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 [82].

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 осадочных бассейнов (ОБ) или крупных частей очень больших ОБ. 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 (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 [82]:

• 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 ОБ 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 егоконтрастность. 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.

Таким образом, 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 указанных ниже тектонических показателей, как впрочем и для других, 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.

Особенно это касается гидрогеологических и геохимических показателей. Очевидно, что в каждом конкретном случае набор показателей может быть изменен, расширен и детализирован. 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.

Тектонические показатели регионального уровня прогнозирования включают:

- мощность осадочного чехла (большая – 3, средняя – 2, малая – 1, отсутствует – 0);

- структура региональная 1 порядка (антеклиза – 3, седловина, ступень – 2, синеклиза, региональный прогиб – 1);

- относительное положение региональной структуры (краевое – 3, неопределенное – 2, внутренее – 1);

- тип предшествующих структур (перикратонное опускание – 3, внутриплатформенный авлакоген – 2, остаточное поднятие – 1);

- унаследовательность напорядковых структур (полная – 3, частичная – 2, отсутствует – 1);

- нарушенность сплошности осадочного чехла (отсутствует – 3, незначительная – 2, значительная – 3, весьма значительная – 0);

- глубины максимального погружения подошвы чехла (малые – 3, средние – 2, большие – 1);

- интенсивность и направленность новейших тектонических движений (умеренные отрицательные – 3, умеренные положительные – 2, интенсивные отрицательные – 1, интенсивные положительные – 0);

- насыщенность осадочного чехла породами трапповой формации (отсутствует – 3, низкая – 2, высокая – 1, весьма высокая – 0).

Аналогичным образом разбракованы и тектонические показатели зонального уровня, которые включают:

- мощность субрегиональные и зональные (II и III порядки);

- унаследованность структур II и III порядков;

- интенсивность постседиментационных дислокаций II и III порядков;

- соразмерность и конкордантность зон разрывных нарушений структурам II и III порядков;

- время существования разрывных нарушений;

- глубины максимального погружения подошвы региональной покрышки;

- положение трапповых силлов в разрезе;

- мощность трапповых силлов.

Перечень локальных показателей возрастает уже в два раза и для его обеспечения требуется хорошая изученность исследуемой территории, несравненно более высокая, чем при зональном прогнозировании.

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, 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 [3].

5). Активность неотектонических движений оказывает порой значительное влияние на нефтегазоносность территории. Роль их окончательно не выяснена. Активные неотектонические движения, с одной стороны, способствуют увеличению контрастности структур, усиливают процессы миграции и формирования залежей УВ, но с другой стороны, они могут привести к нарушению сплошности пластов пород, выводу продуктивных горизонтов в зону активного дренажа, то есть в конечном счете вызывают переформирование 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.