного прогноза, чем обеспечивается высокая достоверность оценки перспектив глубокопогруженных зон.

Основным газоносным регионом Тимано-Печорского бассейна является краевой прогиб, соответствующий Северо-Предуральской газоносной области с начальными потенциальными ресурсами газа 4517 млрд. м3 (средняя плотность 55 тыс. усл. т/км2). Сравнение газового потенциала (таблица 12) и максимальной плотности начальных потенциальных ресурсов для ордовикско нижнедевонского комплекса этих регионов показывает большие значения на чальных потенциальных ресурсов газа и их плотности по сравнению с осталь ными комплексами и НГО, в СПГО – 2560 млрд. м3, плотность 30 тыс. усл. т/км2, а ПК НГО – 1050 млрд. м3, плотность около 20 тыс. усл. т/км2. В главных газо носных районах Верхнепечорской и Денисовской впадинах эти показатели будут по ВПВ 1416 млрд. м3, около 65 тыс. усл. т/км2 – НПР, по ДВ – 987 млрд. м3, 50 тыс. усл. т/км2. Наибольшая плотность ресурсов обеих впадин по данному комплексу (более 70 тыс. усл. т/км2) прогнозируется в Вуктыльско-Мартьюрской зоне ВПВ и в Лайской зоне ДВ. Установленная впервые генетическая приуро ченность рифогенных и биогермных массивов к погребенным конседиментаци онным поднятиям способствовала прогнозированию крупных месторождений в биогенных резервуарах в силуре. Вышеизложенное позволяет сделать вывод о высокой перспективности рассматриваемого комплекса и его карбонатных ре зервуаров.

Карбонатный комплекс верхнего девона и терригенный среднего в Тима но-Печорском бассейне характеризуются меньшими значениями плотности на чальных потенциальных и прогнозных ресурсов газа по сравнению с ордовик ско-нижнедевонским. Однако современный нефтегазоматеринский потенциал глинистых пород обоих комплексов достаточно высок и превышает 600 г/м3, а для глин и глинистых карбонатов доманика превышает 9000 г/м3 автохтонных углеводородов.

Сравнительный анализ литофациальных показателей и ФЕС карбонатных и терригенных коллекторов верхнего и среднего девона СПГО, ПК НГО и газо носных районов Верхнепечорской и Денисовской впадин близки. Средняя мощность органогенных карбонатов в СПГО и ВПВ достигает 100-120 м при средней пористости от 8 до 12% и проницаемости от 200 до 500 мД;

в ПК НГО и ДВ те же значения: от 80 до 160 м, от 8 до 16%, свыше 100 мД. Среднедевон ский комплекс отличается более высокой перспективностью, чем в СПГО и ВПВ, что обусловливается более благоприятным литолого-фациальными кри териями и менее высокими стадиями литогенеза пород. Это обеспечило нали чие в среднедевонском нефтегазоносном комплексе Денисовской впадины и смежных районов мощных (до 60-80 м) пластов кварцевых песчаников с поро вым типом коллектора и высокими фильтрационно-емкостными свойствами. На большей части СПГО и ВПВ комплекс представлен глинисто-карбонатными отложениями. Улучшенные ФЕС наиболее вероятны на участках погребенных палеоподнятий и в зонах разуплотнения пород.

Отмеченные литокомплексы, характеризуясь более высокой перспектив ностью в отмеченных НГО, а также Верхнепечорской и Денисовской впадинах и благоприятными условиями формирования газовых и газоконденсатных ме сторождений, представляют главные направления поисков газовых месторож дений в ТПНГБ. Практическая реализация их сдерживается лишь техническими возможностями глубокого и сверхглубокого бурения в условиях Крайнего Се вера на ордовикско-нижнедевонский комплекс.

Вышезалегающие комплексы средних глубин – турнейский, нижне средневизейский, верхневизейско-нижнепермский – в целом являются перспек тивными, характеризуясь величиной плотности начальных потенциальных и прогнозных ресурсов, соответственно: в СПГО и в Верхнепечорской впадине – менее 20 по региону и до 30-40 тыс. усл. т/км2 в пределах высокоперспективных зон (Вуктыльско-Мартьюрская, включая смежную часть Западно-Уральского поднадвига) и от 20 до 30 тыс. усл. т/км2 – в наиболее перспективных зонах ПКНГО и Денисовской впадине, до 50 тыс. усл. т/км2 – в зоне Лайского и Шап кина-Юрьяхинского валов. Перспективные зоны Верхнеепечорской и Денисов ской впадин следует рассматривать как равноценно перспективные для поисков газоконденсатных и газонефтяных месторождений в указанных зонах. Сохран ность залежей обеспечивается наличием зональных покрышек суммарной мощ ностью от 100 до 250 м. Углеводородные ресурсы этих литокомплексов пред ставляют дополнительный резерв прироста запасов газа и нефти.

Новые прогнозируемые крупные зоны газонефтенакопления в отмеченных газоносноперспективных регионах СПГО и ПК НГО, включая Верхнепечор скую и Денисовскую впадины, будут структурного, структурно-стратигра фического и структурно-литологического типов. Перспективы обнаружения новых зон структурного типа предпочтительнее в СПГО и, прежде всего, в Верхнепечорской и Косью-Роговской впадинах.

Обоснование главных нефте- и газопоисковых направлений геологоразве дочных работ Выполненный выше раздельный количественный прогноз перспектив газонефтеносности Тимано-Печорского осадочного бассейна, включая глубо копогруженные зоны, позволил выделить в основных нефтегазоносных регио нах – Северо-Предуральском, Печоро-Колвинском, Хорейверско-Морейюском – наиболее перспективные газонефтеносные районы, а в них – литокомплексы с наибольшими начальными и прогнозными ресурсами. Эти литокомплексы или нефтегазоносные комплексы, характеризующиеся максимальными значениями углеводородного потенциала и плотностью ресурсов в пределах района, сум марно превышающей 100 тыс. усл. т/км2, рассматриваются в качестве главных направлений поисков нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Аналогично этому выделяются районы и тектонические зоны, характери зующиеся максимальным нефтяным или газовым потенциалами, которые также могут считаться главными поисковыми направлениями. Таким образом, основ ной особенностью практической реализации этих направлений является дости жение наибольшей эффективности геологоразведочных работ.

На современном этапе нефтегазогеологической изученности Тимано Печорского НГБ научно-обоснованными являются следующие главные поиско вые направления.

На нефть:

- Поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в ордовик ско-силурийском карбонатных комплексах Колвинского мегавала и Хорейвер ской впадины, включая Варандей-Адзьвинскую зону с Арктическим шельфом.

- Поиски и разведки нефтяных месторождений в девонских и пермско карбоновых отложениях Ижма-Печорской впадины.

На газ:

- Поиски газовых и газоконденсатных месторождений в отложения карбона девона Верхнепечорской, Косью-Роговской впадин (Северо-Предуральского краевого прогиба) и Денисовской впадины Печоро-Колвинского авлакогена. При этом наиболее актуальными направлениями текущего освоения перспективных ресурсов и прироста разведанных запасов УВ рекомендуются принадлежащие им тектонические зоны Вуктыльско-Мартьюрская в СПГО и Лайская – в ПК НГО с плотностью ресурсов, превышающей 120 тыс. усл. т/км2.

- Реализация отмеченных первоочередных, главных поисковых направлений позволит прирастить перспективные ресурсы и разведанные запасы на уровне, обеспечивающем рентабельность геологоразведочных работ, т.е. соответственно не менее 85-90 млн. усл. т и 25-30 млн. усл. т ежегодно.

Кроме решения первоочередных задач прироста разведанных запасов и пер спективных ресурсов газа, обеспечивающих стабилизацию добычи газа в регио не, решаются актуальные проблемы долгосрочного прогноза и разработки науч ной базы развития нефтяной и газовой отрасли на далекую перспективу. Для эф фективного изучения территории, освоения потенциальных ресурсов нефти, газа, конденсата и выполнения запланированного прироста разведочных запасов по главным поисковым направлениям ТП НГБ – Колвинской, Хорейско Морейюской, Денисовской – определены виды, объемы, последовательность геологоразведочных работ, составляющие основу генсхемы. Распределение объ емов работ, рациональное размещение и последовательность их определяются в соответствии с перспективностью обоснованных выше объектов поиска – наибо лее перспективных осадочных комплексов. Ниже конкретизированы и даны в развернутом виде отмеченные выше главные нефтегазопоисковые направления:

1. а) Поиски и разведка нефтяных и нефтегазовых месторождений в ордо викско-силурийском и девонском карбонатных комплексах Колвинского мега вала и Хорейверско-Морейюской НГО, включая смежный Арктический шельф.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 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.