Локальный прогноз
Локальные объекты восточной части Прикаспийской НГП. Во второй половине 80-х годов автором были выполнены работы по оценке степени перспективности локальных объектов Жаркамысского и Темирского карбонатных массивов на основе рассмотренной выше авторской методики бассейнового моделирования. Генерационный фактор учитывался с помощью расчетов масштабов генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов органическим веществом вмещающих отложений в пределах нефтегазосборных площадей (НГСП) разведанных месторождений, контролируемых современным структурным планом нижнепермской (ТТ-1) и подольской (ТТ-2) терригенных покрышек. Расчеты показали, что генерационного потенциала как терригенных (ТТ-1, ТТ-2), так и карбонатных (КТ-1, КТ-2) толщ недостаточно для формирования, в частности, месторождений Жанажол и Кожасай.
Палеореконструкции структурного плана показывают, что источниками УВ для этих месторождений не могла быть миогесинклиналь Южного Урала, т.к. до начала орогенного этапа ловушки еще не были сформированы (Рис. 11). В условиях выклинивания карбонатных толщ в западном направлении и резкой литологической неоднородности терригенных толщ маловероятно предположение подтока УВ из внутренних частей Прикаспийской впадины. Судя по анализу флюидодинамической обстановки, и характеру ВНК залежи в КТ-2 Жанажольского месторождения (Рис. 12), можно предположить, что основным источником УВ в залежи являлась вертикальная миграция по разрывным нарушениям из нижележащих девонско-нижнекаменноугольных отложений.
В результате была предложена шкала балльной (Рис. 13) оценки степени перспективности поисковых локальных объектов района, на основе которой оценен весь фонд структур, в том числе структуры, к тому времени вводившиеся в поисковое бурение.
В результате практически все структуры, находившиеся в бурении на Темирском своде и прилегающих территориях – Аккудук, Аккум, Северный Бактыгарын и др., получили оценку не выше 2 баллов. В качестве одного из наиболее перспективных объектов оценена структура Локтыбай, расположенная на юге Жаркамысского свода. Объект, выделявшийся здесь по горизонту П2 (КТ-2), согласно предложенной шкале оценивался в 20 баллов (Рис. 4).
В результате последующих поисковых работ было установлено отсутствие нефтегазоносности (при подтверждении наличия структур и наличии коллекторов) перечисленных объектов на Темирском своде и, напротив, в последствии на структуре Локтыбай в отложениях КТ-2 было открыто нефтяное месторождение (Рис. 14).
Таким образом из пяти рассмотренных крупнейших скоплений УВ в Прикаспийской впадине и ее ближайшем обрамлении, на четырех непосредственно (Тенгиз, Карачаганак, Астраханское, Оренбургское и видимо Кашаган) и на одном по комплексу косвенных данных (Жанажол) установлена гидродинамическая связь вмещающих каменноугольно-нижнепермских отложений с нижележащими комплексами девонско-турнейского возраста, являющимися доминантными НГМ комплексами региона. Их генерационные возможности примерно на порядок превышают аналогичные параметры визейско-башкирских
Рис. 11 Структурные и палеоструктурные схемы местороджения Жанажол.
Рис. 12 Положение ВНК и «водогазонефтяной» зоны в толще КТ-2 месторождения Жанажол.
Рис. 13 Шкала оценки степени перспективности локальных объектов в толще КТ-2.
Рис. 14 Локальные объекты Жаркамысского и Темирского сводов.
(нижнепермских) отложений, считающихся в настоящее время основными нефтегазоносными комплексами региона.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В представленной работе изложены результаты многолетних исследований автора в области разработки методики (бассейновое моделирование) прогноза нефтегазоносности и ее практического применения при количественной оценке прогнозных ресурсов и обосновании перспективных направлений геологоразведочных работ на подсолевые отложения Прикаспийской НГП. Авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, фирмы EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то предложенная авторская методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи.
Практическое применение предложенной методики показало ее высокую эффективность при прогнозе нефтегазоносности, количественной и качественной оценке потенциала углеводородного сырья в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП. В работе, большей частью приводятся примеры региональных, зональных и локальных прогнозов автора, дававшиеся до бурения или вскрытия подсолевых отложений и в последствии подтвердившиеся результатами геологоразведочных работ в регионе.
Кроме чисто практических результатов, использование авторской методики позволило предложить обоснованную и понятную схему нефтегазогеологического районирования российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также обосновать основные факторы, определяющие нефтегазоносность подсолевых отложений региона.