На материалах поисково-разведочных работ, проводившихся в перспективных районах Западной Сибири, были выполнены математико-статистические расчеты по отысканию коррелятивных связей между морфологическими параметрами локальных структур и запасами нефти и газа [141].
Результаты исследований показали, что большая часть морфологических показателей слабо связана с запасами нефти. Самой высокой информативностью в отношении запасов обладают средняя амплитуда поднятий (частный коэффициент корреляции по пласту БС1 в Сургутском районе равен 0,51, а по кровле алымской свиты — 0,56). Значительно более ценной в этом отношении является информация об истории развития локальных структур.
Так, например, изучив динамику роста 87 поднятий Сургутского свода (19 разбуренных и 68 выявленных сейсморазведкой), А. Я. Эдельштейн [41] установил, что за неокомское время они достигли в среднем 65% своей амплитуды по кровле юры;, на апт-сеномаиском этапе высота структур увеличилась еще на 15%, а за турон-четвертичное время — на 20%. К концу сеноманского века амплитуда подавляющего большинства складок составила 80% от их современной высоты. Отсюда можно сделать заключение, что приуроченность наиболее крупных скоплений к неокомскому комплексу не случайна и что между временем образования ловушки, интенсивностью ее роста и заполнением нефтью существует генетическая связь. Однако развитие локального поднятия непосредственно не определяет размещение залежей по разрезу и на площади; концентрация рассеянных углеводородов в промышленные скопления требует очень большой сборной площади и, следовательно, большой площадью должна обладать зона регионального нефтенакопления, лишь внутри которой локальные структуры могут быть продуктивными.
Очевидно, на распределение нефти в залежах оказывает влияние не только время образования и роста ловушки, но и другие причины. А. Я. Эдельштейн [142] справедливо усматривает в качестве главной из этих причин палеогнпсометрические взаимоотношения локальных поднятий друг с другом и с крупным тектоническим элементом, который они осложняют. Сущность предложенной этим исследователем методики оценки перспективности локальных поднятий сводится к следующему.
Автор использует структурные карты по трем сейсмическим отражающим горизонтам: Б (примерно кровля юры), М (поверхность неокома) и Г (подошва глинистой пачки турона). Анализируются структуры, расположенные только в пределах свода или мегавала, контролирующего один из нефтегазоносных районов.
Со структурных карт снимаются абсолютные отметки вершин всех локальных поднятий раздельно по трем отражающим горизонтам (Б, М, Г). Далее вычисляются мощности осадков между поверхностями Б и М, М и Г как разность соответствующих абсолютных глубин. Эти мощности можно записать как ΔМГ-М (или ΔМ1) и ΔММ-Г (или ΔМ2).
Получив величины ΔМ1 и ΔМ2 для каждого локального поднятия, можно определить средние мощности неокома и апт-сеноманской толщи для всего свода (М1св и М2св)+ Они получаются как среднеарифметические от ΔМ1 и ΔМ2 вершин всех локальных поднятий. ΔМ1 и ΔМ2 каждой локальной структуры сравниваются с полученными значениями М1св и М2св. Если ΔМ1<М1св, то данная структурная ловушка возвышалась над средним уровнем свода в неокоме. Если ΔМ1>М1св то локальное поднятие отставало в своем росте от структуры I порядка. Очевидно, при прочих равных условиях ловушки, возвышавшиеся над средним уровнем, имели известные преимущества при распределении углеводородов в процессе виутрнрезервуарной миграции. Этот средний уровень можно принять за отсчетный нуль. Тогда запись ΔМ1<0 будет означать, что рассматриваемое локальное поднятие в неокоме для улавливания углеводородов развивалось «благоприятно», а при ΔМ1>0 — «неблагоприятно».
Аналогичным образом рассчитываются палеогипсометрические соотношения локальных поднятий со структурами I порядка в апт-сеномайское время.
Автором предложенной методики не используются более дробные стратиграфические границы (например, разделы между валанжинским и готеривским, аптским и альбеким ярусами и др.), а также поверхности выше подошвы турона, так как сейсморазведка не выделяет упомянутые границы. Но даже и такой анализ дает ценную информацию о связи между развитием локальных ловушек, временем и интенсивностью их конседиментационного роста и нефтегазопосностью определенных стратиграфических комплексов и подкомплексов.
Совместное рассмотрение динамики прироста амплитуд поднятий во времени и их палеогипсометрических взаимоотношений позволило А, Я. Эдельштейну и Г. И. Плавнику [143] усовершенствовать и детализировать предложенную ранее историко-геологическую классификацию локальных структур [104].
Прежде всего авторы выделили в Среднем Приобье новую категорию поднятий III порядка — так называемые объединенные локальные складки. Это обычно крупные пологие замкнутые поднятия, соизмеримые по площади с куполом или валом (т. е. структурой II порядка). Они фиксируются, начиная с какого-либо горизонта в середине меловой толщи: кровли валанжина, поверхности неокома или даже кровли сеномана. Вверх по разрезу объединенные складки обычно затухают, что отражает их длительный конседиментационный рост. Но в нижней части разреза, по кровле юры и по поверхности фундамента объединенные структуры отсутствуют: им обычно отвечает не равновеликий выступ складчатого основания, а совокупность мелких брахиантиклипалей, разделенных довольно глубокими мульдами. Следовательно, объединенные поднятия являются внутричехольными новообразованиями, непосредственно не отраженными от разломов и выступов в фундаменте. Но именно с этими структурами связаны наиболее богатые месторождения нефти в неокоме Среднего Приобья.
Типичные примеры объединенных поднятий — Белозерно-Самотлорское и Соспинско-Советско-Медведевское в Нижневартовском районе; Быстринско-Вынгинско-Вершинное на Сургутском своде.
Сам факт существования залежей нефти, контролируемых объединенными структурами, исключает возможность формирования крупных скоплений в пластах неокома за счет межрезервуарной миграции из юрского комплекса, в котором под пологими меловыми куполами присутствуют мелкие брахиантиклинальные складки, являющиеся ловушками небольших залежей. Точно так же не могут образоваться крупные скопления нефти в пластах баррем-нижнеаптского подкомплекса за счет более мелких залежей валанжина (рис. 37).
В своей классификации А. Я. Эдельштейн и Г. И. Плавник рассматривают одиночные и объединенные структуры раздельно. В табл. 5 приведены признаки четырех классов, выделенных по времени роста поднятий. В каждом классе по палеогипсометрическому положению ловушек в неокоме и в апт-сеноманское время обособляется по четыре подкласса. В каждом подклассе выделяются одиночные складки — вид А и объединенные складки — вид Б.
Из табл. 5 можно заключить, что распределение залежей нефти по разрезу контролируется динамикой конседиментационной складчатости, т. е. временем образования, темпом роста локальных поднятий и их палеогипсометрическими соотношениями с крупными структурами (сводами, мегавалами) и друг с другом.
