|
© В.Н. Боровиков, 2005 |
СИСТЕМНЫЙ БАЗИС ПАРАГЕНЕЗИСА ГЕОПОЛЕЙ ПРОДУКТИВНОГО И НАДПРОДУКТИВНОГО КОМПЛЕКСОВ
В.Н. Боровиков (ИПНГ РАН)
Развитие геохимических методов поисков месторождений нефти и газа показывает эффективность их ориентации на оценку пространственно-временной связи геополей продуктивной и надпродуктивной частей разреза в параметрах эволюции геосреды.
В этой связи перспективным направлением представляется модельная типизация геосреды нефтегазонакопления на основе моделирования хронологических и морфологических связей геополей с целью оценки руководящих хроно- и морфогенотипов парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов.
Методологической основой моделирования формирования геохимических полей может служить историко-генетический подход к оценке генерации, миграции и аккумуляции УВ в процессе эволюции ОВ. В соответствии с этим формируемые в процессе эволюции ОВ разноуровневые геополя продуктивного и надпродуктивного комплексов в силу их парагенезиса характеризуются единством морфологических и хронологических связей, что выражается в морфологической и хронологической структурах геополей, определяемых руководящим морфохроногенотипом.
Принципиальной основой интеграции геополей осадочного разреза может служить концепция парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов на принципах системного анализа геосреды.
Системный анализ как идеология и методология изучения геосреды ориентирован на оценку целостности объекта исследований как на фиксируемый момент, так и в процессе его изменения во времени (А.Н. Дмитриевский). В этой связи исторический подход как оценка эволюции геосреды является его неотъемлемой частью и может рассматриваться как инструмент оценки динамической составляющей системного анализа.
Применительно к решаемой задаче - оценке парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов - принципы системно-исторического анализа геосреды послужили основой разработки специализированной методологии интеграции хроногенетических и морфогенетических факторов мобилизации УВ.
Парагенезис геополей обусловлен генетическим единством их формирования в процессе эволюции системы ОВ - залежь - УВ-аномалия, что определяет единство процессов деструкции ОВ, мобилизации УВ-скоплений и их последующей диссипации.
Формирование геосистем нефтегазонакопления генетически контролируется парагенезисом геодинамических условий генерации и мобилизации УВ, определяющих полигенность и полихронность геохимических полей продуктивного и надпродуктивного комплексов.
Фактор полигенности геополей обусловлен геодинамической обстановкой продуктивного комплекса в периоды орогенезов, оказывающих двойственное влияние на характер генерации УВ: с одной стороны, они негативно воздействуют на масштабы насыщения разреза УВ за счет переформирования залежей и потери УВ в атмосферу, а с другой - позитивно в связи с синхронной тектогенезу дополнительной, механохимически (Ю.А. Пецюха) обусловленной активацией нефтепроизводящих свит. Несмотря на указанную микстэнергетическую природу генерации УВ, определяющей для оценки итоговой эффективности, генерацией УВ продуктивного комплекса является посторогенная составляющая.
Указанная полигенность геополей продуктивного комплекса транслируется субвертикально и определяет полигенную генетическую структуру надпродуктивного комплекса.
Фактор полихронности геополей может быть оценен на базе хрономоделирования геодинамической обстановки осадочных бассейнов в хронологических параметрах эволюции геосреды.
Методология хрономоделирования осадочных бассейнов и, прежде всего, зон генерации УВ рассматривалась ранее (Боровиков В.Н., 1991; 2003) и реализуется оценкой хронополей равных значений времени вхождения информативного страторепера в главную зону нефте- (ГЗН) и газообразования (ГЗГ). Время вхождения информативного репера в ГЗН или ГЗГ определяется по пересечению кривой эволюции катагенеза ОВ с граничным уровнем нефте- или газообразования. Преимущество хрономоделирования заключается, однако, не только в возможности получения новой информации о времени генерации УВ в абсолютных хронопараметрах, но в большей мере - в возможности выделения эффективной, посторогенной составляющей генерации УВ.
Полихронность формирования геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов может быть оценена на базе хрономоделирования обстановок генерации, мобилизации УВ и их последующего рассеивания.
Таким образом, реконструкция парагенетической связи геополей с единым источником возмущений основывается на пространственно-временной корреляции структуры геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов, определяемой их морфо- и хроногенотипами.
Апробация принципов индикации хроно- и морфогенотипов парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов реализована на примере Средиземноморского и Каспийского регионов, характеризующихся как общностью, так и специфичностью обстановок нефтегазонакопления.
Область исследований в геотектоническом отношении охватывает перикратонные окраины древних платформ - эпикарельской Восточно-Европейской и докембрийской Африканско-Аравийской, разделенных альпийско-варисцийским Средиземноморско-Гималайским складчатым поясом - реликтом замкнувшегося палеоокеана Тетис (В.Е. Хаин и др.).
К зоне сочленения юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы и северо-восточного края Средиземноморско-Гималайского складчатого пояса приурочен Прикаспийский нефтегазоносный регион. К противоположному юго-западному краю этого пояса примыкают перикратонные части другой древней платформы - Африканско-Аравийской, с которыми связаны нефтегазоносные бассейны Западного Средиземноморья: Шелиф, Константинский и Шотт-Мельрир.
Геотектоническая общность регионов сопряжения Средиземноморско-Гималайского пояса с древними платформами в сочетании с их индивидуальным трендом развития определила целесообразность их корреляции как структурных геоаналогов.
Общим является также характер распределения теплового поля, обусловленного процессами рифтогенеза, сопровождавшегося конвективным подъемом горячего мантийного вещества, определившего аномально повышенный геотермический тренд регионов.
Однако пространственное развитие и масштабы рифтогенного прогрева осадочного чехла в этих регионах существенно различаются, локализуясь в Прикаспийском регионе в центральной части, а в Западно-Средиземноморском - по периферии.
Различны также этапы проявлений рифтогенной активности, что выражается в известной зависимости теплового потока от возраста океанической литосферы (Турконт, Мак-Кензи, Паркер).
В пределах Прикаспийского региона, принимая во внимание эпикарельский возраст консолидации фундамента, отмечается древнее формирование коры субокеанического типа в центральной части впадины, обусловленное растяжением коры, вызвавшим исчезновение "гранитного" слоя и образование базальтового "окна".
В Западно-Средиземноморском регионе, напротив, фиксируется молодая океаническая кора, формирование которой связано с растяжением древней мезозойской коры в новейшее время - 20-10 млн. лет (Е.В. Вержбицкий).
Как в Прикаспийском, так и в Западно-Средиземноморском регионе формирование коры океанического типа сопровождалось аномально повышенным геотермическим режимом недр, вызвавшим эскалацию реализации генерационного потенциала.
Различия в возрасте формирования океанической коры - древнем в Прикаспийском и молодом в Западно-Средиземноморском регионах - обусловили разное проявление катагенеза ОВ во времени и пространстве.
Приведенные общность и специфичность геодинамического режима нефтегазообразования, обусловленного характером сопряжения Средиземноморско-Гималайского пояса с древними платформами, определили перспективность апробации принципов моделирования хроногенетических и морфогенетических аспектов парагенезиса геополей в этих регионах.
Хроногенетические аспекты парагенезиса геополей
Хроногенетические принципы моделирования геополей продуктивного комплекса контролируют хронологическую реконструкцию катагенеза ОВ, что позволяет определять динамику во времени и пространстве зон генерации, миграции УВ и нефтегазонакопления и на этой основе оценивать перспективы нефтегазоносности территории на региональном, зональном и локальном уровнях.
На региональном и зональном уровнях начало УВ-генерации в продуктивном комплексе рассчитывается по хронопараметрам вхождения информативного страторепера, обогащенного ОВ, в ГЗН и ГЗГ.
Хронологический интервал насыщения информативного репера продуктивного комплекса УВ нефтяного ряда определяется соответственно разницей времени вхождения этого репера в ГЗН и ГЗГ. По площади бассейна начало УВ-генерации выражено хронополем распределения равных значений времени вхождения этого репера в ГЗН и ГЗГ.
Хронологический диапазон УВ-насыщения продуктивного комплекса интегрально обусловлен временем пребывания в ГЗН или ГЗГ составляющих его свит - потенциальных продуцентов УВ и характеризуется полихронной структурой в силу разновременного вхождения стратореперов в ГЗН и ГЗГ.
Наряду с хронологическим диапазоном информативным параметром хроногенетической оценки УВ-насыщения продуктивного комплекса является его эффективная площадь, контролируемая геохроной посторогенной генерации УВ. В соответствии с этим оптимальная УВ-насыщенность продуктивного комплекса определяется максимальным хронологическим диапазоном УВ-насыщения в пределах зоны эффективной генерации УВ.
Структура хронополя продуктивного горизонта на региональном уровне оценки обусловлена распределением геохрон вхождения информативного репера в ГЗН и ГЗГ и имеет кольцевой характер для осадочных бассейнов депрессионного типа, определяясь дифференциацией активности прогибания страторепера.
На зональном уровне оценки структура хронополя продуктивного горизонта, являясь фрагментом регионального поля, может быть выражена как кольцевым, так и линейным хроногенотипом.
Интегральная структура хронополя генерации УВ продуктивного горизонта определяется соответственно пространственным соотношением хронополей слагающих его свит - продуцентов УВ.
Структура хронополя надпродуктивного комплекса наследует указанную дифференциацию хронополя продуктивного горизонта и выражена соответственно кольцевым или линейным распределением геохрон стационарного потока УВ из продуктивного комплекса.
Апробация принципов хроногенетической оценки хронополей продуктивного комплекса на региональном и зональном уровнях реализована в пределах Западного Средиземноморья и Прикаспия.
На региональном уровне хроногенетическая оценка УВ-насыщения продуктивного комплекса проведена в пределах Константинского бассейна Западного Средиземноморья (рис. 1).
Для этого было изучено распределение времени начала нефтеобразования по кровле юры, неокома, баррема и альба. Эффективность нефтеобразования для каждого УВ-генерирующего комплекса определялась по результатам традиционной оценки развития катагенеза ОВ во времени и пространстве, с одной стороны, и распределению геохрон вхождения в ГЗН, с другой.
Для отложений юры по результатам палеогеохимической реконструкции и распределению геохрон установлено, что их возможности были реализованы еще до субгерцинской фазы орогенеза на севере бассейна и до ларамийской фазы на остальной территории.
По кровле неокома распределение катагенеза ОВ прослежено с конца туронского времени, когда ОВ осадков неокома на значительной территории было еще незрелым. По мере погружения осадки неокома активно вовлекались в нефтеобразование в конце сенона на всей территории бассейна, а в конце эоцена большая часть территории была охвачена газообразованием за исключением узкой полосы нефтеобразования в южной части бассейна. Несмотря на значительные масштабы генерации УВ во времени и площади бассейна, ее эффективность была ограниченной и контролировалась посторогенным нефтеобразованием - геохронами ларамийской и пиренейской фаз складчатости.
Осадки баррема были вовлечены в нефтеобразование в позднемиоценовое и палеоценовое время, т.е. существенно позднее, чем нижележащие отложения неокома и юры. Современная зона катагенеза ОВ сформировалась к концу эоцена, когда зона нефтеобразования занимала центральную и южную части бассейна баррема, переходя лишь на севере в зону газообразования. Анализ распределения геохрон по кровле баррема показывает, что эффективная генерация нефтеобразования могла начаться в постпиренейский период на юге бассейна.
В кровле альб-аптского комплекса начало нефтеобразования существенно смещается по сравнению с нижележащими отложениями и фиксируется уже в палеоцене и миоцене. Зоны нефтегенерации в кровле альб-аптского комплекса формируются к концу эоцена на северо-востоке и юго-западе региона. Последующее активное прогибание до конца тортонского времени на большей части территории привело к вовлечению осадков верхнего альба в нефтеобразование. Оценка распределения геохрон корректирует размеры зоны эффективной генерации УВ. Зоны доларамийской и допиренейской генераций нефти при этом сокращаются и фиксируются лишь на севере, в то время как большая часть территории по кровле альба уже находилась в зоне эффективной генерации.
Таким образом, приведенная комплексная оценка развития катагенеза ОВ и распределения геохрон свидетельствует о существенной коррекции площади зон нефтеобразования для всех генерирующих комплексов. В результате оценки эффективности генерации УВ площадь потенциально перспективных земель существенно сократилась и контролируется геохроной последнего орогенеза.
Результаты хроногеохимической оценки свидетельствуют о гетерогенном (материнские свиты неокома, альба, апта и сеномана) и полициклическом характере нефтеобразования в пределах бассейна.
В соответствии с этим хронополе УВ-насыщения продуктивного комплекса характеризуется полигенной и полихронной природой генерации УВ, определяясь широким стратиграфическим диапазоном свит- продуцентов УВ и разновременной реализацией УВ-потенциала.
На зональном уровне хроногенетическая оценка реализована в западной бортовой части Прикаспийской впадины, в пределах Астраханского свода, где по комплексу хронопараметров было изучено распределение времени вхождения кровли среднекаменноугольных отложений (С2) в ГЗН и ГЗГ (рис. 2). Распределение хронопараметров вхождения кровли С2 фиксируется в диапазоне 240-85 млн лет, т.е. от пфальцской до субгерцинской фаз орогенеза включительно. Поле геохрон вхождения кровли С2 в нефтяное окно характеризуется аномальной зоной пониженных значений субширотного простирания в пределах Володарской структуры, где выявлен изометричный участок наиболее позднего постсубгерцинского времени вхождения кровли С2 в ГЗН.
Время вхождения кровли С2 в ГЗГ фиксируется в диапазоне от 192 млн лет до 0, т.е. до современного этапа. Поле геохрон вхождения этого репера в ГЗГ характеризуется двумя зонами предларамийского и предпозднекиммерийского этапов, разобщенных в центральной части свода обширной субширотной зоной современного нефтеобразования.
Выявленная субкольцевая зональность распределения полей геохрон вхождения в ГЗН и ГЗГ коррелируется со структурами кровли и подошвы нефтяного окна, характеризующимися субширотной зоной повышенных значений его глубин в центральной и северо-западной частях свода. Указанная морфоструктура нефтяного окна генетически определяется геометрией сопряжения поверхности среднекаменноугольных отложений с нижней границей ГЗН. Согласно этому, по распределению глубин нижней границы ГЗН и кровли среднекаменноугольных отложений в центральной части свода выделяется зона современной генерации нефти, что обусловлено замедленным катагенезом ОВ за счет охлаждающего эффекта активного галокинеза.
Таким образом, в пределах Астраханского свода выявлена субкольцевая зональность распределения геохрон вхождения кровли С2 в ГЗН и ГЗГ с двумя очаговыми зонами раннего кататенеза ОВ в северо-восточной и юго-западной частях свода, разделяющихся субширотной зоной современного нефтеобразования.
Приведенная хроногенетическая специализация подсолевых отложений Астраханского свода обусловила фазовую дифференциацию УВ-скоплений субкольцевого типа (Боровиков В.Н., 2003).
На локальном уровне возможность хрономоделирования геополей надпродуктивного комплекса основывается на определении хронопараметров качественного изменения петрофизических свойств пород, обусловленных воздействием УВ-потока от залежей.
В соответствии с этим расчет хронопараметров УВ-потока в надпродуктивном комплексе на локальном уровне реализуется оценкой времени изменения петрофизических свойств осадков под воздействием УВ-потока от залежей.
Методически эти хроно-параметры определяются по пересечению кривой эволюции петрофизических свойств осадков информативного страторепера с «нормальным», т.е. неизмененным этим воздействием уровнем. В соответствии с этим, пространственное развитие хронополей аномальных вариаций петрофизических свойств осадков надпродуктивного комплекса, генетически обусловленных воздействием УВ-потока от залежей, позволяет выявлять источник УВ-возмущений и этим способствует локализации залежей.
Хроноструктура геополей в надпродуктивном комплексе на локальном уровне оценки обусловлена также характером сопряжения в разрезе ослабленных зон - каналов миграции УВ и локальных экранов и характеризуется в зависимости от этого субкольцевым, сублинейным или мозаичным хроногенотипом.
Наличие в разрезе тектонически и литологически ослабленных зон, с одной стороны, и локальных экранов, с другой, определяет соответственно ускорение или замедление процессов переноса УВ в надпродуктивном комплексе, выраженное распределением геохрон равных значений времени УВ-насыщения надпродуктивного комплекса за счет УВ-потока от залежи.
Морфогенетические аспекты парагенезиса геополей
Морфогенетические аспекты парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов определяют зависимость УВ-насыщения от морфогенеза геополей, что позволяет оценивать их на региональном, зональном и локальном уровнях.
На региональном уровне морфологическая и генетическая структуры геополей определяются геометрией сопряжения нефтяного окна с толщей осадков, обогащенных ОВ (рис. 3).
По мере вхождения осадков, обогащенных ОВ, в зону нефтеобразования от краевых частей бассейна к его центральной части на региональном уровне выделяются зоны генерации УВ и нефтегазонакопления, которым отвечают их геоаналоги в геохимических и геофизических полях.
Особенности распределения интенсивности УВ-насыщения геохимических полей позволяют выделить два принципиально возможных типа полей – нормальное и ослабленное, обусловленные соответственно полным или сокращённым объемом сопряжения нефтяного окна с горизонтом, обогащённым ОВ.
На зональном уровне парагенетическая связь геохимических и геофизических полей выражена зависимостью морфологической структуры геополей (морфогенотипа) от аномалиеобразующего объекта (рис. 4).
В соответствии с этим в пределах зоны нефтегазонакопления формируются геополя, структура которых определяется характером сопряжения нефтяного окна с горизонтом, обогащенным ОВ.
В зависимости от геометрии сопряжения нефтяного окна с обогащенным ОВ горизонтом формируются геополя субкольцевой или сублинейной структуры.
Независимо от указанного характера сопряжения УВ-насыщенность обусловлена полнотой сопряжения нефтяного окна с горизонтом, обогащенным ОВ, что определяет формирование геополей нормального или ослабленного типа.
Указанные логические модели убедительно иллюстрируются практическими примерами их реализации в зонах нефтегазонакопления Западного Средиземноморья (бассейнов Константинский и Шотт-Мельрир) и в пределах Западного Прикаспия.
В пределах Константинского бассейна обстановка формирования геохимических полей в зависимости от структуры сопряжения нефтяного окна с горизонтом, обогащенным ОВ, прослежена во времени в пределах палеоподнятия Ферриана (рис. 5). На конец мелового периода альбский комплекс, обогащенный ОВ, лишь в своей нижней части находился в зоне нефтяного окна, что определило изометричную форму геополя ослабленного типа по насыщенности УВ.
Начиная с конца палеогена до современного этапа, по характеру сопряжения нефтяного окна с альбским комплексом в пределах зоны Ферриана фиксируется уже субкольцевое поле с максимальным УВ-насыщением по периферии, в то время как в центральной части этой зоны УВ-насыщенность минимальна до полного отсутствия, что связано с усилением в этот период тектонических движений, выведших альбский комплекс в ядра антиклиналей гипсометрически выше нефтяного окна.
В пределах бассейна Шотт-Мельрир результаты хроногеохимических реконструкций позволили выявить сублинейный морфогенотип зональности геохимического поля (рис. 6).
Сопряжение нефтяного окна с альбским комплексом прослеживается в пределах северной краевой части бассейна с конца палеогена, когда в зоне нефтеобразования находились лишь осадки юры. На современном этапе моноклинально залегающий альбский комплекс лишь в своей погруженной части находится в зоне нефтеобразования. Характер сопряжения нефтяного окна с моноклинально погружающимся альбским комплексом обусловил сублинейный морфогенотип геохимического поля с максимальным УВ-насыщением в зоне их наибольшего сопряжения.
Именно в этой зоне оптимального УВ-насыщения, сформировавшейся в постпалеогеновое время, т.е. эффективной относительно пиренейского орогенеза, было выявлено нефтяное месторождение Растумб.
Приведенные примеры палеогеохимических реконструкций демонстрируют возможности прогноза на зональном уровне оценки, что подтвердилось выявлением нефтяных месторождений Растумб и Гуэгит-Эль Кихаль.
В пределах Астраханского свода характер сопряжения нефтяного окна со структурой подсолевых отложений характеризуется субкольцевым морфогенотипом. В центральной части зоны сопряжения отмечается наиболее полное участие среднекаменноугольных отложений в генерации УВ, в то время как по периферии свода эти осадки лишь частично находятся в зоне нефтяного окна. Указанный характер сопряжения обусловил формирование центральной изометричной зоны оптимального УВ-насыщения, обрамляемой по периферии зоной ослабленного УВ-насыщения.
Таким образом, указанная генетическая зависимость является основой индикации руководящего морфогенотипа, что позволяет прогнозировать пространственное развитие зон нефтегазонасыщения на региональном и зональном уровнях оценки.
На локальном уровне методологической основой унификации использования и интерпретации различных видов геоинформации может служить концепция парагенезиса различных геополей в системе залежь УВ - геоаналог.
При таком системно-генетическом подходе фиксируемые различными геофизическими и геохимическими методами поля представляют собой систему геоаналогов, рефлекторно отражающих образ залежи и функционально связанных как между собой, так и с единым источником возмущений.
Логической основой унификации моделирования геохимической и геофизической обстановок служит генетическая общность проявления геохимических и геофизических полей, обусловленная единством морфологических и генетических особенностей их структуры. Это связано с единым механизмом трансформации геологической среды над залежью под действием УВ-потока. В результате субвертикального воздействия УВ-потока над залежью формируется специфическое распределение геохимических и геофизических параметров, отождествляемое с образом залежи.
Установленная в зоне месторождений физическая природа изменения структуры и интенсивности геофизических полей обусловлена проявлением вторичных процессов минералообразования в виде доломитизации и кальцитизации надпродуктивных отложений в зоне субвертикального массопереноса от залежей повышенных концентраций УВ, углекислого газа и водорода. Тем самым вторичные процессы изменяют петрофизические свойства отложений, фильтрующих рассеянные УВ, которые, в свою очередь, отражаются в параметрах и структуре геофизических полей.
Основой определения пространственно-генетических отношений между полями концентрации на различных уровнях надпродуктивного разреза является их функциональная зависимость от структурного фактора. Структура геополей надпродуктивного комплекса наследует морфогенотип продуктивной части разреза и коррелируется со структурой приповерхностного поля, обусловленной характером эрозионного среза (рис. 7).
В соответствии с этим оценка нефтегазоносности базируется на результатах моделирования геохимической и геофизической обстановок надпродуктивного комплекса в зависимости от эрозионного среза опорного горизонта, определяющего структуру приповерхностного морфогенотипа: субкольцевую в случае антиклинального среза и сублинейную при моноклинальном срезании опорного горизонта (Боровиков В.Н., Кузнецов О.Л., Петухов А.В. и др., 1983).
В случае кольцевой зональности от центральной части к периферическому замыканию аномалии последовательно сменяются зоны разгрузки, характеризующиеся специфическим распределением контрастности по различным УВ-компонентам. Углеводородные аномалии, связанные с антиклинальными залежами, характеризуются субкольцевым морфогенотипом приповерхностных геохимических полей, различающихся по уровню контрастности эффектов и удаленности зон их разгрузки от аномалиеобразующего объекта. В этой связи последовательная реконструкция вариаций морфогенотипов от дневной поверхности до залежи с учетом тренда развития региона (инверсионного или унаследованного) может служить основой индикации типа ловушки.
Модель сквозного субвертикального соответствия геополей наблюдается в случае устойчиво унаследованного тренда развития региона, в то время как инверсионный тренд обусловливает смещение в плане УВ-аномалии и залежи. В соответствии с этим выявление механизма сопряжения геополей во времени и пространстве позволяет последовательно реконструировать характер соподчинения геополей надпродуктивного комплекса, контролирующего наследственную структуру геосреды в зависимости от типа залежи.
Характер субвертикального сопряжения разноуровневых геохимических и геофизических полей изучен в пределах Восточного Прикаспия, где выявлены соответствие и смещение в плане УВ-аномалий и залежей. Соотношение в плане выявленных УВ-аномалий и залежей определяется реальными геологическими условиями надпродуктивного разреза: физико-химической обстановкой, характером распределения внутриформационных экранов, наличием разрывных нарушений. В зависимости от проявления этих факторов мобилизация УВ-аномалий развивается в субкольцевых, сублинейных и изометричных полях.
Моделирование механизма формирования полиуровневых геополей в пределах Восточного Прикаспия позволило установить две принципиальные модели формирования геохимических полей - с субвертикальным соответствием и смещением в плане, обусловленные соответственно сквозным или сопряженным развитием каналов массопереноса УВ через внутриформационные покрышки и региональный соленосный экран (Боровиков В.Н., Стадник Е.В., Старобинец И.С., 1992).
Примером субвертикального соответствия геохимических полей в плане является обстановка на месторождении Кенкияк, где установлено наличие сквозных тектонически и литологически ослабленных зон, что способствовало формированию залежей и связанных с ними УВ-аномалий в широком стратиграфическом диапазоне.
Примером модели со смещением в плане вторичных скоплений УВ и связанных с ними УВ-аномалий может служить геолого-геохимическая обстановка на месторождении Жанажол. Характерной особенностью этой модели является оптимальное экранирование субвертикального пространства над первичными скоплениями, что обусловило отсутствие в надсолевом комплексе скоплений УВ и смещение в плане установленных УВ-аномалий.
Таким образом, использование принципов индикации хроно- и морфогенетической связи геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов на основе модельной типизации геосреды позволяет выявлять области мобилизации УВ на региональном, зональном и локальном уровнях оценки.
Приведенные теоретические и методические аспекты оценки парагенезиса геополей продуктивного и надпродуктивного комплексов в практическом отношении позволяют проводить районирование бассейна по степени УВ-насыщенности разреза в зависимости от пространственно временных факторов парагенезиса геополей и на этой основе оптимизировать оценку перспектив нефтегазоносности региона.
The article deals with problem of geofields paragenesis of productive and superproductive complexes as methodical base of estimating HC on the basis of reconstructing time spatial correlation of geofields. This approach allows to solve the problem at regional, zonal and local levels by correlation of morphological and chronological relationships of geofields expressed in structure of saturating geofields with HC determined by morpho-and chronogenotypes.
Approbation of indication principles of chrono- and morphogenotypes of geofields paragenesis of productive and superproductive complexes was realized using as example Mediterranean and Caspian regions characterized both common character and oil and gas accumulation environment specificity.
Reported theoretical and methodical aspects of estimating geofields paragenesis of productive and superproductive complexes in practical aspect allow to conduct basin zoning by degree of HC saturation of the section against time-spatial factors of geofields paragenesis and on this basis to optimize evaluating oil and gas potential prospects of the region.
Рис. 1. ХРОНОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА РЕГИОНАЛЬНОМ УРОВНЕ (Западное Средиземноморье, Константинский бассейн)
Хроноблок распределения геохрон вхождения в ГЗН кровли отложений: А - юры, Б - неокома, В - баррема, Г- альба; 1 - скважина со значением времени вхождения кровли отложений в ГЗН, млн лет; 2-границы бассейна; 3-геохроны вхождения кровли отложений в ГЗН; 4 - геохроны, эквивалентные: а - пиренейской фазе орогенеза, б - ларамийской фазе, в - австрийской фазе; 5 - зона эффективного нефтеобразования
Рис. 2. ХРОНОГЕОХИМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА ЗОНАЛЬНОМ УРОВНЕ (Западный Прикаспий)
Хроноблок распределения времени вхождения кровли среднекаменноугольных отложений в ПЗН (Л) и ГЗГ (Б); 1 - индекс скважины с указанием времени вхождения в ГЗН/ГЗГ; 2- геохроны вхождения кровли С2 в ГЗН/ГЗГ; 3- геохроны вхождения кровли С2 в ГЗН, адекватные фазам орогенеза: а - пфалылской, б - ранне- киммерийской, в - позднекиммерийской, г-субгерцинской; 4 - геохроны вхождения кровли С2 в ГЗГ, адекватные фазам орогенеза: а - позднекиммерийской, б - ларамийской, в - субгерцинской; 5 - зона современного нефтеобразования по кровле С2; 6 - граница зоны подсчета запасов категории C1
Рис. 3. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ГЕОХИМИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ НА РЕГИОНАЛЬНОМ УРОВНЕ
1 - осадки, обогащенные ОВ; 2- нефтяное окно (ГЗН); 3- региональный геоаналог зоны генерации УВ в геохимических полях; 4 - зональный геоаналог: а - в геофизических полях; б - в геохимических полях; 5 - геофизические (АТЗ); б - геохимические УВ-аномалии; 7- залежи нефти и газа; 8- субвертикальный фронт миграции УВ из зоны нефтегазонакопления; 9 - субвертикальный поток УВ от залежей нефти и газа,- 10 - направление миграции У В в продуктивном комплексе
Рис. 4. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ГЕОХИМИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ НА ЗОНАЛЬНОМ УРОВНЕ
1 - горизонт: а - обогащенный ОВ, б- с низким содержанием ОВ; 2-залежь УВ; 3 - нефтяное окно; 4 - геохимическое поле в продуктивном комплексе нормальной (а) и ослабленной (б) интенсивности; 5 - приповерхностное геохимическое поле,- 6 - разрывные нарушения; 7- кумулятивная кривая содержания УВ,- 8 - фронт миграции УВ
Рис. 5. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ СУБКОЛЬЦЕВОЙ МОРФОГЕНЕТИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ ГЕОПОЛЕЙ НА ЗОНАЛЬНОМ УРОВНЕ (Западное Средиземноморье, Константинский бассейн)
1 - нефтяное окно; 2-направление региональной миграции УВ; 3- соляные диапиры; 4 - изолинии полноты сопряжения нефтяного окна с горизонтом, обогащенным ОВ, %
Рис. 6. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ СУБЛИНЕЙНОЙ МОРФОГЕНЕТИЧЕСКОЙ СТРУКТУРЫ ГЕОПОЛЕЙ НА ЗОНАЛЬНОМ УРОВНЕ (Западное Средиземноморье, бассейн Шотт-Мельрир)
Усл. обозначения см. на рис. 5
Рис. 7. МОДЕЛЬ ФОРМИРОВАНИЯ ГЕОПОЛЕЙ НЕПРОДУКТИВНОГО КОМПЛЕКСА НА ЛОКАЛЬНОМ УРОВНЕ
1 - горизонт: а - с сингенетичной геохимической обстановкой, б - с эпигенетичной геохимической обстановкой; 2 - шлейф миграции УВ; 3 - УВ-аномалия; 4 - вектор диффузии; 5- зональность приповерхностного поля концентрации УВ: а - кольцевого типа, б - линейного; 6- залежь УВ; 7- разрывные нарушения; 8- кумулятивная кривая: содержания СН4 (а), SТУ (б), усредненная (в)