Глава 6. Реконструкция условий эмиграции, сохранения и перераспределения продуктов генерации. Выделение нефтегазосборных площадей (НГСП).

Степень сохранности эмигрировавших УВ в разрезе, в значительной степени, определяется историей и условиями реализации нефтегазоматеринского потенциала. Эти условия зависят от особенностей литологического разреза и истории геологического развития того или иного участка региона. Большое значение имеет количество и качество пород-покрышек, участвующих в строении осадочного чехла и препятствующих рассеиванию эмигрировавших УВ.

Очевидно, что миграционноспособные УВ, эмигрировавшие до отложения перекрывающих флюидоупоров, могли рассеяться и не участвовать в процессах аккумуляции в залежах. Углеводороды, генерация и эмиграция которых происходила после формирования надежного перекрывающего флюидоупора, большей частью сохранялись от рассеивания и могли рассеяться только после потери породой-покрышкой ее экранирующих свойств, если к этому времени выше по разрезу еще не успел сформироваться следующий флюидоупор. Таким образом, для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления, оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ.

Для выяснения степени сохранности в недрах эмигрировавших миграционноспособных УВ необходимо, на фоне реконструкции истории осадконакопления оценить процесс реализации генерационного потенциала РОВ. С этой целью предложен следующий прием фиксации и учета поэтапной реализации нефтегазогенерационного потенциала (1983, 1991).

1. Территория исследований разбивается на участки (зоны подсчета), отличающиеся по набору присутствующих в разрезе пород-покрышек (Рис.4);

2. Для каждого участка восстанавливаются палеогеологические разрезы на этапы геологической истории, предшествующие началу накопления каждой покрышки и современный геологический разрез;

3. Для каждого этапа, на основе принципа геолого-катагенетических аналогий [59], либо любым другим методом, восстанавливается шкала катагенетической зональности РОВ;

4. В зависимости от генетического типа РОВ, по коэффициентам эмиграции (разд. 2.2), для каждой градации катагенеза рассчитывается та часть генерационного потенциала (в %), отдельно для газообразных и жидких продуктов генерации, которая была реализована за данный этап;

5. Доля реализованного на каждой стадии катагенеза генерационного потенциала выражается графически в виде диаграмм (Рис. 4) и может быть вычислено в относительных процентах в зависимости от площади, занимаемой им по отношению к площади суммарного потенциала (принятого за 100% индивидуально для каждого типа РОВ);

6. по отношению количества УВ, эмигрировавших под покрышками, (Q сохр.) к общему реализованному в настоящее время потенциалу (Qр) вычисляется пересчетный коэффициент сохранности эмигрировавших УВ для каждой нефтегазоматеринской толщи (НГМТ), с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа.

Эта методика позволяет оперативно, графически оценить степень (коэффициент) сохранности эмигрировавших УВ в недрах, с помощью которого рассчитывается абсолютное количество эмигрировавших УВ, сохранившихся в недрах и способных участвовать в процессах формирования залежей нефти и газа. Именно эти сохранившиеся УВ участвуют в дальнейших расчетах.

Рис. 4 Схемы поэтапной реализации генерационного потенциала подсолевых отложений Прикаспийской впадины.

Традиционная методика объемно-генетического анализа не предусматривает учет перераспределения эмигрировавших УВ по площади и по разрезу. В связи с этим был предложен метод прогноза нефтегазоносности, основанный на расчете потенциальной удельной плотности миграционного потока нефтегазосборных площадей - НГСП (Орешкин, 1983, 1991). В западной литературе этому термину соответствует понятие «Зоны дренирования» и оно является одним из базовых положений технологии бассейнового моделирования. Суть предложенного метода заключается в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися УВ. Основным фактором, контролирующим границы НГСП, является структурный план регионально выдержанных флюидоупоров. Границы НГСП проводятся по осевым линиям отрицательных структурных элементов на структурной карте подошвы перекрывающего флюидоупора (покрышки) (Рис. 5).

В частности, для подсолевых отложений Прикаспийской НГП выделение НГСП осуществлялось на основе структурной карты подошвы соли, которая, являясь региональным флюидоупором, должна контролировать распределение основной массы УВ в процессе их миграции от внутренних частей впадины к периферийным. Основная, наиболее четко выраженная граница проходит по точкам максимальных глубин залегания подошвы соли, расположенным в центральной части Сарпинского прогиба, Центрально-Прикаспийской депрессии, и восточнее долготы Оренбурга поворачивает на север - в Предуральский прогиб. Эта граница, являясь в масштабах НГБ нефтегазоразделом I-го порядка, делит Прикаспийскую впадину на две миграционно самостоятельные НГСП I-го порядка - приплатформеную и приорогенную. На нефтегазораздел I-го порядка опираются нефтегазоразделы II-го порядка, проведенные по депрессиям, выраженным в структуре подошвы соли, осложняющим НГСП I-го порядка. Они являются границами НГСП II-го порядка.

С целью полуколичественной, сравнительной оценки потенциальных ресурсов УВ, обеспечивающих процессы миграции и аккумуляции в каждой НГСП, был предложен показатель удельной плотности миграционного потока, выражающийся отношением суммарного количества сохранившихся эмигрировавших УВ к длине "конечного барьера миграции", замыкающего данную НГСП.

Таким образом, предложенный показатель, суммирующий влияние целого комплекса геохимических, историко-геологических, литологических и структурных факторов дает возможность оценить степень обеспеченности процессов формирования скоплений УВ сохранившимися в недрах, эмигрировавшими УВ на различных участках (НГСП) региона.

Рис. 5 Принцип выделения нефтегазосборной площади (НГСП)