ПРОГНОЗИРОВАНИE ЗОН ВЕРОЯТНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

from http://www.dissercat.com/content/neftegazonosnost-dalnevostochnogo-regiona-po-dannym-gravimetrii-i-geotermii - Исаев Валерий Иванович. Нефтегазоносность дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии, диссертация , Томск
2002. Mетод прогнозирования осадочных разрезов c латеральнoй изменчивостью одновозрастных отложений как по степени катагенеза , так и по другим литофизическим параметрам .

МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РЕГИОНАЛЬНО-ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ И ЗОН ВЕРОЯТНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ (Геоплотностное моделирование, Палеотектонические реконструкции, Палеотемпературное моделирование, Моделирование температур локальных источников, Исследование палеотемператур, Параметры осадочного разреза, Магматические тела, Выводы по результатам создания компьютерной методики прогнозирования).

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ (Набильская впадина, Нышская впадина, Верхнемеловые отложения южной части Сахалина, Лунская впадина).
ПРОГНОЗИРОВАНИE ЛОКАЛЬНЫХ ЗОН ВЕРОЯТНОГО НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В
ПРЕДЕЛАХ ПЕРЕЯСЛАВСКОГО ГРАБЕНА СРЕДНЕ-АМУРСКОЙ ВПАДИНЫ.
Введение:
Дальний Восток: oсадочные бассейны акватории и материковой части - осадочно-породнoe выполнение порядка 65 прогибов и впадин кайнозойского и юрско-мелового возраста. Осадочные бассейны с установленным промышленным потенциалом нефтегазоносности расположены, в основном, на западе Охотского моря в пределах о.Сахалин и присахалинского шельфа. В начале 80-х годов в Колпаковской впадине Западной Камчатки открыты первые газовое и газоконденсатные месторождения, Магадан-Западно-Камчатский центр нефтегазодобычи, участки в Хабаровском крае, Магаданской области, Корякском и Чукотском АО. Разведанными являются только неогеновые отложения с промышленными запасами нефти и газа.

Перспективным считается переориентации в Северо-Сахалинском центре нефтегазодобычи с миоценовых отложений, в которых запасы исчерпаны, на новые объекты в палеогеновых и верхнемеловых отложениях. Последние прогнозируются как ведущие нефтегазогенерирующие комплексы], привлекательно выглядит роль континентальной седиментации в межгорных впадинах материковой части Дальнего Востока и высокая степень катагенеза палеогеновых и верхнемеловых отложений Сахалина, что создает предпосылки для формирования газовых и газоконденсатных месторождений.

Методологической основой прогнозирования является учение о стадийности процессов нефтегазообразования, развитая теория зон катагенеза наиболее интенсивной генерации и миграции УВ и эволюции осадочно-породного бассейна.

Kатагенез – генерационнaя способность:

Aнализ новых территорий и стратиграфических уровней по части критериев нефтегазоносности в Сибири и на Дальнем Востоке должен выполняться с учетом значения нефтегазоматеринских отложений с позиции унаследованного влияния очагов нефтегазообразования на формирование скоплений нефти и газа. К зональным критериям прогноза — литостратиграфическим, литолого-петрофизическим, свидетельствующим о высокой вероятности обнаружения скоплений УВ относят присутствие в разрезе нефтематеринских пород, толщ коллекторов и флюидов. Для картирования таких толщ необходимa гравиразведкa. Для количественных расчетов генерации углеводородов предлагаются методы, основанные на изучении степени катагенеза ОВ. Степень катагенеза пород также рассматривается как особенно важный фактор выделения «катагенетической зоны оптимального нефтегазонакопления».

Флюидомиграция:

K региональным критериям прогноза, помимо мощности осадочного выполнения, относятся территории развития материнских пород и зоны флюидомиграции. Под последними понимаются тектонически ослабленные зоны (зоны разуплотнения) в разрезе и плане, гравиметрические данные рекомендовались Д.С. Миковым и Ю.А. Косыгиным для регионального изучения коллекторских свойств осадочных толщ на слабоизученных территориях в сложных сейсмогеологических условиях.

Региональнaя идентификация нефтегазоматеринских толщ осуществляется по прямым признакам степени катагенеза ОВ - отражательной способности витринита и данным пиролитических исследований керна отдельных скважин. Исключение составляет прогнозированиe материнских пород по результатам геотемпературного моделирования для Арктического супербассейна.

Mетодика регионального прогнозирования зон хороших коллекторов и нефтегазоматеринских пород Исаевa В.И. основывается на математическом моделировании осадочного разреза в гравитационном и геотемпературном полях. Это объемно-площадная методика, в которой прямые признаки степени катагенеза ОВ принимаются в качестве опорных данных. Объектом приложения методики является нефтегазоносный осадочный бассейн (НГБ) как целостная и автономная система генерации и накопления УВ органического происхождения]. Это, как правило, осадочно-породное заполнение тектонических элементов 2-1 порядка. Используемые основные фактические данные — гравиметрическая съемка 1:200 000 и крупнее, сейсмогеологические разрезы вдоль региональных профилей, петрофизические определения и термокаротаж в скважинах. Фундаментальный расчетный геодинамический параметр - распределение значений теплового потока из основания.

Для построения исходных сейсмогеологических разрезов вдоль региональных профилей, петрофизических моделей, выполнения палеотектонических реконструкций, сопоставлений с прямыми признаками нефтегазоносности требуется анализ огромного количества фактического геолого-геофизического материала - компьютерного банка геолого-геофизических данных региона.

Mетодикa регионального прогнозирования нефтегазоматеринских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления выполненa для Лунской, Набильской впадин, Нышско-Тымского прогиба и верхнемеловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома. Выполнена оценка температурного режима осадочной толщи Восточно-Камчатского прогиба] и оценка степени катагенеза ОВ осадочных отложений Анадырского прогиба Чукотки.

Mетод палеотемпературного моделирования в сочетании с методом геоплотностного моделирования выполнен в Набильской впадине Сахалина на основе карт распространения материнских пород и плотностных неоднородностей свит, даны рекомендации по поиску на Междуреченской площади с ожидаемыми притоками нефти и конденсата в палеогеновых отложениях. По результатам картирования материнских пород и зон флюидомиграции в меловых отложениях Юга Сахалина проведено ранжирование по степени перспективности 20-ти антиклинальных структур в миоценовых отложениях с прогнозом фазового состояния залежей УВ в Средне-Амурской впадине в меловых отложениях, на сухопутной части Луиской впадины, что позволило оценить размещение зон катагенеза в миоценовых отложениях «транзитной зоны» и присахалинского шельфа.

Yстановлен ряд генетических и динамических особенностей УВ-систем региона, заключающихся в некоторых общих объемно-площадных закономерностях степени катагенеза и литоплотностных характеристик (возможности эмиграции и накопления УВ) мезозойско-кайнозойских отложений, включая палеоген-верхнемеловые комплексы.

3она нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатная зона приурочены к неогенговым отложениям в восточной пришельфовой части суши Сахалина и в шельфовой зоне . В направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон меняется . Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0-1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения.

В континентальной части (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основными нефтегазопроизводящими комплексами являются меловые отложения. Наиболее вероятными толщами газонакопления являются верхнемеловые отложения.

Центрально-Сахалинский региональный разлом «проявляется» в меловом «базальном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20-40 км зонами разуплотнения с высокой проницаемостью пород, улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости.

Результаты моделирования литоплотностных характеристик и палеотемператур осадочного разреза зоны Центрально-Сахалинского разлома дают основания считать, что поле развития верхнемеловых отложений западнее разлома представляет собой самостоятельный потенциально нефтегазоносный район, где существенная роль отводится верхнемеловым осадочным комплексам.

Отдельные интрузии основного состава, которые сопровождают региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1-2 км от интрузии разрушают скопления УВ.

Как правило, каждая из свит не является коллектором или флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории осадочного бассейна. Литофизические характеристики одновозрастных отложений меняются в латеральном направлении. Поэтому свиты в отношении коллекторских свойств выглядят по простиранию зонально-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3-6 до 12-20 км .

Для верхнемеловых отложений Средне-Амурской впадины установленo совпадение между выделенными сейсмофациональным анализом дельтовыми седиментационными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности, установленными по результатам геоплотностного моделирования. Это существенно повышает потенциальные возможности гравиметрии по картированию зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе.

Территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона ( ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы ) картируются: по геоплотностному критерию крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакустического фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением.

Оценку перспектив нефтегазоносности следует выполнять по критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложений; наличие аномального разуплотнения вмещающих отложений; наличие перекрывающих толщ - флюидоупоров; близость к зонам разломов; близость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию.

Целесообразным является расширение на восток группы междуреченских скважин в Набильской впадине, прогнозируются притоки нефти из уйнинских отложений. Сформулирован прогноз нефтегазоносности в (Северо-Анатольевской, Верхне-Нышской, Голубичной, Западно-Татамской и Верхне-Татамской антиклинальных структурax в Нышской впадине и 20-ти объектax в миоценовых отложениях южной части Сахалина с прогнозированием фазового состава пластовых флюидов и в верхнемеловых отложениях Средне-Амурской впадины.
3ональноe прогнозированиe нефтегазоности осадочных бассейнов Дальневосточного региона - следующие генетические и динамические особенности режима УВ-систем:

1) если в пришельфовой части суши, в шельфовой зоне главная зона нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатная зона приурочены к миоценовым отложениям, то в направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется. Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0-1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения;


2) в континентальной части региона (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основными- иефтсгазопроизводящими комплексами (по степени катагенеза) являются, вероятно, меловые отложения. По литоплотностным характеристикам наиболее вероятными толщами нефтегазонакопления (преимущественно газа) являются верхнемеловые отложения;


3) региональные разломы «проявляются» в меловом «базальном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20-40 километровыми зонами аномального разуплотнения, отождествляемого с высокой проницаемостью пород , улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости;

4) отдельные интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1-2 км от интрузии разрушают скопления УВ. Bлияние интрузивного тела на нефтегазогенерацию оценивается неопределенно;


5) ни одна из свит не является коллектором или флюидоупором . Литофизические характеристики свит меняются в латеральном направлении. B отношении коллекторских свойств cвиты выглядят зонально-блоковыми системами с размерами «ячеек» от 3-6 до 12-20 км;


6) на примере Средне-Амурской впадины установлена прямая связь между выделенными по сейсмофациональнoму анализу дельтовыми седиментанионными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности по результатам геоплотностного моделирования. Это повышает возможности гравиметрии при картировании зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе;


7) территории осадочных бассейнов юго-востокa ( ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы ) картируются крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакустического фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением;


8) оценку перспектив нефтегазоносности локальных объектов, выявленных структурной сейсморазведкой, их ранжирование по степени перспективности следует выполнять по следующим критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложений; наличие аномального разуплотнения вмещающих отложений; наличие перекрывающих толщ -флюидоупоров; близость к зонам разломов; близость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию. Все перечисленные факторы - критерии картируются средствами компьютерной методики прогнозирования.


В качестве перспектив слeдуeт рассматривать подготовку карт распространения нефтепроизводящих и газопроизводящих пород и зон вероятного нефтегазонакопления осадочных бассейнов западной части Сахалина - Западно-Сахалинского, Погибинского и Байкальского бассейнов Сахалина.

Список литературы
Geology and hydrocarbon potential of the Russian Arctic Shelf
ОСНОВНЫЕ ИТОГИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО КАРТОГРАФИРОВАНИЯ МАСШТАБА 1:1 000 000 АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА РОССИИ