Ранговая система прогноза нефти и газа на тектонодинамической основе

По рангу решаемых практический задач раздельное прогнозирование нефтегазоносности на генетической динамотектонической основе включает региональный, зональный и локальный прогнозы.

Региональный прогноз рассматривает прогнозирование нефтегазоносности в границах крупных регионов нефтегазоносных бассейнов и провинций по комплексу определяющих тектонодинамических показателей. Выполняется он в пределах крупных осадочных бассейнов обобщенно для регионально нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексов (ЛСК), включающих нефтегазонасыщенные породы-коллекторы, нефтематеринские отложения и флюидо-упоры.

Специфика использования тектонодинамических показателей при региональном прогнозе нефтегазоносности заключается в применении рекомендованных значений определяющих показателей усредненно для зон наиболее крупных прогибов, синклиналей, поднятий. Реализация полученных данных состоит в выявлении литолого-стратиграфических комплексов, обладающих наибольшим нефтегазовым потенциалом и рассматриваемых в качестве главных направлений поиска месторождений нефти и газа.

Основной целью регионального раздельного прогноза нефтегазоносности является установление качественной и полуколичественной перспективной оценки нефтегазового потенциала для наиболее мощных ЛСК – главных направлений поиска месторождений в регионе.

К важнейшим решаемым задачам при региональном прогнозе по тектонодинамическому методу относятся:

  • сравнительная оценка потенциальных возможностей нефтегазоносности важнейших ЛСК для отдельных частей региона;
  • районирование крупных территорий по перспективам нефтегазоносности;
  • нефтегазогеологическое районирование территории с выявлением главных направлений поиска нефтяных и газовых месторождений.

При региональном прогнозе преимущественная нефтеносность или газоносность определяется на основе тектонодинамических показателей и приведенных выше определяющих положений. В целом для ЛСК по данному региону и его частям принимаются усредненные значения скоростей, градиентов, амплитуд прогибания и других определяющих показателей.

Например, в наиболее погруженных частях Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочно-породных бассейнов для мезозойско-кайнозойских комплексов средние значения скорости седиментации, градиентов и амплитуд прогибания составляют соответственно от 40 до 60, от 75 до 100 м/млн. лет и от 0,5 до 0,6 км за геологический век. Это отвечает геохимическим условиям преимущественного нефтенакопления в рассматриваемых комплексах.

Нефтяной потенциал погруженной части Азово-Кубанского и Среднекаспийского нефтегазоносных бассейнов по величине удельной плотности генерации нефти в отложениях преимущественно морского генезиса достигает 4,5 млн. т в 1 км3. Укрупненные тектонодинамические показатели для бассейнов Ставропольского свода, Чарджоуской и Бухарской ступеней Каракумского и АфганоТаджикского НГБ в синхроничных образованиях не превышают соответственно 25-30, 50-60 м/млн. лет, 0,3-0,4 км за геологический век. Они однозначно указывают на формирование здесь в мезозойских отложениях, главным образом, газового потенциала при плотностях генерации газа не менее 3,5 млрд. м3 в 1 км3.

Литолого-стратиграфические комплексы и отложения, обладающие наибольшим нефтяным или газовым потенциалом, представляют первоочередные или главные нефте- и газопоисковые направления. Например: на нефть – нижнемеловые и кайнозойские отложения погруженной части Азово-Кубанского и Среднекаспийского бассейнов; ордовикско-силурийские, девонские и пермокарбоновые породы Хорейверско-Морейюской нефтеносной области Тимано-Печорского НГБ; преимущественно на газ – мезозойские отложения Каракумского и Афгано-Таджикского нефтегазоносных бассейнов; ордовикскосилурийские, девонские и пермо-карбоновые породы Северо-Предуральской и Денисовской областей ТП НГБ.

Основной целью зонального прогноза нефтегазоносности является установление по тектонодинамическому методу качественных и полуколичественных значений нефтегазового потенциала прогнозируемых зон нефтегазонакопления с выявлением актуальных направлений и первоочередных объектов поиска. К важнейшим задачам, решаемым зональным прогнозированием нефтегазоносности, относятся:

  • сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности с конкретизацией значений плотности генерации нефти и газа и начальных потенциальных ресурсов прогнозируемых зон нефтегазонакопления;
  • выявление актуальных направлений и первоочередных объектов поиска нефтяных и газовых месторождений в пределах главных направлений (раздельно по нефти и газу);
  • конкретизация нефтегазогеологического районирования территории с целью повышения эффективности геологоразведочных работ на нефть и газ.

При зональном прогнозе доминирующая нефтеносность или газоносность определяется на основе характерных для зоны конкретных значений тектоно-динамических показателей и указанных выше закономерностей нефтегазонакопления. Для ЛСК и отдельных частей разреза анализируемой зоны по величине указанных показателей для морских фаций устанавливаются соответствующие параметры прогнозируемых зон нефтегазонакопления.

Так, в Азово-Кубанском нефтегазоносном бассейне в нижнемеловых отложениях южного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба (НГО) и в меловых – южного борта Терско-Кумского прогиба (НГО) по характерным значениям тектонодинамических показателей, достигающим максимальных значений, устанавливаются зоны преимущественно нефтенакопления структурного типа: Мирнобалкинско-Новодмитриевская и Малгобек-Ачалукская с рядом первоочередных объектов поиска. Углеводородный потенциал этих зон достигает 4 млн. т в 1 км3, что обеспечивает возможность формирования здесь значительных по размеру нефтяных скоплений.

В то же время невысокие значения определяющих тектонодинамических показателей в пределах северного борта Индоло-Кубанского краевого прогиба — скорость седиментации до 25, градиент скорости 50 м/млн. лет и амплитуда 0,3 км за геологический век – создают условия для накопления здесь гумусового и смешанного ОВ и образования газовых и газоконденсатных месторождений крупного размера при максимальной плотности генерации около 4,5 млрд. м3 в 1 км3. Отмеченное позволяет рассматривать зоны газонакопления северного борта прогиба в качестве главных газопоисковых направлений, а наиболее крупные структуры – как первоочередные объекты поиска.

В Тимано-Печорском осадочном бассейне по величине максимальных значений темпа седиментации, превышающего 40-45 м/млн. лет, в зонах развития пород-коллекторов и природных резервуаров значительной мощности (до 105-200 м), таких как Сандивейско-Баганская, Среднемакарихинская, Колвинская, вала Сорокина и др., выявляется наибольшая концентрация ресурсов жидких углеводородов. Нефтегенерационный потенциал их характеризуется, как правило, величиной более 4,5 млн. т на 1 км3, обеспечивающей формирование крупных нефтяных залежей, а высокая нефтепродуктивность коллекторов ордовика-девона подтверждается соответственно открытием крупных запасов жидких углеводородов.

Зоны развития пород-коллекторов высокой емкости в отложениях девона и пермо-карбона с невысокими уровнями динамотектонической активности и, прежде всего, скоростей седиментации (15-25 м/млн. лет) и др. характеризуются, напротив, значительным газогенерационным потенциалом (от 3,5 до 5 млрд. м3 в 1 км3). Последний свидетельствует о концентрации в таких зонах крупных ресурсов и запасов углеводородного газа, прежде всего в зонах Лайского вала Денисовской впадины, соседней Поморской зоны Печороморского шельфа, Лемвинской – Косью-Роговской впадины, Вуктыльско-Лунвожпальской и Северо-Рассохинской – Верхнепечорской впадины Тимано-Печорского НГБ. Таким образом, зональный раздельный прогноз нефтегазоносности, определяя потенциальные вoзмoжнocти установленных и прогнозируемых зон нефтегазонакопления, является основой выбора первоочередных направлений и объектов для локального прогнозирования нефти и газа.

Локальный прогноз перспектив нефтегазоносности представляет третью заключительную стадию раздельного прогноза нефти и газа, решая конкретные задачи направленного поиска месторождений на выявленных первоочередных объектах. В процессе локального прогнозирования нефтегазоносности показатели тектонической активности используются также и для проверки результатов зонального прогноза. Так, в пределах установленных зон преимущественно нефте- и газонакопления, например, по северному борту Терско-Кумского и Индоло-Кубанского краевых прогибов или на смежном Ставропольском своде, тектонодинамические показатели, коррелируемые с определенными масштабами газонефтенакопления на локальных поднятиях, могут быть проверены и скорректированы. Это целесобразно выполнять, тем более, что речь идет о первоочередных объектах поиска, освоение которых должно обеспечить наибольшую эффективность поисково-разведочного бурения.

Локальное прогнозирование выполняется с учетом указанных положений на основе конкретных определяющих тектонодинамических показателей, прежде всего, скорости роста структурных ловушек, времени заложения и контрастности их развития до ввода объектов в поисковое бурение. Как видно из таблицы и графиков (рис. 47, 48), крупные ловушки более древнего заложения, характеризовавшиеся темпом роста свыше 40 м/млн. лет и контрастностью более 80-90 м/млн. лет, обладают потенциальными возможностями активного нефтенакопления. К их числу относятся нижнемеловые поднятия юрского заложения в пределах передовой складчатости Терско-Кумского краевого прогиба: Малгобекское, Карабулакское, Ачалуки и Правобережное.

В Тимано-Печорском осадочном бассейне нефтяным потенциалом обладают структурные ловушки додевонского и раннедевонского образования, активность развития которых сохранялась вплоть до пермского времени от 50 до 70 м/млн. лет при контрастности до 100 и более м/млн. лет, а прирост амплитуды на этапе заложения был не менее 40%. В числе их такие крупные структуры, как Усинская, Возейская, Харьягинская, Баганская, Южно-Баганская, Северо-Баганская, Нядейюская, Западно-Тэбукская и др.

Напротив, структурные ловушки относительно молодого формирования, характеризующиеся темпом развития до 30 м/млн. лет при контрастности 50-60 м/млн. лет, обладают преимущественно газовым потенциалом. В этих условиях находятся, в частности, крупные локальные поднятия мелового и кайнозойского заложения Западного Предкавказья и Ставропольского свода: Староминское, Ленинградское, Бейсугское, Каневское, Березанское, ТахтаКугультинское, Северо-Ставропольское и др.

В аналогичных условиях отмеченных пониженных значений темпа развития локальных поднятий пермо-триасового заложения происходит формирование газовых скоплений в Тимано-Печорском осадочном бассейне: в Денисовской впадине (Лаявожское, Ванейвисское, Василковское, Кумжинское, Коровинское); Верхнепечорской впадине с Западно-Уральским складчато-надвиговым поясом (Вуктыльское, Курьинское, Рассохинское, Югид-Вуктыльское), Косью-Роговской (Романъельское, Интинское, Кожимское) и других.

Установленная зависимость позволяет при близких динамотектонических характеристиках прогнозировать газовые и газоконденсатные скопления в структурных ловушках позднего заложения с темпом формирования от 15 до 30 м/млн. лет и приростом амплитуды на начальном этапе до 20-25% от современной, контрастности роста до 50-60 м/млн. лет. Газоконденсатные залежи ожидаются в пределах Печороморского шельфа на продолжении структурных зон Денисовской впадины и Колвинского мегавала на Колоколморском, Северо-Колоколморском, Северо-Поморском и Русском поднятиях, а на суше – Гудырвожской (в девоне), Лунвожпальской, Северо-Рассохинской, Большеаранецкой и других структурах Северо-Предуральского краевого прогиба.

Таким образом, рассмотренные важнейшие типы раздельного прогнозирования нефтегазоносности на динамотектонической основе тесно связаны между собой общностью соответствующих геохимических условий и единством выполнения конечной цели – определения главных направлений и первоочередных объектов целенаправленного поиска залежей нефти и газа. Наибольшая эффективность прогноза достигается совместным применением регионального, зонального и локального прогнозирования. Это определяет более полное использование нефтегазогенерационного потенциала литолого-стратиграфических комплексов, нефтяного и газового потенциалов главных поисковых направлений и первоочередных объектов поиска месторождений.