Критерии нефтегазоносности. Геотермические критерии критерии прогнозирования нефтегазоносности недр

Критерии Гипергликемией считают уровень глюкозы более 6,5 ммоль/л натощак и более 8,9 ммоль/л в любое

Критерии

Критерии Каждый из нас, явно и неявно, так или иначе задается вопросом: «Что заставляет людей вести себя так, как они себя ведут?» Одним из возможных ответов на этот вопрос является рассмотрение поведения как функции тех интерпретаций, которые человек использует по

В возник­новении и развитии процессов нефте­газообразования и нефтегазонакопле­ния в литосфере большая роль принад­лежит геотермическому фактору.

Между геотермическими условиями каждой области и ее гео­логическим строением и геологической историей существуют тесные взаимо­связи.

Палеогеотермические условия существенно влияли на направ­ленность и течение процесса преоб­разования исходного ОВ, захороняемого в осадках, и на формирование обстановки первичной миграции УВ из нефтегазопродуцирующих отложений в коллекторы.

Глубина активизации процессов образования УВ из ОВ и их первичной миграции при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами бассейна седиментации в течение каж­дого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого бассейна седимен­тации, которые характеризовались раз­ными показателями интенсивности теп­лового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразо­вания и первичной миграции неф­тяных УВ в коллекторы протекали на неодинаковых глубинах. Там, где тепло­вой поток слабый, палеогеотермичес­кие условия менее благоприятны для развития нефтеобразования и первичной миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы.

Также во многих неф­тегазоносных областях геотермические условия являются одними из решающих факторов формирования вертикаль­ной и площадной регио­нальной геоструктурной зональности размещения скоплений УВ, а также из­менений их физических свойств в прост­ранстве и разрезе.

Критерии прогноза сохранности сформировавшихся зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа.

Образовавшиеся в земной коре скопления нефти и газа в ходе развития геологической истории, подвергаются воздействию различных физических, биогеохимических и других фактов видоизменяются и при наступлении определенных геологических и термодинамических условий разрушаются.

Важнейший фактор, определяющий сохранность скоплений нефти и газа,- наличие в разрезе слагающих исследуемую территорию отложений сла­бопроницаемых пород-покрышек.

Положительными критериями для оценки сохранности скоплений нефти и газа являются:

преимущественное развитие нисходя­щих форм тектонических движений;

преобладание элизионных этапов во­дообмена в нефтегазоносных комплек­сах и относительно застойный гидро­геологический режим;

наличие хлор-кальциевых и гидрокарбонатонатриевых вод с высокой минерализацией и минимальным содержанием сульфа­тов;

развитие региональных и локаль­ных ловушек, не раскрывавшихся после образования в них скоплений УВ;

наличие в разрезе практически газонефте-непроницаемых пород-покрышек.

Процесс изучения земных недр с целью выявления месторождений нефти и газа и их подготовки к промышленному освоению услов­но делится на ряд этапов и стадий. Этапы и ста­дии грр различаются по масштабу и характеру объекта изучения, по задачам и видам работ и ожида­емым результатам. Суть стадийности геолого-разведочных работ состоит в том, что начало каждой стадии нахо­дится в зависимости от результатов предыдущей стадии..

В соответствии с задачами региональный этап разделя­ют на две стадии: 1)прогноз нефтегазоносности и 2) оценка зон нефтегазонакопления. Целью региональных геолого-геофизических работ являет­ся изучение основных закономерностей геологического строе­ния слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оцен­ка перспектив их нефтегазоносности и определение первооче­редных районов и литолого-стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ на конкретных объектах.

Поисково-оценочный этап разделяется на три стадии:1) выявле­ния объектов поискового бурения 2) подготов­ка объек­тов к поисковому бурению и 3) поиски и оценка месторождений (залежей). Целью поисково-оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ра­нее открытых месторождениях и оценка их промышленной значимости.

В разведочно-эксплуатационном этапе выделяется стадия разведки и пробной эксплуата­ции. Цель разведочного этапа - изучение характеристик месторождений (залежей), обеспечивающее со­ставление технологической схемы разработки.

Поиски, оценка и разведка могут совмещаться при веде­нии работ на конкретной площади. После открытия одной из залежей поиски могут продолжаться в других продуктивных горизонтах. После введения в эксплуатацию одной из залежей разведочные и даже поисковые работы могут проводиться на других залежах данного месторождения.

Стадийность геологоразведочных работ на НГ.

Этапы и стадии грр на нефть и газ

(Стадии: Объекты изучения:Основные задачи: Итоговая оценка ресурсов)

Региональный этап:

1. Прогноз нГн-ти : Осадочные бассейны и их части: 1. Выявление литолого-стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно-фациальных зон, определение характера основных этапов геотектониче­ского развития, тектоническое районирование. 2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов (резер­вуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование. 3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности. 4. Выбор основных направлений и первоочередных объек­тов дальнейших исследований.: Прогнозные ресурсы Д 2 , частично Д 1.

2. Оценка зон нефте-газонакоп-ления : Нефтегазо-перспективные зоны и зоны нефтегазо-накопления: 1. Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами, основ­ных закономерностей распределения свойств пород-коллек­торов и флюидоупоров и изменения их свойств. 2. Выделение наиболее крупных ловушек и уточнение нефтегазогеологического районирования. 3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности 4. Выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ.: Прогнозные ресурсы Д 1 , частично Д 2.

Поисково-оценочный этап

1

2.

3. Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи): 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.: Предварительно оцененные запасы С 2 , частично разведанные C 1

Разведочный этап.

1. Разведка и пробная эксплуата­ция: Промышлен­ные место­рождения (залежи): 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схе­мы разработки мест-й. 3. Перевод запасов категории С 2 в категорию С 1 . : Разведанные запасы C 1 , частично предварительно оцененные С 2 .

42. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ПРОВЕДЕНИЮ РЕГИОНАЛЬНЫХ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ РАБОТ.

Проведение региональных геолого-геофизических работ регламентируют следующие геологические и экономические требования :

1. Направленность изучения . изучается весь комплекс задач с изучением тект-кой структуры и истории формирования тер-рии.

2. Глубинность изучения. На первой стадии региональных работ изучается земная кора на всю ее мощность опорным бурением. На второй стадии преимущественно изучается осадочный чехол на всю его мощность по сгущенной сети профилей параметрическим и опорным бурением.

3. Сроки работы. Рeгиональные исследования должны проводится в сроки, опережающие развитие поисковых и разведочных работ на 2-3 года, с целью концентрации их на главных направлениях.

4. Ограничение объемов изучения. Рентабельным для региональных работ является ведение их в объемах, составляющих для бурения 10-40% от общего объема и для региональных геофизических работ 15-25% от общего их объема.

5. Комплексность исследований. достигается соединением дистанционных (космических) геологических, геофизических, геохимических и гидрогеологических методов изучения земли и введением в комплекс новых эффективных видов региональных исследований.

6. Обязательное сочетание системы опорных и облегченных наблюдений. Региональные работы должны включать в себя точечные, пунктирные, профильные и площадные наблюдения.

7. Научное обобщение результатов региональных геолого-геофизических работ и составление плана этих работ на перспективу.

СТАДИИ ВЫЯВЛЕНИЯ СТРУКТУР И ПОДГОТОВКИ СТРУКТУР К БУРЕНИЮ.

Цель геолого-разведочных работ на стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению - выявление и подготовка локальных объектов для ввода их в поисковое бурение.

Основной задачей стадии является создание фонда перс­пективных локальных объектов и оценки их ресурсов для выбора и оп­ределения очередности ввода их в поисковое бурение.

Типовой комплекс работ включает: дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и де­тального уровней; структурно-геологическую съемки; гравиразведку, магниторазведку и электроразведку; сейсморазведку по системе взаимоувязанных профилей; бурение структурных скважин; специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и пря­мым поискам. Основными методами выявления и подготовки объектов яв­ляются структурное бурение и сейсморазведка.

Поисково-оценочный этап

1 Выявление объек­тов поискового бурения : Районы с установленной или возмож­ной нефтегазоносностью: 1. Выявление условий залегания и других геолого-геофизи­ческих свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспектив­ных комплексов.2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ. : Прогнозные локализо­ванные ресурсы Д 1 л.

2. Подготов­ка объек­тов к поисковому бурению: Выявленные ловушки: 1. Детализация выявленных перспективных ловушек, позво­ляющая прогнозировать пространственное положение зале­жей. 2. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготов­ленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в по­исковое бурение. :Перспективные ресурсы С 3.

Анализ фонда структур.

Основной задачей стадии выявления и подготовки объектов к поисковому бурению является создание фонда перс­пективных локальных объектов.

Общий фонд структур, учитываемый на начало каждого года, включает:

а) фонд подготовленных структур, еще не введенных в поисковое (параметрическое)бурение (резервный фонд);

б) фонд структур, находящихся в поисковом бу­рении или консервации (исследуемый фонд);

в) фонд струк­тур, выведенных из поискового бурения (освоенный фонд);

г) структуры, выведенные из фон­да по ревизии.

Анализ резервного фонда проводится с целью:

Оценки качества подготовки структур;

Ревизии фонда и отбраковки бесперспективных структур;

Оценки и уточнения перспективных ресурсов;

Определения очередности ввода структур резервного фонда в поисковое бурение.

В результате анализа фонда структур устанавливаются: общие закономерности размещения подготовленных по поисковым на­правлениям и территории; минимальные размеры ловушек; подтверждаемость объектов; обеспеченность заданных приростов запасов и восполняемость введенных в бурение структур фондом подготовленных структур; успешность глубокого поискового бурения на объектах, подготовленных в районах и т.д.

Для анализа фонда структур используются следующие коэффициенты:

Коэффициент обеспеченности структурами Kоб - отношение количе­ства структур резервного фонда Np к количеству вводимых в бурение за год Nвб:

Коэффициент восполняемости структур Kв - отношение количества структур, подготовленных за год (N ) к количеству структур, вводимых в бурение за год Nвб.

Одним из показателей эффективности являются коэффициент подтверждаемости структур глубоким бурением Кподтв , коэффициент успешности поисковых работ на разбу­ренных структурах Кусп. и коэффициент успешности поисковых скважин Кусп.скв

45. СТАДИЯ ПОИСКА И ОЦЕНКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ).

Поисково-разведочный этап:

Поиск и оценка месторож­дений (залежей):

Объектами проведения работ: Подготовлен­ные ловушки, Открытые месторожде­ния (залежи):

Решаемые задачи : 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их гео­лого-геофизических свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазоперспек­тивных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на Государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки.:

Результаты: Предварительно оцененные запасы С 2 , частично разведанные C 1

Типовой комплекс работ включает: бурение и испытание поисково-оценочных скважин; детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку; специальные работы и исследования по изучению геологического разреза, положения контуров залежей и элементов ограничения залежи.

Поисково-оценочные работы осуществляются по проектам, в том числе по комплексным проектам (КП), которые составляются и ут­верждаются в соответствии с действующими инструкциями.

По заверше­нии поискового бурения оценивается эффективность и обосновываются пред­ложения по дальнейшему проведению или прекращения работ.

Эффективность работ на поисково-оценочном этапе определяется сле­дующими показателями: - успешностью открытия месторождений; - количеством поисковых скважин;

Продолжительностью поисковых работ на площади;

Отношением запасов категорий C l + С 2 по открытым месторождениям (залежам) к затратам, которые потребовались на их открытие.

Процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью комплекса факторов :

1) определенным режимом тектонических движений;

2) палеогеографическими и литолого-фациальными, в т.ч. геохимическими условиями накопления осадков;

3) геотермодинамическими условиями вмещающей геологической среды во времени и пространстве;

4) гидрогеологическими и палеогидродинамическими условиями района нахождения скоплений нефти и газа в течение отдельных отрезков времени геологической истории;

5) условиями, обеспечивающими сохранность образовавшихся скоплений нефти и газа

Приведенный комплекс факторов определяет основные показатели и критерии прогноза нефтегазоносности недр.

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 .

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 ОПБ или крупных частей очень больших бассейнов. 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 и показатели (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:

• 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 ОПБ 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.

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 этих показателей 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. 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 (Б.М.Фролов, В.Н.Зинченко, В.Б.Арчегов, 1986-1988).

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, 1986-1988):

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 .

5). Активность неотектонических движений оказывает порой значительное влияние на нефтегазоносность территории. Новейший тектогенез, с одной стороны, способствует формированию залежей УВ, но с другой стороны, может привести к переформированию 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.