Современная генетическая модель образования и количественной оценки нефти и газа

Современная модель образования нефти и газа разработана видными учеными-нефтяниками страны И.М. Губкиным, В.А. Соколовым, А.А. Трофимуком, Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, В.А. Успенским, Б.А. Соколовым, И.И. Аммосовым, Н.В. Лопатиным, А.Э. Конторовичем, С.Г. Неручевым и др. в 1971-75 гг. на биогеохимической основе, предложенной впервые В.И. Вернадским в 1925 году. Теоретическим базисом модели является биогенная осадочно-миграционная теория стадийной генерации жидких и газообразных углеводородов. Эта генетическая модель нефтегазообразования, дополненная новой флюидодинамической моделью, сохраняет свою актуальность до настоящего времени.

Вместе с тем в указанных исследованиях остается недооцененной роль тектонодинамических и эволюционно-катагенетических факторов в генерации углеводородов различного фазового состава, нефтегазонакоплении и размещении крупных месторождений в литосфере.

Возникшее с учетом этих факторов новое динамотектоническое эволюционно-катагенетическое направление раздельного количественного прогноза нефтегазоносности (А.И. Дьяконов, 1976; А.И. Дьяконов, В.И. Ручнов, Н.В. Лопатин, 1976; С.П. Максимов, Э.Д. Добрида, А.И. Дьяконов, 1984; А.И. Дьяконов, Н.И. Белый, 1993 и др.), опираясь на установленные генетические и флюидодинамические зависимости (Б.А. Соколов, 1982; 1996), базируется на комплексных историко-генетических связях тектонодинамики с нефтегазогенерацией и нефтегазонакоплением.

Конкретным выражением существующих зависимостей является мера влияния на активность генерации и аккумуляции углеводородов определенных тектонодинамических показателей, которые в комплексе с геохимическими и эволюционно-катагенетическими образуют основу нового метода прогнозирования нефтегазоносности.

До настоящего времени основные в этом палеотектонические исследования и реконструкции недостаточно использовались в решении конкретных задач регионального, зонального, локального прогноза и направленного поиска месторождений. В большинстве изданий, в том числе учебных, по прогнозированию, поискам и разведке месторождений, нефтегазовой геотектонике методы палеотектонического анализа нефтегазоносности практически не рассматривались. Из современной учебной и специальной литературы только единичные (В.Е. Хаин, 1954; М.Я. Рудкевич,1974; К.А. Машкович, 1976) включают отдельные аспекты эффективного историко-генетического тектонодинамического метода раздельного прогноза нефтегазоносности.

Новое тектонодинамическое направление оценки генерационного потенциала и раздельного прогнозирования перспектив нефтегазоносности регионов, зон и локальных объектов, сформулированное в виде историко-генетического тектонодинамического метода, предусматривает на заключительном этапе прогноза оценку масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных (прогнозных, суммарных) ресурсов углеводородов на эволюционно-катагенетической динамотектонической основе и учитывает конкретные количественные связи между тектоническими процессами, нефтегазогенерацией и нефтегазонакоплением с дифференциацией углеводородов по фазовой характеристике. Сущность современного генетического тектонодинамического метода заключается в применении оптимального комплекса тектонодинамических показателей раздельного прогноза нефтегазоносности. Эти показатели, характеризуя в конкретных величинах эволюционно-катагенетических критериев генетические связи динамотектонических процессов с нефтегазонакоплением, отражают обусловленные ими особенности раздельного размещения нефти и газа. Получением с помощью традиционных методов палеотектонического анализа «нетрадиционных» диагностических значений различных форм тектонической активности можно успешно решать практические задачи оценки генерационного углеводородного потенциала, обоснования и проведения эффективных поисков зон нефтегазонакопления и крупных месторождений.

К последовательно решаемым задачам относятся:

• определение темпа седиментации;
• градиентов скоростей осадконакопления;
• динамических характеристик развития структурных форм;
• раздельный прогноз нефтегазоносности локальных поднятий;
• оценка генерационного и аккумуляционного потенциала впадин и прогибов, начальных потенциальных ресурсов нефти и газа на эволюционно-катагенетической основе на уровне регионального, зонального, локального прогноза;
• оперативный прогноз нефтегазоносности зон нефте- и газонакопления;
• обоснование главных направлений и первоочередных объектов поиска и разведки месторождений нефти и газа.

Целью исследований по разработке модели прогноза на отмеченных методических принципах является познание роли тектонодинамики и обоснование соответствующих оценочных показателей на региональном, зональном, локальном уровнях, выявление тектонодинамических, морфогенетических и морфоструктурных характеристик, определяющих формирование и размещение зон нефтегазонакопления, месторождений и залежей. Все это направлено на повышение достоверности прогнозирования нефти и газа, геолого-экономической эффективности геологоразведочных работ.

В качестве базисных исследований используются анализ и обобщение различных тектонодинамических и эволюционно-катагенетических характеристик для нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, краевых прогибов и геосинклинальных горноскладчатых областей. Анализ и обобщение производятся целенаправленно и включают на завершающем этапе применение динамотектонических показателей для решения задач нефтегазовой геологии, прежде всего в области эффективного раздельного прогноза перспектив нефтегазоносности и обоснования направленного поиска крупных месторождений. Для этого широко используются результаты исследований И.О. Брода, А.А. Бакирова, Н.Б. Вассоевича, И.В. Высоцкого, Н.А. Еременко, Н.А. Крылова, Ю.А. Косыгина, С.П. Максимова, В.Е. Хаина и др., а также многолетних целенаправленных исследований авторов.

Физико-химическая сущность рассматриваемой эволюционно-катагенетической модели заключается в использовании вертикальной геохимической зональности углеводородов различной фазовой характеристики и зависимостей их состава от степени прогрева органического вещества при соответствующем уровне катагенеза. Величина прогрева ОВ и палеотемпература нефтегазоматеринских пород определяется абсолютной глубиной их погружения в осадочнопородном бассейне и величиной геотермической ступени (обычно 30-33 м на 1°С или термоградиента 3,3-3,0°С на 100 м погружения). Исследованиями подтверждается зависимость генерации углеводородов соответствующего фазового состава от уровня литогенеза пород и катагенеза ОВ соответствующего типа.

Наиболее простым и достоверным показателем температуры и палеотемпературы в разрезе осадочной толщи является степень углефикации органического вещества, фиксируемая величиной отражательной способности витринита – одной из чаще встречающихся разновидностей углистого вещества. Витринит назван И.И. Аммосовым земным «термометром». В соответствии с установленными градациями «угольной шкалы» по маркам углей выделяются: 1 – буроугольная градация (марка углей «Б»), 2 – длиннопламенная (марка углей «Д»), 3 – газовая градация (марка углей «Г»), 4 – жирная (марка углей «Ж»), 5 – коксовая первая градация (марка углей «К 1»), 6 – коксовая вторая (марка углей «К2»), 7 – тощеспекающаяся градация (марка углей «ТП») и др. Каждая из выделенных градаций определяется соответствующим уровнем температуры (палеотемпературы), фиксируемым отражательной способностью витринита (R), и степенью катагенетического преобразования ОВ в характерном диапазоне: протокатагенезе ПК с тремя подградациями – ПК1, ПК2, ПКз – от 20 до 50°С, R – от 6 до 7 ед.; мезокатагенез 1 (МК1) – от 50 до 100°C, R – от 7,1 до 7,8 ед.; мезокатагенез 2 (МК2) – от 100 до 135°С, R – от 7,9 до 8,5 ед.; мезокатагенез 3 (МК3) – от 135 до 165°С, R – от 8,6 до 9,5 ед.; мезокатагенез 4 (МК4) – от 165 до 185°С, R – от 9,6 до 10,0 ед.; мезокатагенез 5 (МК5) – от 185 до 205°С, R – от 10,1 до 11,0 ед.; апокатагенез 1 (АК1) – от 205 до 220°С, R – от 11,0 до 12,0 ед.; и т.д.

Указанная последовательность поинтервального роста температуры от диагенеза-раннего эпигенеза до глубокого эпигенеза при постоянных значениях геотермической ступени (33 м на 1°С) хорошо согласуется с глубиной погружения нефтегазоматеринских отложений в осадочно-породном бассейне, характеризуясь интервалами глубин, адекватным величине прогрева: в среднем до 1800 м, до 3300 м, до 4500 м, до 5000 м, до 6100 м, до 6700 м, 7200 м и т.д. Термобарическая эволюция осадочно-породного бассейна, выражающаяся в последовательном прохождении его разновозрастными осадками термально активных зон, создает необходимые генетические условия для образования углеводородов соответствующего фазового состава. Тем самым создаются необходимые предпосылки для массовой генерации газа и нефти и эволюции осадочнопородного бассейна в нефтегазоносный.

Современная эволюционно-катагенетическая модель образования нефти и газа, соответствующая биогенной осадочно-миграционной теории, дана на рис. 12.

Она полностью подтверждается результатами геохимического и катагенетического изучения органического вещества нефтей, газов и битумоидов, а также данными экспериментов по термобарическому воздействию на нефтегазоматеринские породы. При этом максимум образования и эмиграции подвижных битумоидов из материнских пород приходится на интервал температурного прогрева их от плюс 50°С до плюс 165°С, характеризуемый максимальной амплитудой битумообразования в имитируемых природных условиях. На основании этого можно заключить о наиболее благоприятных условиях генерации нефти в указанном температурном интервале и соответствующей глубине погружения нефтегазоматеринских отложений.

Степень углефикации ОВ в них варьирует от длиннопламенной («Д») и уровня катагенеза MK1 до жирной («Ж») и уровня катагенеза МК3. Таким образом, активная генерация нефти начинается от палеотемпературы в среднем плюс 50°С и завершается при палеотемпературе плюс 165°С и нормальном горном давлении, соответствующем глубине погружения. Этот временной интервал получил название главной фазы генерации нефти (ГФН).

Наибольшая газоотдача из нефтегазоматеринских осадков фиксируется до указанного минимального температурного предела начала ГФН (плюс 50°С) при буроугольной стадии углефикации ОВ («Б») и уровне катагенеза, отвечающем протокатагенезу (ПК) при доминирующем активном газообразовании. Соответствующий временной интервал назван начальной фазой (или зоной) генерации газа (НФГ, НЗГ).

Резкое увеличение масштабов генерации углеводородного газа, как показывает схема, вновь отмечается при температуре прогрева нефтегазопроизводящих пород, превышающей плюс 165°С, а отвечающий этим условиям временной интервал, характеризующийся коксовой первой, коксовой второй, тощеспекающейся и другими стадиями углефикации ОВ и соответствующими уровнями его катагенеза [МК4, МК5, АК] и др., в отличие от предыдущего, назван главной фазой образования газа (ГФГ). Адекватно геолого-геохимические условия пребывания нефтегазоматеринских осадков в главной фазе генерации нефти (ГФН) получили название главной зоны нефтеобразования (ГЗН), в главной фазе генерации газа – главной зоны газообразования (ГЗГ).

Рассмотренная схема генерации углеводородов различной фазовой характеристики является научной основой вертикальной геохимической зональности их в литосфере, предложенной И.В. Высоцким, Н.Б. Вассоевичем в 1973 г. Тем самым сложилась всесторонне обоснованная стройная система взглядов на генерацию нефти и газа и формирование залежей, базирующаяся на принципах стадийности процессов образования углеводородов различного фазового состава под влиянием термобарических условий. В результате появилась современная эволюционно-катагенетическая модель нефтегазообразования. Последняя определила необходимые условия для наиболее достоверной оценки начальных потенциальных и прогнозных ресурсов нефти и газа на эволюционнокатагенетической основе с тремя фазово-углеводородными уровнями такой оценки: масштабов генерации, масштабов аккумуляции и начальных потенциальных ресурсов УВ соответствующего фазового состава. Методические принципы таких расчетов более детально будут рассмотрены ниже.