К оглавлению

УДК 553.98.001.18:551.242.5:551.578.483

Тектоническая основа раздельного прогноза нефтегазоносности осадочно-породных бассейнов платформ и краевых прогибов

А.И. ДЬЯКОНОВ, С.С. ГЕЙРО (УхтИИ), В.Р. РОДЫГИН (Севергазпром)

Нефтегазонакопление в земной коре генетически связано с областями длительного устойчивого прогибания в процессе седиментации. Эта общая закономерность, получившая название закона Губкина - Брода, отражает ведущую роль тектоники в образовании осадочных формаций и нефтегазонакоплении, поскольку на условия генерации и аккумуляции УВ влияют историко-динамические факторы.

На материале Азово-Кубанского, Среднекаспийского, Западно-Сибирского и других НГБ (>50 месторождений) удалось разработать новый историко-динамический метод раздельного прогноза газо- и нефтеносности (Максимов С.П., Добрида Э.Д., Дьяконов А.И. Историко-динамический метод раздельного прогнозирования залежей нефти и газа.- Геология нефти и газа, 1984, № 12, с. 24-29.). Он заключается в использовании комплекса структурных и палеотектонических показателей - статических (морфология, размеры, время заложения складок) и динамических (темп и градиенты скоростей седиментации, скорость роста локальных поднятий, контрастность). Основа метода - выделение терригенных, терригенно-карбонатных и карбонатных формаций нормально морского типа компенсированной седиментации. К числу «работающих» фациально-геохимических показателей раздельного прогноза газо- и нефтеносности (регионального, зонального, локального) относятся также степень катагенетического преобразования ОВ и его фациально-генетический тип. При этом выделяются формации с резко, слабо восстановительными и восстановительными условиями среды накопления ОВ пород. Эти критерии рассматриваются в комплексе с историко-динамическими.

Главные историко-динамические показатели, используемые для прогноза типа углеводородного флюида и масштабов его генерации в осадочных формациях нормально морского типа, приведены в таблице и схематически показаны на рисунке.

Качественная и количественная роль каждого показателя заключается в следующем.

1. Темп прогибания осадочно-породного бассейна (ОПБ) при нормально морской седиментации определяет условия фоссилизации ОВ, его количество (пропорционально объему пород), сохранность битумоидов, масштабы генерации и аккумуляции УВ и величину нефтематеринского потенциала терригенных и карбонатных формаций. Высокий темп прогибания при алиновом и смешанном типе ОВ обеспечивает высокий нефтематеринский потенциал (обычно более 500 г/м³) (Дьяконов А.И. Прогноз нефтегазоносности в связи с тектоническими условиями размещения месторождений нефти и газа в Западном Предкавказье.- Геология нефти и газа, 1976, № 12. с. 8-14.).

2. От величины градиентов прогибания зависят региональные наклоны пород в ОПБ; в седиментационных циклах по бортам прогиба образуются зоны выклинивания и ловушки неантиклинального типа.

3. Скорость роста поднятия влияет на условия миграции УВ в направлении ловушки. Высокие скорости более благоприятны для нефтенакопления, при меньших скоростях преобладает аккумуляция газа.

Четвертый и пятый показатели имеют те же следствия.

6. От времени заложения ловушки зависит объем аккумуляции УВ. Раннее время заложения и конседиментационный характер развития обеспечивают полноту улавливания УВ и заполнение ловушек до замка.

О преимущественной нефтеносности отложений могут свидетельствовать высокие скорости погружения (свыше 40 м/млн. лет), значения 20-40 м/млн. лет характерны для газонефтеносных, менее 20 м/млн. лет - для газоносных пород. Нефтеносные структуры в 70 % случаев имеют древнее формирование. Залежи нефти приурочены в основном к ловушкам, образованным до наступления ГФН. Газовые залежи чаще содержатся в более молодых ловушках, возникших после ГФН или на этапе ГФГ. Непродуктивные структуры обладают в большинстве случаев низким темпом роста - менее 10 м/млн. лет и палеоамплитудой не более 15 м.

Новый метод раздельного прогноза состава углеводородных флюидов наиболее полно учитывает потенциальные возможности осадочных формаций палеозоя, мезозоя и кайнозоя и может применяться для платформенных областей и краевых прогибов. Использование историко-динамических критериев для раздельного прогноза основывается также на последовательной ретроспективной фиксации степени катагенеза ОВ пород с момента зарождения осадочного бассейна до современной стадии развития и превращения его в нефтегазоносный.

Генетические связи между рассмотренными историко-динамическими показателями и объемами осадков соответствующих формационных единиц повышают достоверность использования принятой историко-генетической схемы оценки масштабов генерации и аккумуляции УВ в процессе катагенетической эволюции бассейна. Выявление катагенетической эволюции нефтематеринских отложений Верхнепечорской впадины Тимано-Печорского НГБ по выделенным ассоциациям формаций и формационным единицам (ордовикско-нижнедевонской карбонатной, средне-девонской терригенной, верхнедевонско-турнейской карбонатной, нижне-средневизейской терригенной и визейско-нижнепермской карбонатной) и применение общей схемы оценки масштабов генерации и аккумуляции УВ позволили определить в нем комплексы с преимущественным нефте(газо) генерационным потенциалом.

В осадочном выполнении Верхнепечорской впадины можно выделить два комплекса формаций: ордовикско-нижнеартинский (морские карбонатные и терригенные типично платформенные образования общей мощностью 2,5- 6,5 км) и верхнеартинско-триасовый (мощностью 3,5-4,3 км). К верхнему орогенному комплексу рассматриваемый метод раздельного прогноза неприменим. Наиболее благоприятен для генерации газа карбонатный комплекс верхнего ордовика - нижнего девона и терригенный среднего девона с низкими и средними скоростями седиментации (15-30 м/млн. лет), а для генерации нефти - комплексы карбонатных и карбонатно-терригенных верхнедевонско-турнейских и визейско-нижнепермских формаций, характеризующихся скоростями седиментации свыше 20- 25 м/млн. лет.

Выполненные впервые расчеты для Верхнепечорского суббассейна позволили получить данные о масштабах генерации и аккумуляции газообразных и жидких УВ, которые явились основой для оценки прогнозных запасов (начальные потенциальные ресурсы) газа и нефти.

Таблица

Показатели	Оптимальные значения	Степень влияния показателей на нефте()- и газо()генерацию и формирование залежей УВ
		сильное	слабое	отрицательное
1. Средний темп прогибания ОПБ, м/млн. лет	40 и более 20-40
	Менее 20
2. Изменение скоростей прогибания (градиенты) от оси прогибов к бортам, м/млн. лет	50 и более 30-50
	Менее 30
3. Скорость роста локальных поднятий, м/млн. лет	50 и более
	30-50
	10-30
4. Соотношение амплитуд на этапе заложения и современной	Более 0,5
	0,3-0,5
	Менее 0,3
5.. Контрастность тектонических движений, м/млн. лет	80-100 и более
	30-80
	Менее 30
6. Время заложения локальных поднятий	До ГФН
	Во время ГФН
	После ГФН

Рисунок Графическое изображение историко-динамических показателей раздельного прогноза нефте- н газоносности.

1 - темп прогибания и накопления осадков в седиментационном бассейне (для условий нормально морской терригенной, терригенно-карбонатной и карбонатной седиментации); 2 - средний градиент скорости седиментации (от бортов к оси прогиба показан пунктиром); 3 - скорость роста локальных поднятий; 4 - соотношение амплитуд локальных структур на этапе заложения (пунктир) и современном; 5 - контрастность тектонических движений показана стрелкой (суммарное значение скорости роста поднятия по отношению к смежной зоне максимального прогибания); значения показателей: а - высокие (преимущественно нефтеносность), 6 - средние (нефтеносность и газоносность), в - низкие (преимущественно газоносность)