Влияние природных факторов на богатство недр газом и нефтью в промышленных скоплениях достаточно специфично для различных геологических объектов. Например, для альб-сеноманского комплекса ЗСП геологические факторы по степени уменьшения своего влияния выстраиваются в ряд: тектонический → литологический → геохимический → геотермический + временной → гидрогеологический. Для юрского НГК провинции в целом влияние геотермического, геохимического и литологического факторов равнозначно и первостепенно, тектонического и временного — второстепенно, гидрогеологического — малозначимо. Но даже для юрского НГК различных областей провинции соотношение значимости разных генетических факторов также достаточно различно. Таким образом, набор геологических критериев качественного прогноза — параметров количественной оценки НПРУВ строго индивидуален для различных геологических объектов, в частности, автономных продуктивных комплексов на севере Западной Сибири.
С точки зрения авторов должен существовать некоторый оптимум числа генетических критериев (параметров), используемых при прогнозировании нефтегазоносности недр на качественном и количественном уровнях. Например, для таких литологически сложных объектов, как тюменская свита ЗСНГП это число должно составлять не менее 10—12 и не более 20—25 параметров. В то же время для простых (относительно однородных) объектов типа альб-сеноманского НГК Западной Сибири для количественной оценки НПР (газа или нефти), как показывает опыт, вполне достаточно использование 4—6 критериев (параметров). Проанализируем действенность и применимость этих факторов и параметров для решения прогностических задач применительно к анализируемым продуктивным комплексам.
Тектонические критерии (параметры)
Современный этап развития геологии нефти и газа обнаружил гораздо более значимую (а иногда и определяющую) роль тектонического фактора в реализации процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.
По характеру или масштабу проявления и отношению к объекту воздействия тектонические критерии газонефтеносности можно разделить на:
- геотектонические, определяющие обособление крупных фрагментов земной коры с разным тектоническим режимом, ответственным за формационные, термобарические и другие условия формирования крупных нефтегазоносных территорий;
- седиментационно-тектонические, влияющие на литолого-фациальные условия формирования нефтегазоносных комплексов;
- структурно-морфологические, ответственные за гипсометрическое обособление зон преимущественной генерации и аккумуляции углеводородов (УВ) и формирование разнообразных геологических структур, контролирующих размещение ловушек нефти и газа;
- тектонодинамические, определяющие условия влияния тектогенных силовых полей (вибрационных, акустических, электромагнитных и т.п.) на реализацию процессов онтогенеза нефти и газа и особенности литологического, геохимического, гидрогеологического и т.п. контроля нефтегазоносности.
К универсальным параметрам тектонического фактора, использование которых при расчетах и построениях генетико-морфологических зависимостей наиболее целесообразно, относятся следующие (преимущественно для газонакопления в терригенных толщах):
- расстояние до окраины седиментационного бассейна, линии выклинивания или опесчанивания покрышек, изолирующих комплекс;
- положение в мегаструктуре продуктивного комплекса — в пределах положительных или отрицательных структур I порядка (своды + мегавалы — валы и куполовидные поднятия — седловины — моноклинали внутрибассейновые — впадины + прогибы — внешние моноклинали);
- средние морфологические параметры ловушек различного типа;
- суммарный полезный объем ловушек: а) в пределах локальных структур, б) в зонах и на участках латерального перехода коллекторских горизонтов в непроницаемые (фациально-литологические и литологотектонические — контакт по разлому — барьеры, эпигенез коллекторов, выклинивание на непроницаемых участках фундамента, примыкание к диапирам и т.д.);
- площадная плотность дизъюнктивных нарушений по кровле комплекса: а) в сводовых частях локальных структур, б) на их склонах, в межструк-турных пространствах (дизъюнктивная нарушенность);
- отношение средних амплитуд разломов (по кровле комплекса) к мощности покрышек различного ранга;
- современная глубина погружения кровли проницаемой части комплекса.
Литологические критерии
При подсчетах плотностей запасов УВ в породах мела и юры в Западной Сибири исследователями ВНИИГАЗа наиболее устойчивые зависимости ранее были установлены для следующих литологических параметров: 1) песчанистость разреза; 2) расчлененность разреза; 3) средние мощности прослоев; 4) количество прослоев на 100 м вскрытого разреза, причем, параметры 2—4 просчитываются для всех выделенных в разрезе литологических типов пород. Важное значение имеет и такой параметр, как доля песчанистости, приходящейся на пласты единичной мощности 10—30 м, экранированные глинистыми покрышками 15—20 м, от суммарной песчанистости.
Отдельно следует отметить параметры ФЕС, которые существенно влияют на миграционно-аккумуляционные и консервационные факторы прогноза, однако используются фрагментарно — по наличию фактического материала.
Геотермические критерии
В качестве важнейших параметров геотермического фактора признаны:
- величины СТ (°С) в кровле проницаемой части комплекса;
- степень катагенетической преобразованности кровельных и средних горизонтов комплекса, определяемая по величинам ПОВ (R°, %);
- термоглубинный показатель продуктивности, определяемый как произведение средних глубин погружения пород и геотемператур.
Геохимические критерии
К ним относятся: среднее содержание РОВ (Сорг, %) в породах комплекса: глинах и глинистых алевролитах, песчаниках и алевролитах и массовые отношения КОВ/РОВ, которые относительно легко картируются по площади распространения и разрезу отдельных комплексов и подкомплексов. Важнейшее значение имеет и тип (состав) рассеянного и концентрированного ОВ, однако именно этот параметр относится к числу наиболее трудно определяемых и картируемых в объеме НГК, в силу его значительных пространственных вариаций.
Эволюционно-генетические критерии
В качестве действенных параметров временного фактора целесообразно использовать следующие:
- 1. Относительное время формирования структурных ловушек.
- 2. Время нахождения материнских толщ в условиях, оптимальных для нефтеобразования. В частности, В.В. Нагорный с сотрудниками (1984) считают, что температура является ведущим фактором катагенеза лишь при достаточном (не менее 50 млн. лет) геологическом времени.
- 3. Временное соотношение начала эмиграции УВ и формирования ловушек.
- 4. Объемную скорость осадконакопления после образования анализируемого осадочного продуктивного комплекса.
Из всех указанных выше параметров наиболее трудно поддается определению (картированию) и изучению количественного влияния на величину геологических ресурсов, а также на соотношение газ : нефть и газ свободный : газ в «шапках» дизъюнктивно-тектонический параметр. Однако и для него возможно определение эмпирико-статистических или экспертных количественных зависимостей. Именно флюидопроводящие разломы вносят значительную неопределенность и крайне затрудняют использование ряда генетических и литологических параметров, «фазовые» расчеты по которым целесообразно проводить в двух вариантах — безразломном и с учетом реально наблюдаемой (ожидаемой, «закартированной») интенсивности разломной тектоники. Во всяком случае, только совместный анализ значений генетических параметров и газонефтяных отношений позволяет дать достаточно обоснованный ответ на вероятное распределение газовых ресурсов по типам УВС. В частности, раздельное использование генетических параметров невозможно, точнее некорректно, поскольку они в совокупности определяют генерационно-массовые отношения УВ в земных недрах и фазовые отношения в залежах и суммарных НПР.
В заключение в табл. 8.1 для всех продуктивных комплексов и подкомплексов осадочного чехла и доюрских пород ЯГНО приведены важнейшие прогностические геологические факторы.
