Определение нефтегазоносного комплекса

Выделение нефтегазоносных комплексов (НГК) в осадочной толще нефтегазоносных бассейнов (НГБ) обусловлено двумя проблемами – неоднозначной трактовкой термина НГК и различными по форме и содержанию подходами к их обособлению в разрезе. Так, некоторыми исследователями признается необязательным присутствие в комплексе нефтегазогенерирующих пород. Комплексы могут соответствовать одновозрастным формациям, хотя прямой аналогии между теми и другими не существует, выделяться в разведанных бассейнах по изменению запасов и накопленной добыче.

Исходя из ведущих критериев проведенного исследователями нефтегазогеологического расчленения разреза, эти подходы можно обозначить как структурно-вещественный, эпигенетический и количественно-нефтегеологический.

Первый их них рассматривает НГК как часть исторически обусловленных структурно-формационных подразделений, обычно разделенных несогласиями с различающимися литолого-фациальными характеристиками состава, распространением и формированием коллекторов и покрышек. Именно в этом ключе проведено расчленение разреза Тимано-Печорской НГП в работах Г.Е. Дикенштейна (1987), Г.В. Важенина (1988), Е.Л. Власенко (1990), В.И. Громеки (1994), и их соавторов. Кроме единства условий формирования и характерного состава пластов иногда выдвигается требование единства процессов генерации, миграции и аккумуляции и в состав комплекса обязательно включаются нефтегазогенерирующие слои. Следует обратить внимание, что при этом размываются важнейшие по значению отличительные грани между НГК и углеводородными системами. Возражение вызывает и возможность использования несогласий как границ НГК. Как справедливо отмечено Б.А. Лебедевым, наиболее яркие и значительные несогласия предшествуют региональной покрышке и, таким образом, не ограничивают НГК, а усложняют его разрез. Неясным оказывается и один из главных критериев рассматриваемого подхода – обязательная целостность и характерность формационного и литологического состава НГК. Два дополнительно выдвигаемых требования – общность свойств содержащихся в комплексе нефти и газа или условий формирования залежей обычно входят в явное противоречие с условием литогенетического единства комплекса.

Второй подход, несомненно, привлекателен, хотя и трудно реализуем на практике эпигенетический (генетический) принцип нефтегазогеологического расчленения разреза НГБ. Он достаточно подробно изложен в трудах Б.А. Лебедева и П.Б. Кабышева, украинских геологов. Как правило, комплексы, выделяемые на основе приуроченности к определенным стадиям эпигенеза, должны располагать и вполне отчетливой гидродинамической изолированностью (покрышкой), а также взаимосвязанностью большинства элементов проницаемой части НГК. Именно последнее обстоятельство определяет единство условий формирования УВ внутри комплекса. Некоторые исследователи считают присутствие региональной покрышки необязательным, однако именно с учетом этого характерного элемента типичного, полноценного НГК разработана одна из интереснейших классификаций НГБ, а для Тимано-Печорской НГП декларирована (но, к сожалению, не обоснована) вполне удовлетворительная трехчленная схема районирования ее осадочного чехла.

Анализируя стадиально-эпигенетическую зональность в осадочных бассейнах, Б.А. Лебедев приходит к выводу о трехчленном строении чехла на севере Тимано-Печорской НГП с выделением повторяющегося набора: проницаемая, флюидосодержащая толща и региональная покрышка. Ниже «аконсервационной» зоны им различаются: верхнепермско-юрский комплекс с верхнеюрско-неокомской региональной покрышкой, верхнедевонско-нижнепермский комплекс с нижнепермской покрышкой, ордовикско-верхнедевонский комплекс с верхнедевонской покрышкой. Юрские и триасовые отложения относятся к зонам слабого и умеренного уплотнения, породы среднего комплекса к зоне сильного уплотнения, нижняя региональная покрышка и изолируемая ею проницаемая часть разреза – к зоне очень сильного уплотнения. Подчеркивается решающая роль в нефтегазообразовании верхнедевонских (доманик) и раннепалеозойских отложений. Одновременно высказывается мысль о целесообразности разделения чехла большинства НГБ на две части: нижнюю - генерирующую и верхнюю – аккумулирующую.

В то же время реальное воплощение эпигенетического подхода в нефтегеологическом районировании (НГГР) чехла вызывает существенные трудности. Границы эпигенетических зон ведут себя иначе и более латерально неустойчивы, нежели разделы свит и ярусов. Кроме того, в разрезах они почти всегда не совпадают с границами литолого-стратиграфических подразделений и проходят внутри них, что еще больше осложняет выделение и обоснование НГК. Не очень понятна схема воплощения методических рекомендаций генетического подхода в случаях сквозной вертикальной миграции УВ по всему чехлу, а также в отсутствие региональных покрышек, естественным образом разделяющих осадочный разрез.

Третий количественно-нефтегеологический подход использовался сравнительно небольшим числом исследователей. Е.Б. Грунис и др. и В.И. Богацкий пытались осуществить нефтегазогеологическое расчленение чехла Тимано-Печорской НГП по распределению залежей УВ в разрезе «… с учетом литофациального состава формаций, свидетельствующем о наличии нефтематеринских свит (НМС) и природных резервуаров…». Залежи УВ в Тимано-Печорской НГП установлены почти по всему чехлу – от силура до триаса включительно, что требовало применения количественного признака при вертикальном районировании. Однако таковой сформулирован не был и выделение НГК было проведено, главным образом, на основе дополняющих признаков: с учетом состава и особенностей накопления формаций. Это находит свое подтверждение в количестве и объемах выделенных НГК. И у Е.Б. Груниса и у В.И. Богацкого оно максимально и составляет 10 - 11 единиц в пределах фанерозойского чехла.

Тем не менее, хотя бы по замыслу, это направление представляется наиболее привлекательным в связи с попыткой использования максимально объективных результатов ГРР и признака, достаточно четко связанного с онтогенезом УВ – количества и распределения залежей в осадочном чехле НГП.