К оглавлению

УДК 553.04:553.98

 

© А.Н.Резников,1998

НОВЫЙ МЕТОД ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА

А.Н. Резников (РГУ)

Исследования 80-х гг. (Черский Н.В., Царев В.П., Сороко Т.И., Кузнецов О.Л., 1985; Амурский Г.И., Бочкарев А.В., Соловьев Н.Н., 1985; Пецюха Ю.А., 1986) показали, что динамика тектонических процессов может играть определяющую роль в эволюции осадочно-породных бассейнов (ОПБ), когда имеет значение не столько дополнительный привнос энергии, сколько снижение энергетических барьеров химических превращений и массопереноса. Тектонодинамическое возбуждение системы порода-флюид достигается под влиянием ударной волны, деформации сдвига, сейсмической вибрации, вариаций электромагнитного поля и дилатансии. В результате резко активизируются катагенетические преобразования ОВ осадочных пород, нефтей, газов и пластовых вод. Так, в приосевой части Донецкого бассейна максимальное влияние динамокатагенеза на каменные угли привело к росту отражательной способности витринита (ОСВ)на глубине 2000 м до 2 %, а на глубине 5000 м до 5 %. На расстоянии 10 км от оси прогиба из-за более слабого влияния динамокатагенеза на тех же глубинах ОСВ соответственно снижается до 0,6 и 1,55 %. Эти данные, а также материалы по 72 разновозрастным объектам земного шара (плиоцен-кембрий) были использованы автором статьи (1988) для количественной оценки условного показателя динамокатагенеза (УПДК) Д, который зависит от соотношения ОСВ и экспоненциальной геохронотермы (ЭГХТ):

0,05

0,20

0,60

1,0

Д, усл.ед.

0,18

0,25

0,55

1,0

1.4

1,6

1,8

2,0

Д, усл.ед.

1,8

2,4

3,0

3,7

Задача выделения в пределах земного шара семи типов ОПБ на основе УПДК была поставлена автором еще в 1989 г. К 1997 г. уже обработаны материалы по 3103 интервалам 242 ОПД, приуроченных к различным геоструктурным элементам: впадинам, поднятиям, грабенам, горстам, флексурам, зонам сбросов и надвигов.

По каждому бассейну (или его элементу) изучалась зависимость значения Д от максимальной глубины (Hmах, км) залегания интервала. Рассчитывались их коэффициенты корреляции и уравнения регрессии. Объекты группировались в типы по значениям градиента УПДК и Д на глубинах 3-5-7 км (табл.1).

Характерными ОПБ Iд типа являются Южно-Каспийская мегавпадина, прогибы По, Жанна-Д'Арк, Сейбл, Датский центральный грабен, где мощность осадочного чехла достигает 10-30 км. Для них типично также и весьма слабое проявление сжимающих усилий.

К бассейнам IIд типа относятся впадины дельты Нигера, Галф-Кост, Прикаспийская, Свердруп, Припятский и Днепровский грабены, также характеризующиеся очень мощным осадочным чехлом (до 20 км), обычно содержащим соленосные толщи и нарушенным многочисленными сбросами.

К числу ОПБ IIIд типа принадлежат Западно-Сибирская плита, складчатый борт Терско-Каспийского прогиба, Венский грабен, впадина Анадарко и Вилюйская синеклиза, отличающиеся умеренной деформацией отложений и появлением надвиговых структур.

Большинство ОПБ IVд типа испытало значительную инверсию тектонического режима, поэтому корреляция значений УПДК осуществлялась с максимальными палеоглубинами (Hmах). Наиболее изучен Западно-Канадский прогиб, который относится к предгорным бассейнам островных дуг и активных континентальных окраин, сформировавшимся в условиях горизонтального сжатия в процессе субдукции. От передовых хребтов Северных Скалистых гор прогиб отделяется узким поясом предгорий, представляющим серию надвинутых на восток и разбитых на блоки складчатых чешуи.

Еще более сильная тектонодинамическая возбужденность отличает ОПБ Vд типа: Дуала, Кузнецкий, Донецкий, Карру, Амадиус. В грабене Амадиус (Австралия) в конце ордовика и силуре проявилось надвигание тектонической пластины с юга, а в начале карбона произошло надвигание Южно-Арантского блока и на бортах авлакогена возникли пологие надвиги. Верхние части рифей-палеозойского комплекса были сорваны с основания и смещены к югу на десятки километров в виде субгоризонтальных чешуи.

К очень сильно тектонодинамически возбужденным относятся ОПБ VIд типа: внутренняя зона Красноморского рифта, угленосные бассейны Японии, Балкан. Они уже не содержат признаков нефтеносности.

К VIIд типу можно отнести вулканогенные позднекайнозойские бассейны Северной Америки, Камчатки, Курильских островов и Новой Зеландии.

С 1974-1980 гг. началось использование пиролитического анализа осадочных пород для получения информации о количестве, типе, термальной зрелости и УВ-потенциале ОВ (К. Баркер, Дж. Эспиталье, Дж. Уэлан). Качество оценки нефтеносности ОПБ обычно улучшается при использовании комплексного прибора рабочей станции, обеспечивающей применение стандартной техники Rock Eval, интерпретацию их результатов, а также моделирование генерации и эмиграции УВ. Водородный индекс пиролиза HI (кг УВ/т Сорг) считается критерием типа нефтематеринского ОВ и используется для количественной характеристики нефтяного потенциала керогена. Палинологи выделяют водорослевый, аморфный, травянистый, древесный и углистый керогены. Керогены I, II, III типов (Тиссо Б., Дюранд Б., Эспиталье Дж., Комбаз А., 1974) представляют собой смеси: кероген I типа является водорослево-аморфным, II типа - аморфно-травянисто-древесным и III типа - древесно-углистым.

На примере 25 ОПБ Iд-Vд типов изучены параметры зоны нефтеобразования (ЗНО) - характеристики кровли (К), интервала максимальной генерации (МГ) и подошвы (П): глубина (км), пластовая температура (°С), ОС витринита (, %), УПДК (Д, усл.ед.) и водородный индекс HI. Средние концентрации органического углерода (Сорг) изменяются от 0,7 до 8,5 %. Так как тип керогена во многом определяет параметры ЗНО, их вариации рассматривались в рамках двух групп керогенов: I-II и III типов. Параметры кровли ЗНО первой группы в значительной степени связаны с тектонодинамическим типом ОПБ. Особенно это касается глубины залегания (LK, км). Для Iд типа характерна наибольшая погруженность кровли зоны. Например, на площади Хиберниа (ОПБ Жанна-д-Арк) LK = 4,1 км, а на площади Булла-море (Южно-Каспийский ОПБ) даже 5,4 км. В ОПБ IVд типа (Сан-Хоакин, Среднеамазонский ОПБ) глубина кровли зоны снижается до 1,5-2,0 км. Пластовая температура изменяется менее четко. В отношении R° можно говорить лишь об общем диапазоне колебаний (0,40-0,65 %). Весьма показательна малая изменчивость УПДК: 0,28-0,34. Поэтому можно полагать, что деструкция керогена I-II типов начинается при Дк = 0,30. Параметры интервала пика генерации нефти отражают те же закономерности: значения Lмг наиболее велики для ОПБ Iд типа (4,9-7,5 км) и снижаются до 1,9-2,7 км для IVд типа, вариации температур 80-147 °С,=0,57-0,90 %, УПДК=0,33-0,45.

Подошва ЗНО отличается более четким изменением параметров. ОПБ Iд типа (прогнозно) характеризуются следующими значениями: Lп = 10-11 км; tп = 180-250 °С;  = 1,2-1,6 %; Дп = 0,54-0,55; IIд типа соответственно 5-7 км; 145-190 °С; 1,35-1,60 %; 0,50-0,61; IIIд типа - 4,0-5,5 км; 140-164 °С; 1,4-1,5 %; 0,56-0,64; IVД типа - 3,0-4,4 км; 128-175 °С; 1,5-1,6 %; 0,68-0,70. Следовательно, с ростом градиента УПДК от 0,010 до 0,214 км-1 глубина подошвы ЗНО уменьшается в 2,5-3,0 раза, температура - в 1,4-1,5 раза, а УПДК растет в 1,2-1,3 раза, т.е. завершение процессов генерации и эмиграции нефти в условиях повышенной тектонодинамической возбужденности происходит на значительно меньших глубинах и при более низких температурах. Во всех случаях глубинные границы для керогена III типа располагаются ниже, чем для керогена I-II типов, что свидетельствует о более поздней деструкции керогена III типа, требующей более жестких динамокатагенетических и термобарических условий.

Большую роль в эмиграции нефти играет возрожденная вода, образующаяся при трансформации смектита (монтмориллонита) в иллит. В среднем глубина кровли зоны трансформации смектита идентифицируется наличием 80-90 % прослоев этого минерала, а подошвы - 10-20 %. С ростом УПДК эти глубинные границы приближаются к земной поверхности: 2,5-4,6 км для Iд типа - 1,4-2,7 км для Vд типа, т.е. и процесс трансформации глинистых минералов во многом определяется динамокатагенетическим фактором. Начало выделения возрожденных вод опережает начало генерации нефти для ОПБ IД-IIIд типов: разница в глубине снижается от 1,0 до 0,2-0,5 км. Для ОПБ IVд-Vд типов эти границы проходят на одном уровне. Подошва зоны трансформации смектита располагается значительно выше подошвы ЗНО: для ОПБ Iд-IIIд типов разница в глубинах составляет 1,0-2,2 км. По-видимому, в ОПБ IД-IIIд типов, которые обладают самым мощным осадочным чехлом, на глубине более 4-5 км влияние возрожденных вод в качестве транспортирующего нефть агента резко ослабевает и основную роль начинают играть ретроградные газонефтяные растворы. В ОПБ IVД-Vд типов роль возрожденных вод в первичной миграции нефти гораздо значительней.

Определение эмиграционного потенциала нефтематеринских пород осуществлялось по методике ВНИГРИ [1]. Для реконструкции начальных (исходных) значений водородного индекса (HIo, кг УВ/т Сорг) использована формула

где КЭМ - коэффициент эмиграции, зависящий от типа керогена, лито-генетических особенностей вмещающих пород и стадии катагенеза.

Для керогена II типа используют:, % - 0,45, 0,60, 0,70, 0,85, 1,15, 1,55; Кэм, доли ед. - 0,36, 0,52, 0,64, 0,78, 0,86, 0,91. Для баженитов и горючих сланцев соответствующие значения Кэм могут быть существенно ниже: 0,1, 0,2, 0,3, 0,5, 0,6, 0,7, а для лейптинитовых углей минимальны: 0,05, 0,10, 0,15, 0,25, 0,30, 0,40.

Эмиграционные потери битумоида определялись по разности начального и остаточного водородного индекса, т.е.

В связи с доминирующей ролью фактора динамокатагенеза можно предположить, что эмиграция нефтяных УВ с ростом УПДК увеличивается по закону арифметической прогрессии от 0 в кровле ЗНО до DHI в любом нижележащем интервале ЗНО. Тогда сумма эмиграционных потерь (SЭМ) составит:

где

Значение эмиграционного потенциала по водородному индексу  , кг УВ/т нефтематеринских пород, с учетом катагенных потерь Сорг, может быть равным:

где Сорг берется в долях единицы.

По данным многих исследователей осуществлен расчет эмиграционного потенциаладля 30 объектов с керогеном I-II типов. Установлено, что глины кимериджского яруса ОПБ Жанна-Д'Арк продуцировали на глубинах 3500-4900 м от 12,7 до 26,2 кг УВ/т породы, что и обусловило формирование нефтяного гиганта Хиберниа. Нефтепроизводящие породы ОПБ Свердруп выявлены в отложениях нижнего мела (0,4-8,8 кг УВ/т породы), верхней юры (16,7-19,9) и триаса (до 27,4). Очень высоким эмиграционным потенциалом отличаются горючие сланцы эоценовой формации Грин-Ривер ОПБ Юинта (20,5-53,8), обеспечившие формирование десятков нефтяных скоплений. Карбонатные аргиллиты верхнеюрской формации Смаковер на территории Галф-Коста в интервале глубин 3380-5640 м могли продуцировать 1,2-31,8 кг УВ/т породы, что вызвало формирование залежей нефти в смежных карбонатных резервуарах. Сапропелевое доманикоидное ОВ зарифовых фаций Карачаганакского месторождения выделило 2,3-4,6 кг нефти на 1 т породы. На глубине 2400 м эмиграционный потенциал баженовской свиты Западной Сибири достигал 37,6 кг УВ на 1 т породы. Черные сланцы тоарского яруса Парижского бассейна на глубинах 2100-2800 м продуцировали 11,9-24,1 кг УВ на 1 т породы. Эмиграционный потенциал верхнеюрских сланцев Западно-Корейского ОПБ достиг на глубине 2900 м 17,2 кг УВ на 1 т породы. Значения  для нефтематеринских пород ОПБ Сан-Хоакин, полученные авторами, близки к результатам Д.Х. Вельте (1987). В итоге по данным 30 объектов рассчитано следующее уравнение множественной корреляции:

Оно характеризуется высоким совокупным коэффициентом корреляции (rs= 0,88) и свидетельствует о доминирующей роли фактора динамокатагенеза (= 0,77) и содержания Сорг (= 0,79). Фактор экспоненциальной геохронотермы ЭГХТ  имеет второстепенное значение (= 0,28).

Для 17 объектов с керогеном III типа получено уравнение

Совокупный коэффициент корреляции rs = 0,9. Частные коэффициенты корреляции 2-го порядка также указывают на преобладающее влияние динамокатагенеза (0,81) и РОВ (0,65).

По данным пиролиза водородный индекс углей варьирует следующим образом, кг УВ/т Сорг: средний карбон Донбасса - 120-45 (=1,27-1,62 %), вестфальский ярус Парижского бассейна - 300-90 (0,7- 1,35 %), пермская толща бассейнов Мчучума и Нгака - 267-94 (0,72- 0,80 %), палеоген Предальпийского прогиба - 180-270 (0,45-0,60 %), кайнозой дельты р. Махакам - 365-115(0,41-0,97 %), ОПБ Арджуна - 370-280 (0,54-0,74 %). По формулам (1)-(5) были определены значениядля 20 объектов (неоген- средний карбон), которые характеризуются содержанием Сорг от 20 до 82 %.

Результаты множественной корреляции имеют вид

Это уравнение отличается наиболее высокой теснотой связей переменных (rs = 0,95) и свидетельствует о преобладающем влиянии Сорг (0,61). Факторы УПДК и ЭГХТ занимают соответственно второе (0,44) и третье (0,35) места.

В итоге первичной миграции нефть из тонкозернистых материнских пород переходит в пористые, трещинные и кавернозные породы-коллекторы. Считается, что перенос большинства УВ осуществляется четырьмя способами: диффузионным, в молекулярном растворе, нефтяной и газовой фазах. На путях первичной миграции большая часть УВ теряется. Поэтому необходимо ввести понятие о модуле сохранения эмигрировавших УВ (т):

где 0,1 следует использовать для газообразных УВ, 0,2 - для конденсата, а 0,7 - для нефтяных УВ; Тнгм - возраст нефтегазоматеринской свиты, млн. лет (Резников А.Н., Назаренко B.C., 1995).

Общая формула подсчета геологических ресурсов нефти (Qгн, млн.т) характерна для объемно-генетического метода:

где- коэффициент аккумуляции нефти; - масса нефтепроизводивших пород, т/м3; hнм и FHC - соответственно толщина, м, и площадь распространения нефтепроизводивших пород, тыс. км2 .

Для оценки коэффициента аккумуляции нефти рассмотрены 28 эталонных регионов. Использованы средние глубины (палеоглубины) залегания нефтепроизводивших пород, их масса и значения ЭГХТ и УПДК. Нефтесборная площадь в каждом регионе замерялась с учетом его геологических особенностей по структурной карте на уровне средней глубины залегания. Толщина нефтепроизводившей породы в случае частого чередования песчаников и глин принималась равной толщине глинистой части разреза. Она варьирует от 50-100 м (Прикумский и Терско-Сунженский районы) до 500-1000 м (впадина Лос-Анджелес и Оринокский прогиб). Если материнские породы перекрывают и подстилают мощный резервуар, то использовалась их нефтепроизводившая толщина, в сумме равная 40 м: Прадхо-Бей, верхнемеловой горизонт Терско-Сунженского района, Белл-Крик, Западно-Канадский прогиб, грабен Амадиус. Осадочный чехол бассейна Жанна-Д'Арк осложнен многочисленными сбросами, которые облегчали вертикальную миграцию микронефти. Поэтому для месторождения Хиберниа нефтепроизводящая толщина верхнеюрских глин, питавших битумоидами нижнемеловые резервуары, принята ~200 м. В районе Хасси-Мессауд нефтепроизводившие силурийские аргиллиты отсутствуют. Это потребовало учета дальней горизонтальной миграции микронефти (17 км), ширины ее потока (108 км) и толщины эллиптического трещинного массива кембрий-ордовикских песчаников (540 м). Такой подход использовался Дж.Е. Смитом, Дж.Г. Эрдманом и Д.А. Моррисом (1971).

Исключительный интерес представляет богатейший Западно-Канадский бассейн [2], содержащий гигантские скопления битумов, которые произошли из жидкой нефти (в отношении 1,0:1,6), деградированной в результате жизнедеятельности аэробных бактерий. На склонах Канадского щита залежи битумов Атабаска, Уобаска, Колд-Лейк, Пис-Ривер и др. занимают всего 276 м стратиграфического разреза выше и ниже поверхности палеозойского несогласия, которое представляло собой идеальный путепровод дальней латеральной миграции УВ, образовавшихся в нефтематеринских толщах девона, карбона, триаса, юры и нижнего мела глубокого прогиба в юго-западной части бассейна. Эта гигантская флюидная система сверху ограничена региональным глинистым флюидоупором Джоли-Фоу позднеальбского возраста. Выше залегают нефтематеринские глины Уайт-Спекс I и II и Фиш-Скейлс от коньякского до сеноманского возраста, которые генерировали до 66,5 млрд. т микронефти, обусловившей образование в смежных песчаниках верхнего мела 1,5 млрд. т геологических запасов нефти (данные Бюро энергетических ресурсов Канады, 1988 г.). Коэффициент аккумуляции нефти в ловушках оказался довольно низким - 0,023, что вызвано геологической неоднородностью линзообразно залегающих верхнемеловых песчаников. В остальных интервалах разреза Западно-Канадского ОПБ значения варьируют от 0,011 до 0,0065, что подтверждает идею о широкомасштабной аккумуляции большей части жидкой нефти комплексов от нижнего мела до среднего девона в структурных и стратиграфических ловушках Канадского щита. Верхнедевонские рифовые резервуары большой высоты, заполнявшиеся УВ из нефтематеринских глин и известняков свит Дюверней и Синтия, перехватывали латеральный поток нефти, в результате чего = 0,023. Однако хорошая проницаемость карбонатных пород верхнего девона могла обусловить дальнюю внутрирезервуарную миграцию значительной части нефти. С учетом отдачи микронефти юрскими и триасовыми глинами в зону стратиграфического несогласия (49,6 млрд. т) общее количество эмигрировавших битумоидов достигало 1004,6 млрд. т, а общие ресурсы жидкой нефти в резервуарах ниже регионального флюидоупора Джоли-Фоу - 234,5 млрд. т. Поэтому общий коэффициент аккумуляции нефти в недрах Западно-Канадского ОПБ составляет 234,5:1004,6 = 0,233, что соответствует таковым районов Хиберниа, Хасси-Мессауд, Оринокского асфальтового пояса (0,212-0,225).

Значения коэффициента аккумуляции нефти позволяют достаточно условно сгруппировать изученные объекты в две группы: сравнительно геологически однородные (регионы Лос-Анджелес, Хиберниа, Апшероно-Хадыженский, Прикумский - К1 Сарир, Прадхо-Бей, Реконкаво, норвежский сектор Северного моря, Белл-Крик, Венский грабен, Хасси-Мессауд, Западно-Канадский - K1-D2; Оринокский, Амадиус) и геологически неоднородные (кумский горизонт Западно-Кубанского прогиба, юрские горизонты Прикумской области, верхнемеловой и альб-аптский горизонты Терско-Сунженского района, верхнемеловой горизонт Западно-Канадского прогиба, карбон Каратон-Тенгизского района). Первая группа отличается хорошими коллекторскими свойствами резервуаров, которые обеспечили весьма эффективную вторичную миграцию нефти и высокую степень ее аккумуляции в крупных структурных и стратиграфических ловушках. Вторая группа объединяет резервуары невысокой пористости и проницаемости, обладающие выраженной литологической изменчивостью по разрезу и площади. В них часто отмечается спорадическое распределение нефтеносности. Для каждой из этих групп установлена корреляционная зависимостьот Пэм:

и

Значения коэффициента корреляции соответственно 0,87 и 0,83. Уравнения (11) и (12) рекомендуется использовать при оценке перспективных и прогнозных ресурсов нефти.

По Е.Ф. Фролову, М.В. Фейгину (1970), ошибка оценки объемным методом запасов категории А в среднем равна ± 5 %, категории В - ± 15 %, категории С1 - ± 30 %, категории С2- ± 50 %. По А.Н. Воронову (1982), точность региональных прогнозных оценок не может быть выше ± 50-70 %. Погрешность при вычислении площадей эталонных участков достигает 25 %, объемов перспективных толщ - 27 %. В соответствии с формулой (10) оптимальные среднеквадратичные ошибки составляют: = 0,30;  = 0,10;=0,40;=0,05;=0,20; = 0,25. Тогда =( 0,32 +0.12 + 0,42 + 0,052 + 0,22 + +0,252)1/2 = 0,3651/2 = 0,604. Следовательно, среднюю погрешность подсчета ресурсов нефти (газа) хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода можно принять равной ±60 %.

Кероген I и II типов наряду с УВ нефтяного ряда в ходе катагенеза генерирует и большое количество газообразных УВ: метана, этана, пропана и бутанов. Об этом свидетельствуют значения пластового газового фактора (, м3/т) в нефтяных скоплениях. В связи с указанным существует возможность оценки эмиграционного потенциала нефтяного попутного газа по формуле

где- эмиграционный потенциал газа, м3/т керогена I-II типов;  - начальные геологические запасы нефти в смежных коллекторах, млрд. т;- коэффициент аккумуляции нефтяного попутного газа, принят равным.

Средние значения пластового газового фактора в разных регионах варьируют в широком диапазоне: 60-580 м3/т (табл.2), что определяется влиянием глубины залегания горизонтов и степенью физико-химического разрушения нефтяных скоплений. Рассчитанные значения эмиграционного потенциала нефтяного попутного газа возрастают параллельно с увеличением значений ЭГХТ и УПДК в интервале 3,0-259,0 м3/т породы. Выход газа позволяет подразделить все изученные ОПБ на 3 группы: обедненные газом (0,4-1,2 м3/кг), нормально газонасыщенные (1,6-2,3 м3/кг) и обогащенные газом (2,9-4,2 м3/кг). По-видимому, в бассейнах первой группы первичная миграция нефти происходила преимущественно в составе возрожденных вод, которые продуцировались в больших объемах мощными толщами смектитовых глин. В бассейнах второй группы значительную роль играли ретроградные газонефтяные растворы, а в бассейнах третьей группы последние имели доминирующее значение. По данным табл. 2 рассчитано уравнение множественной корреляции:

Следовательно, образование нефтяного попутного газа в первую очередь определяется динамокатагенетическим фактором, затем ЭГХТ и концентрацией в породах РОВ.


Е.Н. Рогозиной, Н.П. Силиной, З.Г. Каплан и др. (1986) проведены теоретические балансовые расчеты масштабов генерации летучих продуктов преобразования ОВ гумусовых клареновых углей карбона Донбасса. Начало генерации метана в заметных количествах отмечается в конце стадии МК2 (= 0,9 %), когда общие потери массы ОВ достигали 37 %, выход CO2- до 20 %, а метана не более 3 %, т.е. на этапе ПК1-МК2 выделилось почти 2/3 летучих веществ, считая на весь интервал градаций ПК1-АК3.

Автором произведены расчеты эмиграционного потенциала при катагенезе углей Донбасса в интервале максимальных глубин погружения 3,5-8,0 км (табл.3). Эти данные позволили получить уравнение множественной связи:

(= 0,98; = 0,68;=0,75).

Это уравнение может быть использовано для оценки эмиграционного потенциала метанообразования гумусовых углей.

Для характеристики эмиграционного потенциала газообразования при катагенезе материнских пород с керогеном III типа преобразуем уравнение (14):

Здесь принято, что превращения керогена III типа аналогичны таковым гумусовых углей Донбасса, т.е. по сравнению с материнскими породами с керогеном I-II типов на долю метана и его гомологов приходится примерно 1/3 общих эмиграционных потерь.

Для определения коэффициента аккумуляции УВ-газа в ловушках () использовались данные по 15 ОПБ: Iд типа - Таранаки, Новая Зеландия (), Сейбл, газоконденсатное месторождение Вентче (J3); IIд типа - Баренцевский (J), Дампьер, Австралия (Т3), Свердруп, Гекла (Т3-2), Карачаганак-Кобландинский  , Астраханский (С2), Днепровско-Донецкий (C1); IIIд типа - Льянос, Гузиана, Колумбия , Сахаро-Ливийский, Хасси-Р'Мель (Т3-2), По, Малосса (Т2), Вилюйский (Т12), Куперс-Крик, Австралия (P1), Фрисландский, Нидерланды (С2); IVд типа - Аквитанский, Адур (J3). Во Фрисландском прогибе и ОПБ Куперс-Крик газопроизводившими были пласты каменных углей, поэтому эмиграционный потенциал  определялся по уравнению (15). В ОПБ Таранаки, Баренцевском, Днепровско-Донецком, Льянос, Вилюйском и Аквитанском УВ-газ продуцировал кероген III типа, и значения рассчитывались по уравнению (16). Материнские породы с керогеном I-II типов установлены в ОПБ Сейбл, Свердруп, Карачаганак-Кобландинском, Астраханском, Дампьер, По, Сахаро-Ливийском, и значения  определялись по уравнению (14). Толщины газопроизводивших углей составляли 20-200 м, остальных газопроизводивших пород - 50-650 м. При определении всех параметров газопроизводивших пород использовались те же принципы, что и для нефтепроизводивших пород. Низким газовым эмиграционным потенциалом (12,1-27,2 м3/т породы) характеризуются материнские породы ОПБ Сейбл, Таранаки, Баренцевского, Свердруп, Днепровско-Донецкого, Вилюйского, Куперс-Крик и Фрисландского; средним (39,9-50,4) - ОПБ Дампьер, Льянос, Аквитанского и высоким (66,0-121,0) районов Карачаганак-Кобландинского, Астраханского, Хасси Р'Мель, Малосса.

Связь между и отличается довольно высоким коэффициентом корреляции (0,80) и имеет вид уравнения:

Это уравнение можно рекомендовать при оценке перспективных и прогнозных ресурсов УВ-газа в резервуарах I группы (геологически однородных). По аналогии с аккумуляцией УВ нефтяного ряда для резервуаров II группы (геологически неоднородных) предлагается приближенная формула:

Формирование газоконденсатных скоплений нижнемелового горизонта Западного Предкавказья обязано двум газоматеринским толщам - нижнемеловой, которая распространена повсеместно, и юрской, отсутствующей в северной части региона. Альб-аптские газопроизводившие породы распространены на площади 20 тыс. км2 при средней глубине 3,3 км и средней толщине 180 м;= 2,3 т/м3; Сорг = 1,4 %;= 1,90; Д - 0,36;=0,0243.

а максимально возможное значение = 0,063. За счет альб-аптских глинистых пород в ловушках региона накопилось газа: Vгг = 0,063 • 0,0243 • 9,4•2,3 • 180•20 = 119,2 млрд. м3.

Начальные геологические запасы газа составляли 375,7 млрд. м3.Следовательно, 256,5 млрд. м3 газа аккумулировалось в ловушках региона за счет генерации в породах средней и нижней юры, что подтверждает предположения А.В.Бочкарева (1995).

В табл. 4 приведены примеры подсчета ресурсов нефти хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода, которые характеризуют ОПБ lд-IVд типов, причем выбраны наиболее сложные объекты, принадлежащие преимущественно к II группе. В западной части Сулакской впадины трещинные коллекторы эоцена и верхнего мела перекрываются нижнемайкопскими нефтематеринскими глинами, которые продуцировали до 660 млн. т микронефти. Пологие структурные ловушки здесь могут содержать минимум 12 млн. т прогнозных ресурсов нефти. Основные геологические запасы нефти кумского горизонта Западно-Кубанского прогиба уже открыты в пределах южного борта (54 млн. т), поэтому можно рассчитывать на приращение более 2 млн. т нефти. Весьма перспективными являются хадуминиты Восточного Предкавказья. На территории Восточного Ставрополья они могут содержать более 70 млн. т нефти. В стратиграфических ловушках среднеюрских отложений Восточно-Кубанской впадины прогнозируется до 13 млн. т нефти. В нижнетриасовом комплексе Прикумской НГО перспективные ресурсы по отдельным блокам предполагаются от 11 до 27 млн. т. В Курейской синеклизе Сибирской платформы сосредоточено до 400 млн. т нефти. Предполагается нефть в промышленных количествах и на территории Центрального прогиба Армении (до 90 млн. т в комплексах палеогена и верхнего мела). Более 50 млн. т нефти можно еще открыть в нижнекембрийском и вендском комплексах Предпатомского прогиба Сибирской платформы.

Интересно сопоставить результаты подсчета прогнозных ресурсов нефти хронобаротермическим вариантом объемно-генетического метода и обычным объемным методом, произведенным Г.Л. Долтоном, К.Дж. Бердом, Р.А. Кровелли (1987) на территории 1002 Арктического склона Аляски [3]. В районе Томсон-Кемик геофизическими методами прогнозируются стратиграфические ловушки в песчаных резервуарах нижнего мела. Песчаник Кемик перекрывается и подстилается глинистыми сланцами Пеббл (баррем) и Кингак (берриас-верхняя юра). Эта площадь соседствует с шельфовым районом Пойнт-Томсон (IД тип) и может быть отнесена к IIд типу. По нашим данным прогнозные ресурсы нефти составляют 64 ± 38 млн. т, а по данным Г.Л. Долтона и др. (1987) - 39 млн. т (средняя оценка). Район складчатой формации Эллесмериан (нижний карбон-неоком) включает в основном структурные ловушки в песчаных резервуарах, которые возникли вследствие развития пликативных и разрывных дислокаций кряжа Брукс. Нефтематеринские глинистые породы верхней и нижней юры содержат кероген II типа, а нижнего триаса и нижнего миссисипия - III типа. Всего нами прогнозируется до 836 млн. т нефти, а Г.Л. Долтоном и др. (1987) - 936 млн. т. Как видно, совпадение результатов очень хорошее, тем более, если учесть, что находящийся в основании осадочного чехла комплекс карбонатных пород от девона до протерозоя принят в качестве газопродуктивного (Д >= 0,75).

Нами определены начальные геологические ресурсы нефтяного попутного газа по объектам Сулакской впадины, Западно-Кубанского прогиба, Прикумской НГО, Среднеобской НГО, Курейской синеклизы, Приереванского прогиба, Предпатомского прогиба и территории 1002 Арктического склона Аляски. Коэффициенты аккумуляции УВ-газа определялись в большинстве случаев как минимальные по уравнению для резервуаров II группы (18) и варьировали в пределах 0,027-0,092. Для однородных резервуаров территории 1002 Арктического склона Аляски использовалось уравнение (17), где значения  = 0,110-0,234. В ловушках нижнемеловых отложений территории 1002 Арктического склона Аляски прогнозируется 28 ± 16 млрд. м3 газа, что довольно близко к средней цифре ресурсов по данным Г.Л. Долтона и др.(1987) - 43,6 млрд. м3. В районе складчатых пород формации Эллесмериан предполагаются 408 млрд. м3 газа, что соответствует их оценкам в размере 415 млрд. м3 при вероятности 0,5.

Результаты подсчета ресурсов свободного УВ-газа приведены в табл.5. Для глубокозалегающих объектов Восточно-Кубанской впадины и Западно-Кубанского прогиба значения коэффициента аккумуляции газа определялись по формуле (18), так как в них отсутствуют крупные ловушки УВ. Значения =0,047-0,076. В толщах Терско-Сунженской антиклинальной зоны, впадин Анадарко и Пайсенс существуют крупные структурные ловушки, оцененные геологическими и геофизическими методами. Поэтому для них использовалась формула (17), по которой получены значения от 0,145 до 0,176. По данным П. Кроу (1979) потенциальные ресурсы газа в газовой нижней зоне впадины Анадарко превышают 3 трлн. м3 , что подтверждается и нашими расчетами. Следовательно, недра Восточно-Кубанской впадины содержат еще около 80 млрд. м3 газа, а Западно-Кубанского прогиба - более 800 млрд. м3. В карбонатном коллекторе оксфорда-кимериджа западной части Терско-Сунженской зоны прогнозируется свыше 90 млрд. м3, а в восточной части - более 300 млрд. м3 УВ-газа с высокими концентрациями H2S и СO2 .

Таким образом, проведенное исследование на большом фактическом материале подтверждает современные представления о ведущей роли динамокатагенеза в нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении. Разработанный нами хронобаротермический вариант объемно-генетического метода позволяет на новой основе производить оценку прогнозных и перспективных ресурсов нефти и газа в любых осадочно-породных бассейнах земного шара.

Литература

1.            Неручев С.Г. Методы оценки нефте- и газоматеринского потенциала седиментитов. - М.: Наука, 1982.

2.            Masters J.A. Lower Cretaceous Oil and Gas in Western Canada -Elmworth / Case study of a DeepBasin Gas Field, Tulsa, Okla. - 1984. -P. 1-38.

3.            Petroleum Geology of the Nor-then Part of the Arctic National wildlife Refuge Northeastern Alaska/ K.J. Bird and L.B. Magoon // U.S. Geological Syrvey Bulletin 1778. - 1987. -329 p.

Abstract

The present article deals with classification of sedimentary-rock basins of the World by extent of tectonodynamic activation, parameters of oil-generation zone in basins of different types, new procedures of calculating oil and gas emigration potential of source rocks, chromobarothermal variant of volumetric-genetic method of calculating hydrocarbon resources. Figures of promising and prognostic oil and gas resources are given for a number of basins.

 

Таблица 1 КЛАССИФИКАЦИЯ ОПБ ЗЕМНОГО ШАРА ПО СТЕПЕНИ ТЕКТОНОДИНАМИЧЕСКОЙ ВОЗБУЖДЕННОСТИ

Тип

Степень тектонодинамической возбужденности

Глубина залегания горизонтов, км

Число изученных интервалов

Уравнение регрессии

Коэффициент корреляции

Iд

Очень слабая

0,4-6,3

568

0,79

IIд

Слабая

0,4-8,4

819

0,81

IIIд

Умеренная

0,4-9,4

681

0,82

IVд

Повышенная

0,3-6,6

535

0,84

Vд

Сильная

0,2-6,2

412

0,87

VIд

Очень сильная

0,2-4,6

58

0,85

VIIд

Максимальная

0,4-4,0

30

0,87

 

Таблица 2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭМИГРАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА НЕФТЯНОГО ПОПУТНОГО ГАЗА

Регион, возраст нефтегазоматеринских пород

Число месторождений

Д

Сорг, %

, м3

, м3 газа/т породы

Выход газа, м3 /кг микронефти

ОПБ Iд типа

Калифорния,

9

1,80

0,37

3,0

300

35,4

2,3

Жанна-д'Арк, J3

1

2,38

0,38

3,0

200

35,3

1,6

ОПБ IIд типа

Апшероно-Хадыженский,

7

1,58

0,34

1,5

170

4,7

1,2

Западно-Кубанский прогиб,

4

1,60

0,39

3,0

245

29,3

1,8

Прикумский, K1al

2

1,94

0,35

1,0

60

3,0

0,4

Прикумский, К1а-br

8

1,95

0,37

1,0

175

13,0

1,2

Прикумский, J3-2

4

1,90

0,38

2,0

150

15,3

1,0

Сирт, К2

2

1,84

0,42

1,9

110

16,0

0,8

Арктический склон Аляски, K1

4

1,80

0,43

3,0

400

70,6

2,9

Реконкаво, K1

7

1,74

0,40

1,0

100

9,2

0,7

Норвежский сектор

2

1,96

0,39

2,2

280

37,0

2,1

Северного моря, J3

 

 

 

 

 

 

 

Каратон-Тенгизский, C1

1

2,39

0,65

2,0

580

259,0

4,2

ОПБ IIIд типа

Терско-Сунженский,

8

2,00

0,44

2,0

400

75,7

3,1

Терско-Сунженский, K1al-a

4

2,00

0,44

1,0

420

67,9

3,2

Паудер-Ривер, K1al

1

1,62

0,37

2,0

100

7,1

0,7

Венский грабен, J3

5

1,90

0,54

1,8

290

38,7

2,3

Алжирская Сахара, S

4

1,82

0,49

7,0

275

92,0

2,0

ОПБ IVд типа

Западно-Канадский прогиб, К2

3

1,63

0,40

1,5

110

9,9

0,7

Западно-Канадский прогиб, D3

9

2,44

0,70

1,5

400

206,0

3,1

 

Таблица 3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭМИГРАЦИОННОГО ПОТЕНЦИАЛА МЕТАНООБРАЗОВАНИЯ ПРИ КАТАГЕНЕЗЕ ГУМУСОВЫХ КЛАРЕНОВЫХ УГЛЕЙ КАРБОНА ДОНБАССА

Максимальная глубина погружения, км

 ,%

Д

Остаточный выход метана qCH4, м3

Коэффициент эмиграции метана

Начальный выход метана,м3

Эмиграционные потери метана,, м3

Сумма эмиграционных потерь метана, м3

Сорг, доли ед.

Эмиграционный потенциал углей по метану, м3

3,5

1,0

2,07

0,38

19

0,05

20

1

1,0

0,5

0,84

0,3

4,0

1,4

2,25

0,52

25

0,10

28

3

8,0

12

0,87

7,3

4,5

2,0

2,46

0,68

27

0,15

32

5

16,0

40

0,88

24,6

5,0

2,6

2,68

0,86

29

0,20

36

7

25,0

88

0,88

54,2

5,5

3,0

2,94

0,91

31

0,25

41

10

27,5

138

0,89

86,0

6,0

3,4

3,21

0,94

34

0,30

49

15

29,0

218

0,89

135,8

6,5

4,2

3,52

1,18

32

0,35

49

17

41,0

348

0,89

216,8

7,0

4,9

3,86

1,28

28

0,40

47

19

46,0

437

0,89

272,2

7,5

5,3

4,27

1,24

26

0,42

45

19

44,0

418

0,90

263,3

8,0

5,6

4,68

1,16

24

0,44

43

19

40,0

408

0,90

257,0

 

Таблица 4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ

Регион

Тип ОПБ

Нефтепроизводившие породы

Эмиграционный потенциал , кг микронефти/т породы

Модуль сохранения эмигрировавшей микронефти

Общее количество эмигрировавшей микронефти , млрд. т

Плотность эмиграции микронефти с 1 км2, млн. т

Вероятный коэффициент аккумуляции нефти

Начальные геологические ресурсы нефти в смежных коллекторах,, млн. т

Возраст, млн. лет

Толщина, м

Сорг, %

Глубина залегания, км

Площадь распространения, тыс. км2

Д

Западная часть Сулакской впадины

Iд

, 34,5

20

3,0

6,5

2,5

0,39

2,03

20,6

0,295

0,66

0,33

0,045

30±18

Западно-Кубанский прогиб

Iд

, 42

150

3,0

6,5

3,0

0,44

2,10

28,8

0,267

9,34

3,10

0,015

140±84

Восточное Ставрополье

IIд

, 33

100

3,5

2,5

35,0

0,29

1,57

2,9

0,304

7,10

0,20

0,010

71 ±43

Восточно-Кубанская впадина

IIд

J2, 160

50

2,3

5,2

3,5

0,44

2,24

14,0

0,145

0,89

0,25

0,015

13±8

Озексуатско-Величаевский

IIIд

Т1, 225

30

1,6

3,7

2,7

0,41

2,00

18,8

0,128

0,47

0,17

0,024

11±7

Ногайский

IIIд

T1, 225

30

2,2

4,6

3,5

0,53

2,20

40,8

0,128

1,37

0,39

0,020

27±16

Бажиганско-Чернорынковский

IIIд

Т1, 225

30

1,0

5,0

2,0

0,58

2,30

45,4

0,128

0,89

0,44

0,020

18±11

Курейская синеклиза

IIIд

S, 430

20

2,5

3,5

70,0

0,48

1,8

30,5

0,101

9,92

0,14

0,040

397±238

Центральный прогиб Армении

IVд

, 34

300

1,0

2,5

4,0

0,39

1,37

2,6

0,299

2,05

0,51

0,010

21±12

-

IVд

, 40

20

0,9

3,5

4,0

0,57

1,50

13,0

0,273

0,68

0,17

0,010

7±4

"

IVд

, 66

200

0,8

4,5

4,0

0,62

1,79

15,5

0,211

6,54

1,64

0,010

65±39

Предпатомский прогиб

IVд

600

100

0,6

2,8

80,0

0,38

2,00

11,0

0,091

19,22

0,24

0,007

134±81

Территория 1002 Арктического склона Аляски

IIд

К1, 126

40

2,0

5,6

1,3

0,52

2,12

37,9

0,159

0,80

0,61

0,080

64±38

"

IIIд

J3, 136

20

1,7

4,0*

4,7

0,64

1,65

50,8

0,154

1,84

0,39

0,090

165±99

-

IIIд

J1, 190

20

1,7

4,2*

4,7

0,65

1,73

53,1

0,135

1,69

0,36

0,240

406±244

"

IIIд

Т1, 220

40

0,9

4,4*

4,7

0,66

1,81

18,6

0,128

1,13

0,24

0,160

180±108

"

IIIд

С1, 355

40

1,8

5,5*

4,7

0,70

2,23

26,7

0,108

1,41

0,30

0,060

85±51

Максимальная палеоглубина.

 

Таблица 5 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА

Регион

Тип ОПБ

Газопроизводившие породы

Эмиграционный потенциал УВ-газа  ,м3породы

Модуль сохранения эмигрировавшего УВ-газа

Общее количество эмигрировавшего УВ-газа млрдм3

Плотность эмиграции УВ-газа с 1 км2, млрд. м3

Вероятный коэффициент аккумуляции свободного газа

Начальные геологические ресурсы газа в смежных коллекторах  млрд. м3

Возраст, млн. лет

Толщина, м

Сорг,%

Глубина залегания, км

Площадь распространения, тыс. км2

Д

Восточно-Кубанская впадина

IIд

J2, 165

50

2,3

5,2

3,5

0,50

2,24

33,4

0,0203

303

0,09

0,051

15±9

"

IIд

Т2, 218

100

2,2

6,5

4,0

0,70

2,78

67,6

0,0183

1300

0,32

0,049

64±38

Западно-Кубанский прогиб

IIIд

 ,45

100

1,0

7,0

3,0

0,80

2,27

61,8

0,0366

1840

0,61

0,047

86±52

»

IIIд

К1, 108

300

2,0

8,0

7,0

0,90

2,81

86,9

0,0242

12056

1,72

0,076

916±550

»

IIIд

J2, 165

200

2,3

8,0

10,0

1,00

3,04

103,1

0,0203

11469

1,15

0,057

654±392

»

IIIд

Т2, 218

100

2,2

8,5

6,0

1,05

3,84

127,7

0,0183

3850

0,64

0,060

231±139

Запад Терско-Сунженской зоны

IIIд

J2-3, 155

30

3,0

7,5

3,5

0,90

3,00

93,4

0,0208

553

0,16

0,163

90±54

Восток Терско-Сунженской зоны

IIIд

I2-3, 155

30

3,0

8,0

9,5

0,95

3,05

111,7

0,0208

1807

0,19

0,172

311±186

Впадина Анадарко, США

IIIд

О, 480

120

0,7

8,5

25,0

0,95

4,00

118,9

0,0139

13635

0,55

0,176

2400±1440

Впадина Пайсенс, США

IVд

К2, 73

40

Уголь

3,8

19,0

0,79

2,07

32,7

0,0288

1074

0,06

0,145

156±93