Показатели и критерии нефтегазоносности

ЛЕКЦИЯ 9

Часть 1. Тектонические показатели.

Часть 2. Палеогеографические, литолого-фациальные и геохимические, гидрогеологические и палеогидрогеологические, гидрогеохимические и геотермические показатели и критерии нефтегазоносности. Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежей углеводородов.

Основные факторы, контролирующие развитие процессов

нефтегазообразования и нефтегазонакопления

Процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью комплекса факторов :

1) определенным режимом тектонических движений;

2) палеогеографическими и литолого-фациальными, в т.ч. геохимическими условиями накопления осадков;

3) геотермодинамическими условиями вмещающей геологической среды во времени и пространстве;

4) гидрогеологическими и палеогидродинамическими условиями района нахождения скоплений нефти и газа в течение отдельных отрезков времени геологической истории;

5) условиями, обеспечивающими сохранность образовавшихся скоплений нефти и газа.

Приведенный комплекс факторов определяет основные показатели и критерии прогноза нефтегазоносности недр.

Часть 1

Тектонические показатели

Рассматривая критерии нефтегазоносности, особое внимание уделяется тектоническим условиям, так как они играют важную роль в совокупности факторов, создающих геологическую среду, которая способствует возникновению и развитию процессов формирования скоплений УВ, а также их пространственному размещению в земных недрах. При этом роль тектонического фактора как в современных, так и в палеоусловиях двойственна: с одной стороны тектонический режим создает структуру территории и контролирует размещение УВ в разрезе и по площади, с другой – интенсивность и направленность структуроформирующих движений прямо или опосредованно воздействует на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования ОВ, области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность. Поэтому выявление роли тектоники в прогнозе региона на нефть и газ представляется наиболее целесообразным.

Вместе с тем из-за недостаточной и неравномерной изученности ОПБ для ряда показателей, в том числе и тектонических, пока не определены диапазоны значений, в пределах которых они играют позитивную, а за их пределами – негативную роль. Примером такой неопределенности может служить показатель «неотектонические движения». С одной стороны новейшие неоген-четвертичные (N-Q) движения способствуют увеличению контрастности структур, усиливает процессы миграции и формирования залежей УВ, с другой – приводят к нарушению сплошности пород и интенсивному развитию трещинно-разрывной сети, выводят перспективные горизонты в зону активного дренажа и в конечном счете вызывают переформирование залежей или их полную деструкцию. «Золотая середина» этого показателя не установлена, но и не учитывать вообще его нельзя, так как известно, что активный новейший тектогенез особенно негативно сказывается на условиях сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих на любую перестройку структурного плана.

Качество прогноза возрастает вследствии использования статистически выявленных закономерностей, обеспечивающих количественную оценку перспективно нефтегазоносных объектов. Статистическому анализу подвергаются эмпирически выделенные и теоретически обоснованные фактические данные о геологическом строении объектов подобных исследуемому. При этом достоверность и точность количественной оценки зависит как от числа участвующих в выборке объектов, так и от степени их адекватности. Учитывая, что в природе нет абсолютно тождественных объектов, возникает необходимость выделения параметров, которые независимо друг от друга описывают эти объекты в наиболее обобщенном виде. Принимая во внимание, что тектонике принадлежит ведущая роль в прогнозе нефтегазоносности, в качестве основных, самых важных и универсальных, выделены параметры – «тектонотип» и «масштаб объекта». В классификации НГБ, предложенной В.С.Лазаревым и Я.А.Драновским (ВНИГРИ, 1986), все структуры земной коры разделены на четыре основных тектонотипа: платформы, краевые системы, межгорные впадины и синклинории; в каждом их них выделены подтипы и определена градация тектонических объектов по размеру. При этом субглобальные – региональные тектонические объекты обеспечивают все стадии онтогенеза УВ в недрах, субрегиональные структуры в основном создают условия для миграции, аккумуляции и консервации, а локальные – обеспечивают преимущественно аккумуляцию и консервацию УВ.

Таким образом, разделение нефтегазогеологических объектов по тектонотипам и масштабам, учитывающим особенности их строения и условий онтогенеза УВ, является необходимым требованием в прогнозе.

На региональном уровне прогноза главную роль играют тектонические показатели, обеспечивающие весьма удовлетворительное качество прогноза. Региональный уровень прогнозирования предусматривает прогноз целостных ОПБ или крупных частей очень больших бассейнов. Целью такого прогноза является количественная оценка параметров нефтегазоносности (начальные потенциальные ресурсы – НПР), удельные запасы, плотность запасов), соотношения нефть-газ, этаж нефтегазоносности.

Для регионального прогноза используются критерии и показатели (преимущественно тектонические), значимость которых установлена на материалах промышленных НГБ платформенных и складчатых областей Мира Наиболее важными критериями по методике В.С.Лазарева и Я.А.Драновского (1980, 1986, 1987) являются:

· тектонотип;

· масштаб объекта;

· форма бассейна;

· контрастность бассейна;

· генерационный потенциал.

· «мористость» отложений;

· скорость осадконакопления.

Методика регионального прогнозирования сводится к нескольким последовательным операциям:

1. К выборке исходной информации для критериев и показателей со структурных карт, карт мощностей, геофизических и геологических разрезов и т.д.

2. Оценке критериев и показателей по эмпирическим графикам и таблицам с использованием принципа наислабейшего звена.

3. Анализу истории развития ОПБ с акцентом на ключевые вопросы (история движений, изолированность бассейна, время накопления осадков мощностью свыше 2 км, время образования региональных уклонов свыше 5 м/км и др.).

4. Сравнению и синтезу результатов статистического и исторического анализа.

Форма бассейна и его контрастность. Форма бассейна определяет литолого-фациальный характер распределения пород в пространстве и зависит от тектонического режима. Она определяет также условия онтогенеза УВ. Геометрически форма бассейна описывается такими параметрами, как максимальная и средняя мощности осадочного выполнения, отношение максимальной мощности к средней и степень асимметрии. Мощность чехла является наиболее обобщенным показателем тектонического развития бассейна и обусловливает его генерационные возможности. Через соотношение максимальной и средней мощностей раскрывается характер распределения осадков в бассейне. Степень асимметрии определяется соотношением ширины крыльев бассейна. Асимметрия влияет на типы и масштабы миграции УВ. Складчатость непосредственно воздействует не только на формирование структуры, но и в значительной степени определяет ход онтогенеза УВ. Количественным выражением меры интенсивности ее в обобщенном виде является показатель «контрастность». Контрастность – это отношение амплитуды прогибания к ширине крыла структуры. Она характеризует региональные уклоны бортов бассейна и степень их складчатости, величины которых влияют на условия миграции, а иногда на аккумуляцию и консервацию УВ. Очевидно, что по мере увеличения региональных уклонов возрастает трещиноватость пород и, следовательно, проницаемость осадочного чехла, способствующая вертикальному перетоку флюидов и уменьшающая возможности их широкой латеральной миграции. Вместе с тем увеличение крутизны крыльев бассейна ведет к уменьшению емкостного пространства и размеров ловушек, а также сказывается на величине запасов УВ.

Практический аспект оценки формы бассейна и его контрастности сводится к использованию эмпирических кривых, выражающих зависимость между их параметрами и удельными запасами нефти и газа и суммы УВ.

Генерационные возможностии НГБ достаточно информативно раскрываются через показатель «генерационный потенциал». Этот показатель дает представление о доле объема осадков, вступивших в зоны ГФН и ГФГ. Кроме того, он позволяет косвенно судить о полезной емкости и условиях сохранности залежей УВ. На платформах современному положению зоны ГФН отвечают примерно глубины 2-4, а зоне ГФГ – 4-8 км. Это подтверждается анализом размещения зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности чехла. Причем около половины зон газонакопления располагается в интервале от 4 до 6 км. Подавляющее большинство нефтеносных зон (88%) имеет среднюю мощность чехла от 2 до 4 км.

Наличие в разрезе НГБ региональной покрышки (или покрышек) определяется показателем «мористость»,влияющим также и на генерацию УВ. Мористость – это доля осадков морского генезиса от общего объема отложений бассейна. В краевых системах континентальные осадки, хотя и достигают большой мощности, характеризуются пестротой литологического состава и обычно отличаются отсутствием региональных покрышек, что способствует вертикальной миграции и рассеиванию УВ по всему разрезу. Морские отложения образуют разрез, в котором, как правило, присутствуют мощные регионально выдержанные непроницаемые толщи, обеспечивающие наилучшие условия для латеральной миграции флюидов и худшие – для вертикальной. При региональном прогнозе «мористость» может учитываться и как косвенное свидетельство преобладания того или иного вида миграции УВ.

Показатель «скорость осадконакопления» учитывается при раздельном прогнозе скоплений нефти и газа. На региональном уровне он наиболее удовлетворительно обеспечивает прогноз газообразных УВ. В мобильных областях крупные скопления газа преимущественно тяготеют к молодым горизонтам, характеризующимся скоростью накопления не менее 100 м/млн.лет, а также к толщам их перекрывающим.

На ранних этапах изучения ОБ региональный прогноз позволяет определить геологические ресурсы (запасы) и удельные концентрации ресурсов (запасы) УВ. В последующем, в период зонального прогнозирования, региональный количественный прогноз сохраняет свое важное значение, так как дает исходную контрольную цифру НПР, без которой невозможно количественное прогнозирование ЗНГН.

Выявление условий размещения промышленных запасов УВ в НГБ по зонам определяет суть назначения зонального прогноза. ЗНГН представляется как преимущественно аккумуляционный объект. ЗНГН является (по В.С.Лазареву, 1986) объемным телом. Задачи зонального прогнозирования – выявление запасов УВ по зонам, стратиграфическим и гипсометрическим интервалам разреза. Качественно-количественный прогноз предусматривает оценку относительного распределения богатства НГБ по ЗНГН, а количественный – абсолютной величины запасов по ЗНГН.

Региональный прогноз может опираться на набор тектонических показателей, позволяющих дать количественную оценку масштаба нефтегазоносности бассейнов.

Другая процедура (и показатели) экспертной оценки положения и качества нефтегазоносных объектов платформенных областей и краевых систем рассматривает показатели регионального, зонального и локального уровней, которые объединены в четыре группы: тектонические, литологические, гидрогеологические и геохимические показатели. Для этих показателей даются градации (баллы) экспертной оценки от 3 (5) до 0 по степени убывания качества объекта по тому или иному конкретному показателю. Причем показатели по зональному и локальному уровням не повторяют, а лишь детализируют и дополняют показатели регионального уровня. Таким образом, экспертная оценка, например, локального объекта должна начинаться с регионального уровня и продолжаться через зональный. Процедура экспертной оценки нефтегазоносного объекта заключается в последовательном ранжировании объектов по баллам. В случае присвоения объекту балла 0, он исключается из дальнейшего рассмотрения как неперспективный (Б.М.Фролов, В.Н.Зинченко, В.Б.Арчегов, 1986-1988).

Следует отметить, что в указанной процедуре остаются неясными относительные веса показателей. Вне ее остаются также (но присутствуют в неявной форме) процессы формирования нефтегазоносных объектов, вещество их слагающее и морфология объектов, хотя в незначительной степени последняя учтена в структурных показателях. Вне процедуры оказываются представления о НГК, его подразделениях (что влияет на процедуру локализации объекта) и методы получения показателей.

В числе наиболее общих и универсальных показателей, так или иначе контролирующих стадии онтогенеза УВ, рассматриваются (В.Б.Арчегов, 1986-1988):

1). Позиция тектонического (нефтегазогеологического) объекта в региональной перспективно нефтегазоносной структуре территории. Взаимоотношения объекта и окружающих структурных форм, учет условий их развития, морфологии и строения позволяют наметить главные направления миграции флюидов и разграничить эти структурные объекты по способности к генерации или аккумуляции УВ.

2). Мощность осадочной толщи не только опосредованно отражает направленность и интенсивность тектонических движений, но и определяет генерационные возможности НГБ и контролирует размещение месторождений по фазовому состоянию УВ. Последнее обстоятельство исключительно важно при прогнозе нефтегазоносности. Анализ зон нефте- и газонакопления в зависимости от мощности осадочного чехла показывает, что зоны газонакопления встречаются в диапазоне мощностей от (до) 2 до 6 км и более. Причем около половины их располагается в интервале глубин от 4 до 6 км.

3). Соотношение структурных планов. Структурные планы формировались тектоническими движениями, характерными для определенных интервалов геологической истории, в течение которых могли создаться условия, благоприятные для образования скоплений УВ. Каждому структурному плану присущи свои морфология, размерность и ориентировка структурных форм. Учет соотношения этих планов необходим для пространственного прогнозирования районов образования и накопления нефти и газа, а также при выборе объектов нефегазопоисковых работ.

4). Контрастность структурных форм в обобщенном виде выражает интенсивность складчатых деформаций. Она характеризуется региональными уклонами крыльев структуры, величины которых влияют на условия увеличения региональных уклонов, возрастает трещиноватость и, следовательно, проницаемость осадочного чехла, способствующая вертикальному перетоку флюидов и уменьшающая возможности их широкой латеральной миграции. Анализ материалов по эпигерцинским плитам показал, что значительные градиенты уклонов особенно благоприятны для формирования крупных газовых скоплений, тогда как нефтяные залежи тяготеют к участкам с малыми градиентами уклонов. Участки с залеганием пород близким к горизонтальному вообще не содержат промышленных скоплений УВ [1, 52].

5). Активность неотектонических движений оказывает порой значительное влияние на нефтегазоносность территории. Новейший тектогенез, с одной стороны, способствует формированию залежей УВ, но с другой стороны, может привести к переформированию залежей или их полную деструкцию. Особенно негативно сказывается роль активного новейшего тектогенеза на условия сохранности газовых месторождений, весьма чутко реагирующих вообще на любую перестройку структурного плана.

6). Трещино-разрывная сеть. Плотность и масштабы ее проявления, характеризуя проницаемость недр, учитываются при выяснении условий образования и сохранности залежей УВ. Кроме того, разрывные нарушения учитываются при оценке этажа нефтегазоносности. В этом случае принимается во внимание время образования и степень отражения разломов в осадочном чехле территории.

Рассмотренные методы и параметры прогноза нефтегазононости апробированы в разных областях Сибирской и Восточно-Европейской (Русской) древних платформ.

Часть 2

Главное значение при первичной миграции УВ из нефтегазопроизводящих отложений в породы-коллекторы и формировании залежей имеют седиментационные воды; инфильтрационные воды – обусловливают переформирование залежей и часто их разрушение.

Природные процессы … протекают весьма сложно и неоднородно !

С течением времени одни процессы накладываются на другие, воды одного генезиса сменяются водами другого происхождения и т.д.

В природе происходит непрерывный водообмен, характер и интенсивность которого определяются режимом и направленностью тектонических движений в пределах седиментационных бассейнов (ОПБ) и окружающих их областей сноса.

При погружении осадочные породы испытывают давление вышележащих пород, приводящее к уменьшению их объема и выжиманию седиментационных вод, которые мигрируют из плохопроницаемых пород (например, глин) в хорошо проницаемые (песчаники) и затем из области больших давлений перемещаются в зоны меньших давлений.

Указанный процесс Н.Б.Вассоевич назвал элизионным (греч сл. «элизио» - выжимаю). В результате элизионного процесса в недрах происходит движение огромных – огромнейших масс воды.

ПРОЦЕСС проникновения в горные породы поверхностных инфильтрационных вод называются инфильтрационным водообменном.

Стадии (циклы) литогенеза, нефтегазообразования, нефтегазонакопления … и формирования подземных вод генетически связаны друг с другом и обусловливаются одним общим процессом – режимом и направленностью тектонических движений.

Первая часть гидрогеологического цикла (А.А.Карцев) начинается погружением территории, трансгрессией моря и накоплением осадков и заканчивается воздыманием, регрессией и денудацией водоносных пород в какой-либо части региона.

В элизионный этап происходят формирование седиментационных вод и элизионнный водообмен.

При денудации водоносных комплексов происходит инфильтрация поверхностных вод, которая знаменует собой начало второго - инфильтрационного этапа гидрогеологического цикла, при котором начинается инфильтрационный водообмен и формируются инфильтрационные воды, постепенно или частично вытесняющие седиментационные воды.

Инфильтрационный этап продолжается в течении всего периода, при котором водоносные горизонты выходят на поверхность, и заканчивается в начале регионального погружения, когда эти водоносные горизонты перекрываются более молодыми отложениями.

В процессе геологического развития гидрогеологические циклы и составляющие его этапы могут неоднократно повторяться, причем в одних регионах по времени может преобладать один этап, в других – другой и т.д. В зависимости от того, какой этап гидрогеологического цикла испытывает в данный момент определенный водоносный комплекс, который относят или к элизионной … или инфильтрационной природной водонапорной системе.

I Напор вод создается за счет выжимания вод из уплотняющихся осадков вследствие геостатического давления.

II Напор вод происходит в результате превышения гидростатической нагрузки, создаваемой при фильтрации поверхностных вод в водоносные комплексы, над пластовым (геостатическим или геодинамическим) в более погруженных его частях.

При инфильтрации поверхностные воды выбирают наиболее легкие пути, перемещаясь по проницаемым участкам породы и обходя менее проницаемые, т.е. на инфильтрационном этапе содержащиеся в водоносных комплексах седиментационные воды полностью не вытесняются инфильтрационными водами и их значительный объем остается в породах.

Начальная (первичная) миграция УВ из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы связана с элизионным этапом палеогидрогеологической истории.

Последующая миграция флюидов в природном резервуаре также в значительной мере контролируется палеогидродинамическими условиями.

В инфильтрационные этапы палеогидрогеологической истории, наступающие в фазы развития движений воздымания, развивается инфильтрационный водообмен, в связи с чем происходит разрушение или перераспределение ранее сформировавшихся скоплений нефти и газа.

В зависимости от режима тектонических движений одни бассейны осадконакопления в течение длительного геологического времени ( веков. эпох) могут оставаться в условиях непрерывного развития элизионного гидрогеологического этапа, а другие – находиться в обстановке неоднократного чередования элизионного и инфильтрационного этапов.

Указанными особенностями палеогидрогеологической истории могут отличаться отдельные области и районы одного и того же бассейна седиментации.

Территории, где элизионный этап гидрогеологической истории был геологически сравнительно длительным, будут отличаться более благоприятными палеогидрогеологическими условиями для регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления по сравнению с территориями, испытавшими развитие преимущественно инфильтрационных этапов или частое чередование элизионного и инфильтрационного этапов.

Поэтому для прогнозирования распределения регионально нефтегазоносных территорий и зон нефтегазонакопления необходимо выяснение указанных особенностей палеогидрогеологической истории каждой исследуемой территории.

К основным гидрогеологическим показателям оценки региональной нефтегазоносности недр относятся:

* условия распространения в разрезе и пространстве зон и областей затрудненного и интенсивного водообмена и гидрогеологически застойного режима;

* степень промытости инфильтрационными водами отложений отдельных структурных этажей в пространстве и в геологическом времени.

Гидрогеологическая закрытость каждого оцениваемого структурного этажа – важнейший фактор для положительной оценки перспектив нефтегазоносности недр.

Степень промытости отложений одного и того же структурного этажа в пределах одной и той же водонапорной системы – от области питания до области разгрузки – может быть весьма различной.

В комплексе гидрогеологических исследований имеет значение изучение:

* состава природного газа;

* упругости (давления насыщения) растворенного газа;

* количества растворенного газа в пластовых водах.

Основным показателем существования нефтяных и газовых залежей является наличие УВ-газов и в первую очередь ТУВ. Присутствие в УВ –газах СО₂, Н₂S и N свидетельствуют о происходящих процессах разрушения нефтяных и газовых залежей. Присутствие кислорода, являясь отрицательным показателем нефтегазоносности, указывает на поверхностный состав вод.

При оценке газоносности района основную роль играет величина упругости растворенных газов. При положительной оценке перспектив нефтегазоносности по упругости растворенных газов обычно исходят из превышения давления насыщения растворенных газов над гидростатическим давлением пластовых вод.

Только при этом условии, по законам фазового равновесия, может происходить выделение газа из воды в свободную фазу и формирование скоплений нефти и газа.

При установлении превышения упругости растворенного газа над статическим давлением подземных вод в определенных горизонтах и при наличии благоприятных структурных форм район исследований считается перспективным в газоносном отношении.

Гидрогеохимические критерии

К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся:

· высокая газонасыщенность подземных вод УВ газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

· содержание в подземных водах растворенных ТУВ нефтяного ряда;

· специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

· сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (йод, бром, аммоний и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

Геотермические критерии

Глубины начала активизации процессов образования УВ нефтяного ряда из захороняемого в осадке ОВ и первичной миграции из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого ОПБ, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на различных глубинах. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком палеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для развития нефтеобразования и начальной (первичной) миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы. Во многих нефтегазоносных областях геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально геоструктурных зональностей размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе.

Основные задачи – изучение условий формирования и закономерностей размещения месторождений нефти и газа, определение наиболее информативных геолого-геохимических показателей, контролирующих состав, крупность и пространственное распределение скоплений углеводородов на платформах.

Основной практической целью научных исследований в области нефтегазовой геологии является оценка нефтегазоносности территорий, определение особенностей размещения запасов и ресурсов нефти и газа, выделение первоочередных объектов (провинций, областей, районов, зон, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение наиболее экономически рентабельных месторождений УВ. Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного решения двух крупных задач: определения критериев нефтегазоносности и набора показателей, отражающих геологические условия местонахождения углеводородных скоплений и определения комплекса методов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов.

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется повсюду едиными законами, но в зависимости от особенностей геологического строения и развития территорий он может в каждом конкретном случае иметь разную форму проявления и количественное выражение. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, можно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от зон генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и прочее. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны две наиболее распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Первая модель предусматривает сингенетичную нефтегазоносность каждого комплекса, то есть исключает существенные перетоки нефти и газа из одного комплекса в другой, кроме случаев, когда региональные покрышки выклиниваются или практически утрачивают свои экранирующие свойства. Латеральная миграция внутри комплексов, а на участках выклинивания покрышек и вертикальная, приводящие к образованию промышленных скоплений УВ, осуществлялись в свободной фазе, в виде струйных потоков.

Вторая модель наряду с латеральной миграцией УВ в свободной фазе предусматривает возможность широкого развития вертикальных перетоков флюидов как внутри комплексов, так и между ними. Вертикальная миграция происходит повсюду, где экранирующие свойства покрышек ухудшаются. На участках активного ее проявления происходит обеднение нефтью и газов нижних (питающих) горизонтов и комплексов и обогащение – верхних (принимающих).

Показатели нефтегазоносности, контролирующие процесс формирования залежи УВ, определены на основе материалов изучения геологического строения и нефтегазоносности центральных и северо-восточных районов Волго-Уральской НГП. Эти показатели сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особую практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена специальная группа, названная «сохранность».

Нефтегазоносность

Нефтегазоносность характеризуют:

· крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;

· тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;

· положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);

· наличие залежей УВ или нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;

· завершенность цикла перераспределения УВ внутри отдельных комплексов.

Миграция

Миграцию УВ характеризуют:

· проводимость комплексов на пути от зоны максимального погружения до структуры (в пределах секторов);

· положение ловушки относительно главных путей струйной миграции;

· положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;

· наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от зоны проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляция

Аккумуляцию характеризуют:

· морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;

· морфологический тип положительных структур второго порядка по комплексам - структурный нос, вал, отсутствие структур 11 порядка;

· структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков ( региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный нос и т.п, локальные поднятия);

· время образования положительных структур первого и второго порядков;

· время образования ловушек и локальных структур замкнутого контура;

· основные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные;

· распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, преимущественно в верхней, в нижней, средней частях);

· литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с максимальными запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);

· выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность

Сохранность залежей УВ характеризуют:

· литологический состав покрышек (глинистые, карбонатные, эвапоритовые, прослои песчаников, прослои алевролитов, прослои углей;

· распределение проницаемых прослоев в покрышках (равномерное, преимущественно в средней, верхней и нижней частях);

· тип покрышки над залежью с максимальными запасами в комплексе (локальная, региональная – полная, неполная);

· наличие нарушений на локальной структуре;

· положение нарушений на локальной структуре;

· вид нарушений на локальной структуре;

· наличие нефтегазопроявлений в покрышках;

· выходы нефти и газа на поверхность в районе месторождения.

Эволюция

Эволюцию характеризуют:

· типы локальных структур (седиментационные, седиментационно-тектонические, тектонические);

· типы локальных структур тектонического происхождения (унаследованные, комбинированные, новообразованные).

Полученные корреляционные связи подразделены на:

1) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть генетически обусловленные;

2) вызванные косвенным (опосредованным) воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть прямо не обусловленные генетическими причинами;

3) случайные, то есть полностью лишенные генетической обусловленности;

4) вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, но противоречащие оцениваемой модели формирования месторождения.

Все качественные показатели нефтегазоносности подверглись количественной кодировке, которая заключалась в придании цифрового индекса (от 1 до 9) каждому из показателей в зависимости от последовательного изменения его свойств и той роли, которую играют эти изменения в процессах формирования скоплений УВ в принятых модельных построениях.

Суть анализа состоит в проверке соответствия выявленных корреляционных связей принципиальным положениям, лежащим в основе моделей формирования месторождений. Для этого потребовалось определение главных положений, отражающих важнейшие этапы формирования (место и время образования нефти и газа, масштабы и форма латеральной миграции, условия аккумуляции и вертикального перераспределения УВ по разрезу и др.) .

Таковы основы методического подхода к изучению условий формирования месторождений нефти и газа .

ЛЕКЦИЯ 9

Показатели и критерии нефтегазоносности

Часть 1. Тектонические показатели.