К оглавлению	УДК 550.93:550.84
	© В.Н. Боровиков, 1995

ХРОНОМОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В СВЯЗИ С ПРОГНОЗОМ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

В.Н. Боровиков (ВНИИгеосистем)

Концепция хрономоделирования геохимических полей базируется на реконструкции эволюции геосреды в хронологических параметрах. Традиционный историко-генетический подход к оценке эволюции геосреды предполагает анализ распределения ее абсолютных параметров во времени и пространстве. Такой подход, широко используемый в мире при моделировании геополей, обеспечивает в целом оценку масштабов преобразования геосреды, но не позволяет отделять полезную составляющую процесса от его неэффективной части. Преимущество хрономоделирования заключается в возможности оценки эффективной составляющей проявления факторов мобилизации УВ относительно критических этапов преобразования геосреды - орогенеза, инверсии и региональных перерывов в осадконакоплении.

Эта оценка реальна на базе синтезного анализа как по традиционным абсолютным параметрам геосреды, так и адекватным им хронологическим, определяемым в критических точках качественной трансформации геообстановки. Такой синтез абсолютных и хронологических параметров геосреды позволяет ввести новую хронологическую систему оценок се эволюции и на этой основе существенно скорректировать традиционную оценку геообстановки.

В нефтегазопоисковой геохимии рубежами качественной оценки эволюции катагенеза ОВ служат фазы орогенеза и этапы региональных размывов, приводящие к разрушению или перераспределению скоплений УВ, т.е. существенно уменьшающие масштабы эффективной генерации УВ. Формирование ловушек представляет интерес не только относительно времени генерации УВ, но и времени орогенеза или инверсий, изменяющих структурную геометрию нефтегазонакопления. В связи с этим целесообразна оценка эффективной составляющей процесса мобилизации УВ посторогенной фазы.

Методологической основой хроногенетической оценки эволюции бассейна служит определение хронологических точек качественной трансформации геопараметров (Боровиков В.Н., 1991). Применительно к задачам нефтегазопоисковой геохимии эти хронологические рубежи адекватны времени начала или завершения генерации УВ. Хронологические точки подобной качественной трансформации геохимических полей группируются в систему геохрон эволюции геополя, корректирующую традиционную систему оценок эволюции бассейна по абсолютным параметрам геосреды.

Интегральная оценка развития хронопараметров как аналогов абсолютных геопараметров эволюции геосреды представлена в хрономодели нефтегазонакопления (рис. 1). На основе качественной оценки кривых эволюции катагенеза ОВ информативных реперов и диаграмм прогибания последних представляется возможным определить критические хронологические точки их качественной трансформации по сопряжению с границами главной зоны нефтеобразования, этапов орогенеза и инверсий. В результате такого хрономоделирования создастся новая система графопостроений в виде геохрон - линий равных значений качественной трансформации геопараметров, характеризующих развитие во времени генерации УВ, формирование ловушек и этапы их заполнения УВ, т.е. отражающих основные закономерности мобилизации УВ.

Применительно к задачам реконструкции генерации УВ эти хронологические рубежи адекватны времени начала или завершения образования УВ и основным этапам орогенеза в регионе. Эффективность генерации УВ определяется на основе хронологической корреляции времени начала нефтеобразования в информативных реперах с главными фазами орогенеза. Зона эффективного нефтеобразования выделяется в пределах геохрон со значениями меньшими, чем время завершения последнего орогенеза. Пересечение кривой эволюции катагенеза ОВ с граничными линиями начала или завершения нефтеобразования определяет время вхождения репера в зону нефтеобразования или выхода из нее. Вертикальные проекции этих точек соответствуют значениям геохрон, отражающим равные интервалы времени качественной трансформации ОВ.

Пример расчета времени вхождения репера в зону нефтсобразования приведен на рис. 2, где показаны кривые прогибания кровли отложений юры, неокома и баррема и соответствующие им кривые эволюции катагенеза ОВ. При построении кривой эволюции катагенеза ОВ учитывались граничные значения стадий катагенеза ОВ ПК₃-МК₁, рассчитанные по температурно-временному индексу Лопатина (форма расчета выбирается произвольно исходя из ее информативности). Точки пересечения кривых эволюции с границей главной зоны нефтеобразования (ГЗН) для кровли юры, неокома и баррема соответствуют 90, 86 и 60 млн. лет, что отвечает значениям геохрон по этим реперам. Указанные значения времени вхождения реперов в ГЗН наносятся на кривые прогибания реперов, и получаем положение во времени верхней границы ГЗН. Аналогично рассчитывается положение нижней границы ГЗН. Зона эффективного нефтеобразования ограничивается временем последнего орогенеза и относительно пиренейской фазы выделяется в диапазоне <40 млн лет.

На картах распределения рассчитанных таким образом значений геохрон выделяются геохроны, адекватные времени орогенеза или инверсий, характерных для данного региона (ларамийского - 70 млн лет, пиренейского - 40 млн лет и т.д.). Зона эффективного нефтеобразования соответственно контролируется геохроной последнего орогенеза, что позволяет выделять участки посторогенной и поэтому эффективной генерации и мобилизации УВ.

Хрономоделирование формирования ловушек позволяет оценить их в системе геохрон, отражающих хронологическую зависимость от циклов орогенеза и инверсий, что дает возможность выделить зоны эффективного формирования ловушек и их заполнения УВ. Зона эффективного формирования ловушек контролируется соответственно геохроной постинверсионного развития. В соответствии с этим интегральная обстановка формирования залежей нефти и газа в хрономодели нефтегазонакопления определяется на базе синтеза распределения геохрон образования УВ и ловушек, что позволяет локализовать благоприятную для нефтегазонакопления зону, контролируемую посторогенной и постинверсионной составляющими. Таким образом, преимущество хрономоделирования заключается в возможности описания условий нефтегазонакопления системой специализированных геохрон: генерации УВ, формирования ловушек и аккумуляции УВ, что дополняет традиционную оценку на базе историко-генетического подхода (Соколов Б.А., Ларченков Е.П. Историко-генетические предпосылки нефтегазоносности локальных поднятий //Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. - М., 1981. - С.15-19.) и существенно корректирует последнюю. Опытно-методическое опробование хроногенетических принципов моделирования геохимических полей проведено автором с целью экспрессной оценки эффективности генерации УВ бассейна Шелиф, расположенного в западной части Алжира. Ниже рассматриваются результаты геохимической оценки перспектив нефтегазоносности бассейна Шелиф, где впервые были апробированы хроногенетические принципы моделирования геохимических полей.

Бассейн Шелиф соответствует молодой наложенной впадине альпийской складчатой области Алжирских Атласов. Фундамент впадины сложен верхнемеловыми породами, а осадочное выполнение - палеогеновыми и миоценовыми осадками. Впадина характеризуется асимметричным строением мезокайнозойских отложений. Центр седиментации в палеогене и неогене был смещен к восточному борту, что обусловило неравномерное распределение катагенеза ОВ в пределах бассейна. Так, в верхней части разреза осадки миоцен-сенона в северо-восточной части бассейна соответствуют зоне современного нефтеобразования, в то время как на остальной территории эти осадки являются незрелыми. Все нижележащие отложения от сеномана до неокома включительно на большей части территории уже находятся в зоне сухого газа.

С целью определения начала и основных узловых моментов эволюции ОВ проведена реконструкция развития катагенеза ОВ во времени и геологическом пространстве. Время вхождения в зону нефтеобразования осадков стратиграфического диапазона от неокома до нижнего миоцена включительно, оцененное по кривым эволюции катагенеза, варьирует для разных частей бассейна в интервале от раннего сеномана до настоящего времени. По мере уменьшения возраста осадков существенно изменяется и время начала генерации нефти. Если для осадков неокома преобладают позднемеловой и раннепалеогеновый этапы генерации нефти, то для отложений от альба до нижнего миоцена включительно доминирующим является неогеновый этап генерации, что обусловлено высокими темпами седиментации в неогеновое время. Таким образом, для материнских свит неокома, апта и среднего альба отмечается древняя генерация УВ, начавшаяся в позднемеловое время, а для комплекса осадков от верхнего альба до нижнего миоцена включительно - более молодая генерация, начавшаяся в конце палеогена и проходившая наиболее активно в неогеновое время.

Распределение активности катагенеза ОВ по площади в разные этапы генерации характеризуется следующими особенностями: нижняя часть разреза от неокома до сеномана включительно в ранний этап генерации была охвачена нефтеобразованием практически на всей территории бассейна, в то время как в верхней части разреза от сенона до нижнего миоцена площадь генерации нефти во все этапы была значительно меньше.

С целью оценки эффективности генерации УВ для бассейна Шелиф проведена хронологическая корреляция фаз нефтеобразования с основными этапами орогенеза. Для этого были составлены карты геохрон для осадков от юры до альба включительно. Из этой оценки следует, что вся нижняя часть разреза от юры до неокома на большей части территории (за исключением западной краевой части бассейна) была вовлечена в нефтеобразование до ларамийской и пиренейской фаз орогенеза (рис. 3).

По кровле баррема генерация нефти в доларамийский этап осуществлялась в двух ограниченных зонах (рис. 4). Однако большая часть территории находилась в зоне генерации нефти между ларамийской и пиренейской фазами орогенеза. В постпиренейский этап площадь нефтеобразования существенно расширилась, но генерация нефти по-прежнему была эффективной лишь в западной части бассейна.

Распределение геохрон по кровле альба показывает, что осадки альба вошли в зону нефтеобразования на большей части территории уже после пиренейской фазы орогенеза (рис. 5).

Во всех более молодых осадках до миоцена включительно генерация УВ была эффективной относительно пиренейского орогенеза уже на всей площади бассейна. Однако заключительное воздействие на эффективность нефтеобразования оказал орогенез в конце тортонского времени, окончательно определивший распределение эффективности генерации УВ в пределах бассейна. По кровле альба посттортонская генерация осуществлялась лишь в западной части бассейна, в то время как на остальной территории осадки верхнего альба генерировали нефть в период между пиренейской и тортонской фазами орогенеза.

По кровле сеномана область дотортонской генерации УВ сокращается и нефтеобразование становится эффективным в западной и центральной частях бассейна. По кровле сенона генерация нефти в посттортонский период проходила уже в пределах большей площади бассейна, за исключением его северо-восточной части. Генерация нефти отложениями верхнего палеогена и нижнего миоцена на всей территории развивалась в посттортонское время и поэтому была эффективной повсеместно.

Рассмотренные процессы изменения во времени общей площади нефтеобразования и площади эффективной генерации УВ противоположны по знаку: с уменьшением возраста осадков общая площадь зон генерации УВ увеличивается, определяя в итоге реальные масштабы эффективного нефтеобразования.

Проведенная оценка эффективности генерации УВ позволила существенно скорректировать результаты традиционной оценки по распределению катагенеза ОВ, что имело решающее значение для принципиальной ориентации поисковых работ в этом регионе. В результате синтеза результатов оценки катагенеза ОВ и распределения геохрон площадь потенциально перспективных земель существенно сократилась, контролируясь геохроной последнего орогенеза, что привело к коррекции перспективных зон, выделяемых по катагенезу ОВ, на 30-40 %.

Региональная оценка эффективности генерации УВ позволила выявить ее стратиграфический диапазон и пространственное развитие зон, что послужило основой для оценки перспектив нефтегазоносности региона по геохимическим критериям. Согласно этой оценке максимальный стратиграфический диапазон и наибольшее развитие по площади зон эффективной генерации УВ отмечаются в северо-восточной части бассейна.

Использование принципов хроногенетического моделирования может представлять интерес в плане совершенствования методик геохимических оценок перспектив нефтегазоносности, что доказывается положительными результатами их применения не только в бассейне Шелиф, но и в восточной части Алжира в пределах Константинского бассейна, где с учетом этих данных было открыто нефтяное месторождение.

Abstract

A concept of geofield chronomodelling is based on geoenvironraental evolution reconstruction in chronological parameters. The advantage of chronomodelling lies in possibility to evaluate effective component of hydrocarbon mobilization factors relative to critical stages of geo- environmental transformation - orogenesis, inversion and regional breaks in sedimentation. Determination of chronological points of qualitative geoparameters transformation serves as a methodological basis for chronogenetic evaluation of basin's evolution. As applied to oil and gas prospecting geochemistry, these chronological boundaries are in line with time of initial or final hydrocarbon migration. The chronological points of similar qualitative geochemical fields transformation are grouped into a system of geofield evolution geoebrons which corrects a traditional system of basin's evolution evaluation using absolute geoenvironmental parameters. The chronological principles of geosystems modelling are considered to fit oil and gas prospecting geochemistry within the Shelif basin (Algeria), which served a basis for rapid evaluation of oil and gas potential in the area. Due to synthesis of results of catagenesis evaluation and those of geochrons distribution, an area of potentially promising sites was significantly decreased being controlled by a geochron of the last orogenesis resulted in the correction of promising zones which are detected through the organic matter catagenesis, by 30-40%. Thus, the chronogenetic modelling principles are of interest in terms of improving procedures of geochemical oil and gas potential evaluation.

Рис.1. ХРОНОМОДЕЛЬ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

1 - кривая прогибания кроили нижнеальбских отложений; 2 - кривая эволюции катагенеза ОВ нижнеальбских отложений; 3-6 - геохроны, млн лет: 3 - начала нефтеобразования, 4 - эквивалентные пиренейской фазе орогенеза, 5 - пост- инверсионного формирования локальных структур, 6- завершения нефтеобразования; 7 - главная зона нефтеобразования; 8 - зона неэффективного нефтеобразования; 9 - зона эффективного нефтеобразования относительно пиренейской фазы орогенеза; 10 - зона постинверсионного формирования ловушек

Рис.2. ДИНАМИКА ЗОНЫ НЕФТЕОБРАЗОВАНИЯ ВО ВРЕМЕНИ В РАЗРЕЗЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЖЕБЕЛЬ-ОНК (ВОСТОЧНЫЙ АЛЖИР)

1 - кривая прогибания по кровле репера; 2 - кривая эволюции катагенеза ОВ в кровле репера; 3 - граница зоны нефтеобразования; 4 - положение границ зоны нефтеобразования в диапазоне от юрского до настоящего времени; а - верхняя граница, б - нижняя граница; 5 - зона нефтеобразования; 6 - зона конденсата и сухого газа; 7 - хронологический рубеж пиренейского орогенеза; 8 - зона эффективного нефтеобразования

Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОХРОН ПО КРОВЛЕ ОТЛОЖЕНИЙ НЕОКОМА

1 - скважина со значением времени вхождения кровли неокома в главную зону нефтеобразования, млн лет; 2-4 - геохроны: 2 - по кровле неокома, 3 - эквивалентные пиренейской фазе орогенеза, 4 - эквивалентные ларамийской фазе орогенеза; 5 - зона эффективной генерации нефти относительно пиренейского орогенеза

Рис.4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОХРОН ПО КРОВЛЕ ОТЛОЖЕНИЙ БАРРЕМА

1 - скважина со значением времени вхождения кровли баррема в главную зону нефтеобразования, млн лет; 2 - геохроны по кровле баррема. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3

Рис.5. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОХРОН ПО КРОВЛЕ ОТЛОЖЕНИЙ АЛЬБА

1 - скважина со значением времени вхождения кровли альба в главную зону нефтеобразования, млн. лет; 2 - геохроны по кровле альба. Остальные усл. обозначения см. на рис. 3