Практическое применение тектонодинамического метода

Апробация рассмотренных определяющих показателей позволила установить наиболее оптимальные значения их для нефтегазонакопления. Вероятность заполнения структурных ловушек жидкими углеводородами и формирования нефтяных месторождений возрастает при заложении их до главной фазы генерации нефти и высоком темпе роста и контрастности (50-60 м/млн. лет и более, свыше 80-100 м/млн. лет).

Активность процессов газонакопления в локальных структурах и структурных зонах резко возрастает при скоростях и контрастности ниже указанных величин – соответственно до 25-30 и 50-60 м/млн. лет, что определяет формирование в основном газоконденсатных и газонефтяных месторождений. Значения скоростей и контрастности до 20 и до 40-50 м/млн. лет соответствуют, таким образом, лишь накоплению газа и образованию газовых залежей. Данные показатели рекомендуются также в качестве определяющих для оценки продуктивности структур на нефть или газ до ввода их в поисково-разведочное бурение.

Отмеченная оптимальная зависимость нефте- и газонакопления от факторов тектонической активности подтверждается выявлением промышленной нефтеносности на большинстве структурных ловушек, активно развивавшихся до ГФН, таких как Анастасиевско-Троицкая, Лёвкинская, Новодмитриевская, Карабулакская, Малгобекская и др., в осадочных бассейнах Скифской эпигерцинской платформы; Возейская, Усинская, Харьягинская, Западно-Тэбукская и др. в Тимано-Печорском НГБ древней Восточно-Европейской платформы; является нефтегеологической основой нового метода.

Газовые и газоконденсатные месторождения, образуемые в условиях пониженных значений тектонической активности на структурах молодого заложения: Майкопской, Тульской, Юбилейной, Южно-Советской, Советской, Каневской, Березанской, Бейсугской и др. в Азово-Кубанском НГБ; Кумжинской, Лаявожской, Василковской, Ванейвисской, Печорогородской, Печорокожвинской и др. в Тимано-Печорском НГБ – представляют газогеологическую основу метода. Таким образом, на базе оптимальных значений рассмотренных оценочных тектонодинамических показателей: скоростей седиментации (Vс), их градиентов и общей амплитуды прогибания, скоростей роста структурных ловушек (Vр), прироста амплитуды по этапам развития (%, м) и учета контрастности – может быть сформулирован новый метод раздельного формирования и прогнозирования нефтяных и газовых месторождений. Предложенный генетический тектонодинамический метод представляет новое направление в раздельном прогнозировании нефти и газа, способствующее повышению достоверности прогноза и созданию высокоэффективных технологий перспективной оценки недр, решающих на качественном уровне и с высокой достоверностью основные задачи раздельного прогнозирования перспектив нефтегазоносности.

Важнейшими теоретическими положениями, вытекающими из генетической сущности нового тектонодинамического метода и ведущей роли палеотектонических показателей в раздельном прогнозе нефтегазоносности, являются:

1. Зарождение очагов нефтегенерации (количество жидких УВ более 50%) с активно протекающей ГФН при сапропелевом или сапропелево-гумусовом типе ОВ связано с зонами максимальных скоростей (более 40-50 м/млн. лет) и амплитуд прогибания (более 0,5 км за геологический век). Расширение очагов нефтегенерации от зон интенсивного прогибания обычно происходит в направлении смещения зон максимальных скоростей седиментации (более 50 м/млн. лет). Геоструктурные зоны, включающие очаги с ГФН, и активно развивающиеся ловушки со скоростями более 50 м/млн. лет являются главными зонами нефтенакопления.

Очаги генерации газа с доминирующим гумусовым типом ОВ и максимальные масштабы газонакопления свойственны геоструктурным зонам менее интенсивного прогибания при малой амплитуде (до 0,3 км за геологический век), в том числе в глубоко погруженных частях НГБ с аналогичной динамотектонической характеристикой, где темп седиментации не превышал 20-25 м/млн. лет. Здесь сосредоточено наибольшее число газовых и газоконденсатных залежей в Азово-Кубанском, Среднекаспийском, Тимано-Печорском и др. бассейнах (Юбилейно-Ладожская, Южно-Ловлинская зоны газонакопления в юрских и нижнемеловых отложениях, зоны структурного типа в Ирклиевской мегасинклинали Азово-Кубанского НГБ; Вуктыльско-Мартьюрская, Лайская Тимано-Печорского НГБ и др.). Подобный характер формирования и размещения газоносности генетически связан также с соответствующим типом ОВ в терригенных формациях и отсутствием условий для активной генерации нефти, дополнительным фактором является более позднее достижение нефтегазоматеринскими осадками условий ГФН (ранний миоцен – для юрских, поздний миоцен – для нижнемеловых отложений в Азово-Кубанском НГБ), когда полностью завершаются процессы эмиграции поровых вод. Миграция же в газовой фазе «законсервированных» в глинах жидких углеводородов заметного развития не получает в связи с высокой пластичностью глинистых образований юры и мела.

2. Зоны преимущественной генерации газа, как указано выше, преобладают в отложениях с гумусовым и смешанным типом ОВ в период начальной (НФГ) и главной (ГФГ) фаз газообразования при почти полной редукции ГФН в обстановке скоростей прогибания менее 25–30 м/млн. лет. В границах зон с отмеченным тектоническим режимом и малыми градиентами скоростей преобладает газонакопление. Отмеченные условия свойственны бортовым частям прогибов, а также склонам крупных поднятий с сокращенным формационным рядом (Каневской, Березанские валы, Расшеватско-Кропоткинская зона в Азово-Кубанском НГБ, Рассохинско-Курьинская зона Верхнепечорского суббассейна Тимано-Печорского НГБ).

3. Главные направления миграции жидких углеводородов и образования зон нефтенакопления определяются максимальными скоростями (40-60 и более м/млн. лет) и градиентами прогибания (выше 80-100 м/млн. лет). Обособление зон нефтенакопления контролируется положением очагов нефтегенерации, временем заложения, темпом роста и амплитудой структурных ловушек. Для формирования таких зон наиболее благоприятны части бассейнов, включающие очаги ГФН и активно развивающиеся структурные ловушки (скорости 50 м/млн. лет, контрастность 80-100 м/млн. лет и палеоамплитуды 40-50 м и более). Наглядным примером служат зоны нефтенакопления в юре и палеогене южной части Азово-Кубанского НГБ, в девоне – Колвинского мегавала Тимано-Печорского НГБ.

При меньших скоростях прогибания (менее 30 м/млн. лет) преобладает газонакопление. Подтверждением этому служит газовый тип углеводородного флюида в Советско-Ловлинской (нижняя юра), Северо-Ладожско-Юбилейной и Ладожско-Некрасовской (средняя юра-нижний мел) зонах газонакопления с промышленной газоносностью в Азово-Кубанском НГБ, а также газовый тип залежей на Коровинской, Кумжинской, Василковской, Ванейвисской площадях Шапкина-Юрьяхинской зоны газонефтенакопления (пермокарбон, триас) и Лаявожско-Лайской зоны преимущественно газонефтенакопления (верхний карбон-триас) Тимано-Печорского НГБ.

4. Вероятность заполнения структурных ловушек и формирования нефтяных месторождений возрастает при заложении их до ГФН и высоком фиксированном темпе роста на этапе ГФН (50-60 м/млн. лет и более) и контрастности (свыше 80 м/млн. лет). Данный показатель рекомендуется в качестве одного из важнейших критериев оценки продуктивности структур до ввода их в разведочное бурение. Установленная зависимость подтверждается выявлением промышленной нефтегазоносности на таких активно развивающихся до ГФН складках, как Усинская, Возейская, Харьягинская, Пашшорская, Верхнегрубешорская (в девоне и пермо-карбоне) и др. Тимано-Печорского и многих отмеченных выше структур других НГБ.

5. Это положение базируется на выявленной зависимости между скоростью и амплитудой прогибания, с одной стороны, и удельной плотностью генерации углеводородов в нефтегазоносном бассейне с нормально морским типом седиментации, с другой. Возможные максимальные плотности нефтегенерации, превышающие 4-5 млн. т на 1 км3, обеспечивающие формирование значительных по размеру месторождений, отмечаются в геоструктурных зонах со скоростями прогибания свыше 40-50 м/млн. лет и амплитудой более 0,5 км за геологический век; для газа максимальные плотности генерации свыше 3,5-4,0 млрд. м3 на 1 км3, обеспечивающие образование крупных месторождений, свойственны тектоническим зонам с темпом прогибания менее 25 м/млн. лет и амплитудой 0,3 км и менее за геологический век. Максимальные масштабы аккумуляции и удельные запасы приходятся на нижне-среднеюрские, верхнеюрские и отчасти нижнемеловые породы Азово-Кубанского НГБ; на девонские и пермокарбоновые отложения Тимано-Печорского НГБ.

Высокие потенциальные возможности генерации углеводородов для юрских терригенных и терригенно-карбонатных формаций Азово-Кубанского НГБ, карбонатных и терригенно-карбонатных формаций девона и пермокарбона Тимано-Печорского НГБ подтверждаются значительным диапазоном изменения нефтепроизводящего потенциала к началу ГФН – от 1000 до 2000 г/м3; для этих же отложений промышленная нефтегазоносность установлена в широком стратиграфическом интервале.

Таким образом, подтверждается высокая практическая значимость предложенного комплекса показателей тектонодинамического генетического метода раздельного прогнозирования нефтегазоносности, повышающего достоверность прогноза.