Оценка перспектив нефтегазоносности слабо изученных бассейнов

Как показали наши исследования, историко-геологический анализ развития седиментационных бассейнов дает возможность прогнозировать следующие характеристики потенциально нефтегазоносных территорий: 1) относительное богатство бассейна нефтью и газом; 2) характер распределения залежей углеводородов (УВ) по разрезу; 3) наличие крупных месторождений и их примерный удельный вес в общих ресурсах; 4) распространение по разрезу и площади наиболее богатых зон и залежей; 5) соотношение жидких и газообразных УВ в бассейне.

Существует довольно большое количество методик определения общих потенциальных ресурсов нефтегазоносных территорий, но в большинстве случаев более или менее достоверный подсчет по ним возможен только при наличии достаточно представительного фактического материала. Методики же определения потенциальных ресурсов на ранней стадии изучения седиментационного бассейна к настоящему времени мало разработаны.

Количественная оценка потенциальных ресурсов нефти и газа какой-либо территории в принципе должна сводиться к решению двух основных задач -определению общего количества УВ, генерированных в осадочном чехле, и установлению количества УВ, которое могло сконцентрироваться в ловушках. Следовательно, задача сводится к поискам таких параметров которые выражали бы характер развития седиментационного бассейна, — с одной стороны, а с другой - были бы связаны с количеством запасов УВ в залежах. Нужен, однако, количественный анализ не отдельных параметров (мощность, объем осадков и т.д.), а их совокупности, что даст возможность учитывать большее число различных факторов и общий характер процессов осадконакопления и нефтегазообразования.

Нам представляется, что таким параметром может быть так называемая средняя объемная скорость заполнения бассейна осадками (v/t). Под этим термином понимается отношение объема осадочных пород чехла (v) ко времени их накопления (t). В объем пород входит объем отложений от нижних горизонтов, содержащих залежи УВ или их проявления, до дневной поверхности. Соответственно стратиграфическому диапазону учитывается и абсолютное время их накопления, включая и перерывы в осадконакоплении. Если имеется возможность, подсчитывается и объем размытых отложений.

Показатель v/t обладает большей информативностью по сравнению с такими параметрами, как мощность, объем осадков и т.д. В нем учитывается и площадь бассейна, и мощность выполняющих его отложений, и время их накопления, т.е. темпы прогибания и седиментации. Косвенно он учитывает и генетические факторы. Во-первых, все осадочные породы содержат органическое вещество (OB), которое подвергается тем же факторам воздействия, что и осадок. Степень преобразованности OB, зависящая от стадии катагенеза, в данном параметре контролируется мощностью осадочных толщ. Во-вторых, выбранные для установления статистических связей бассейны выполнены морскими, прибрежно-морскими и отчасти континентальными осадками. Процентные взаимоотношения пород, накапливающихся в разных фациальных условиях, для каждого бассейна близки между собой. Следовательно, в этом случае учитывается и тип рассеянного органического вещества, поскольку он контролируется фациальной обстановкой накопления осадков.

Время (t) опосредованно отражает влияние факторов разрушения залежей, точнее, длительность их воздействия.

Для более чем двадцати нефтегазоносных бассейнов (НГБ) мира были подсчитаны средние скорости заполнения бассейнов осадками и построен график зависимости выявленных начальных геологических запасов нефти и газа (в пересчете на нефть) от этого параметра (рис. 1). Как видно из графика, с увеличением скорости растут и запасы. Кроме того, оказалось, что с изменением скорости осадконакопления закономерно изменяется и количество крупных месторождений. Поэтому нами условно выделено четыре группы седиментационных бассейнов. Их классификация и краткая характеристика приведены в таблице.

К первой группе (А) относится бассейн Персидского залива. Ко второй группе (Б) - Галф Кост и др.; к третьей группе (В) - Западный Внутренний, Сан-Хоакин и др.; наконец, к четвертой группе (Г) относятся небольшие бассейны типа Венского, Иллинойского и др.

Отмеченная зависимость между средней скоростью заполнения бассейна осадками и общими запасами УВ в залежах вполне закономерна с позиций органической теории. Интенсивное устойчивое прогибание определенного участка земной коры способствует накоплению значительных объемов осадочных пород и OB, быстрому захоронению последнего и его преобразованию. Быстрые темпы погружения ведут к тому, что большие объемы пород проходят главную стадию нефтеобразования и газообразования, следствием чего является и большая масса генерированных УВ.

Установленная статистическая связь общих ресурсов УВ и средней объемной скорости заполнения бассейна осадками может быть описана уравнением регрессии

где Q - суммарные геологические запасы УВ в пересчете на нефть, млрд.т; v/t - средняя объемная скорость заполнения бассейна осадками, км3/млн. лет.

Поскольку свободный член в формуле имеет большую абсолютную величину, уравнением следует пользоваться для оценки запасов преимущественно крупных бассейнов с морским режимом седиментации. Возможно, для "малых" бассейнов, скорость заполнения осадками которых менее 2000 км /млн.лет, или для бассейнов с континентальными осадками существует более сложная зависимость между Q и v/t. Во всяком случае, порядок величины общих ресурсов малых бассейнов лучше определять непосредственно по графику, нежели по формуле.

Некоторые поправки к данной методике расчета запасов нужны, вероятно, и при оценке ресурсов бассейнов с мощными толщами хемогенных отложений в низах разреза. Объем их должен быть исключен из общего объема осадков. Если же хемогенные или другие породы, не являющиеся нефтегазопроизводящими, залегают в верхней части разреза до глубин, на которых предполагается нефтегазообразование, то их объем необходимо включить в объем осадков бассейна, В этом случае такие породы все же являются необходимым фактором в процессе нефтегазообразования, так как благодаря их присутствию в разрезе нижележащие породы попадают в благоприятные термобарические условия.

Разрез платформенных осадочных образований нефтегазоносного бассейна расчленяется по вертикали на ряд комплексов (горизонтов). He каждый комплекс содержит промышленные, тем более крупные, скопления УВ. Как показывает анализ, большое влияние на характер распределения нефти и газа по разрезу осадочного чехла оказывают не только величина прогибания и скорость заполнения бассейна осадками, но также темпы и знак тектонических движений - чередование этапов опусканий и воздыманий. Оказалось, что установленная зависимость между v/t и Q справедлива также и для отдельных нефтегазоносных комплексов.

Характер тектонического режима седиментационных бассейнов, обусловливая строение осадочного чехла, оказывает самое непосредственное влияние на формирование нефтегазовмещающих комплексов, разделенных непроницаемыми толщами, а также на степень концентрации ресурсов УВ.

Перемена знака тектонических движений фиксируется в разрезе перерывами в осадконакоплении, размывами или просто сменой одной литологической толщи другой. Сравнительное изучение строения и нефтегазоносности многих регионов позволило установить, что между числом региональных перерывов и количеством нефтегазоносных комплексов существует прямая зависимость: в подавляющем большинстве случаев количество комплексов равно или на один-два больше числа перерывов.

Кроме этого, выявилась еще одна интересная и важная с практической точки зрении закономерность. Количество региональных перерывов (или резких смен условий осадконакопления) и их положение в разрезе в значительной степени определяют концентрацию запасов, т.е. долю ресурсов нефти и газа, сконцентрированных в крупных месторождениях. Сущносгь этого явления, очевидно, в том, что этапы крупных восходящих тектонических движений вызывали понижение гидростатического давления в осадочных толщах, это в свою очередь вело к выделению растворенных в воде газов в свободное состояние и их миграции с нефтью в ловушки, В целом с увеличением числа перерывов возрастает количество комплексов и уменьшается коэффициент концентрации запасов.

Нами выделены уравнения регрессии для определения коэффициента концентрации в зависимости от общих ресурсов бассейна, скорости заполнения его осадками, количества региональных нефтегазоносных комплексов и региональных перерывов. Подробно они описаны были ранее.

Крупные и гигантские скопления нефти и газа обычно приурочены лишь к относительно небольшой части осадочного разреза и сконцентрированы в определенных зонах, характеризующихся совокупностью благоприятных факторов. Исследованиями установлено, что наибольшее количество залежей и их запасов приурочено к глубинам от 1,5 до 3,0 км.

Н.Б. Вассоевич с соавторами считает, что приуроченность большинства залежей к определенным глубинам отражает определенную тенденцию в локализации скоплений УВ и лишь "... в какой-то мере является следствием меньшей разведанности глубоких горизонтов". По современным представлениям, подобная картина обязана тому обстоятельству, что именно на этих глубинах OB осадочных пород проходит главную стацию нефтегазообразования и реализует основную часть своих генерирующих возможностей. Кроме того, на этих глубинах региональные покрышки обладают лучшими экранирующими свойствами, тогда как на больших глубинах некоторые из них, например, глинистые, из-за сильного уплотнения, возможно, становятся трещиноватыми и более проницаемыми.

Совокупность этих условий и факторов в значительной мере объясняет распространение крупных месторождений. Крупнейшие скопления УВ, особенно нефти, концентрируются в том комплексе, который, с точки зрения перечисленных условий, занимает наиболее благоприятное положение в разрезе. Это явление находит свое отражение в том, что всегда из нескольких нефтегазоносных комплексов имеется один, который в данной зоне концентрирует в себе от 50 до 90% общих запасов. К нему же, как правило, и приурочено больше всего крупнейших скоплений УВ. В плане седиментационного бассейна, например, с погружением фундамента и нарастанием мощности чехла будет наблюдаться смена возраста основного комплекса от более древнего к молодому.

Важным с практической точки зрения является вопрос о соотношении жидких и газообразных УВ в том или ином бассейне. Принципиально решение такой задачи должно исходить из определения роли типа OB пород, степени его катагенетической преобразованности и условий сохранности образующихся УВ.

Мы исследовали доли запасов нефти и свободного газа в общем балансе выявленных ресурсов по 18 крупным НГБ. Необходимо отметить, что для большинства из них отмечаются близкие соотношения пород, накапливавшихся в разных фациальных обстановках - это преимущественно морские и прибрежно-морские осадки, реже - континентальные. Примерно одинаковой была и степень катагенетического превращения пород, слагающих осадочный чехол большинства бассейнов. Иными словами, различия в типах РОВ и степени катагенеза не могли обусловить преимущественную генерацию того или иного вида УВ. Между тем сейчас наблюдаются существенные различия в соотношении нефти и газа между бассейнами разной геотектонической природы (рис. 2).

Так, в нефтегазоносных бассейнах древних платформ преобладает нефть, доля газа составляет не более 15-17%. То же самое можно сказать и о бассейнах, расположенных в пределах прогибов и межгорных впадин мезозойских и кайнозойских складчатых систем. В бассейнах же молодых, эпипалеозойских, платформ газа значительно больше (от 35 до 55%). Нам представляется, что определяющее влияние на подобное соотношение жидких и газообразных УВ в данном случае оказали процессы рассеивания, разрушения, а точнее - разница в миграционной способности, скорости и масштабах рассеивания газа и нефти. Широкое развитие в разрезе древних платформ карбонатов, не являющихся хорошими экранами для газа, значительные катагенетические изменения глинистых покрышек и относительно древний возраст, т.е. продолжительность процессов разрушения, предопределили "обеднение" бассейнов древних платформ газом.

В передовых прогибах и межгорных впадинах мезозойских и кайнозойских геосинклиналей причиной малого содержания свободного газа в общем балансе запасов явилось, очевидно, широкое распространение дизъюнктивных нарушений, зон макро- и микротрещиноватости, по которым мигрировали, как наиболее подвижные, в первую очередь газообразные УВ. К этому следует, однако, добавить, что в бассейнах древних платформ, а также в геосинклинальных областях доля свободного газа может существенно возрастать в тех зонах, где в разрезе появляются мощные толщи эвапоритов и глин в верхней части разреза или резко уменьшается степень нарушенности пород.

Разрез осадочных бассейнов молодых платформ характеризуется, как правило, наличием мощных глинистых толщ, в некоторых из них есть и соленосные отложения. Зоны сквозных нарушений обычно отсутствуют. В совокупности с относительно малой продолжительностью процессов рассеивания эти факторы обусловили накопление и концентрацию значительных объемов газа.

Таким образом, и в данном случае особенности осадконакопления, выраженные в литологическом составе пород, во многом определяют накопление и сохранение разных по фазовому состоянию УВ.

Подводя итоги, нужно отметить, что практическая ценность изложенной выше методики комплексной оценки перспектив нефтегазоносности, на наш взгляд, состоит в том, что она позволяет определить основные характеристики бассейна на основе историко-геологического анализа самых общих показателей и факторов, которые обычно бывают известны на самых ранних этапах изучения перспективных территорий. Поэтому основная область ее применения - новые слабоизученные бассейны.

Для нефтегазоносных бассейнов, в той или иной мере изученны бурением, с накоплением фактических данных появляется возможность разработки более детального прогноза - уже в пределах конкретного региона.