2.6. Историко-катагенетический анализ («модели прогрева»)

При оценке перспектив нефтегазоносности анализируется комплекс нефтегеологических показателей: реконструируется история формирования осадочного чехла, ретроспективно моделируются эпейрогенические кривые, отражающие во времени динамику погружения и накопления осадочных образований, прохождение ими температурных зон (т.е. прогрев толщ, приводящий к функционированию очага нефтегазогенерации), изучаются и фиксируются перерывы в осадконакоплении, связанные с воздыманием территории, замедлением или прерыванием про­цессов нефтегазообразования. Эти реконструкции получили название “модель прогрева”, при помощи которой получают теоретический расчет степени катагенетического преобразования РОВ осадочного чехла в любой точке исследуемого бассейна.

Суть реконструкции “модель прогрева” заключается в последовательном анализе взаимосвязи эпейрогенических кривых с палеотемпературами, т.е. динамикой прогрева.

Для построения модели прогрева используется конкретный разрез скважины, образующий на чертеже ось ординат в определенном вертикальном масштабе. По оси абсцисс откладывается геологическое время (в млн лет), отвечающее возрасту пород, слагающих разрез. Эпейрогенические кривые строят по вертикальным мощностям отложений (на конец времени их накопления). По оси ординат отмечаются температуры ГЗН, привязанные к глубине. Для этого используют замеры современных температур и сведения о палеотемпературах. По расчетам Н.А. Любимовой (1959) и Н.М. Фролова (1971), температуры в рифее были на 20—40 °С выше современных. Н.В. Лопатиным (1969) была предложена формула для эмпирических расчетов степени катагенетического преобразования в любом осадочном бассейне:

R°= 1,301 logT- 0,5282,

где R° — значения, приведенные к показателям катагенетической зрелости по витриниту; Т = T₁ х 1/32 + Т₂ х 1/16 + Т₃ ^х 1/8 ...); Т, — время прохождения материнскими толщами температурного интервала 50—60 °С; Т₂ — время прохождения материнскими толщами температурного интервала 60—70 °С и т.д.

Реконструируя историю формирования осадочного чехла, можно определить пространственно-временное положение очага нефтегазогенерации и зоны нефтегазонакопления. Для наглядности и аргументации выводов удобно совмещать на карте изопахический треугольник (показывая время формирования ловушек) и модель прогрева (показывая время вступления материнской толщи в очаг нефтегазообразования). Очевидно, что оптимальным будет совмещенное в пространстве и во времени положение очага и зоны нефтегазонакопления, это позволяет выбрать, а также оценить наиболее перспективные объекты (зоны нефтегазонакопления) и направления дальнейшего неф-тепоискового изучения.

Глава 3. Оценка перспектив нефтегазоносности

Определение ресурсного потенциала нефтегазоносного бассейна - важная составная часть его оценки. На первых этапах нефтепоискового изучения главной целью является количественное определение нефти и/или газа в конкретном бассейне и ответ на вопросы: надо или не надо искать и осваивать УВ сырье (если да, то нужно выделить районы поисков и освоения), где можно получить больше и/или в каких соотношениях нефти и газа.

Основой всех расчетов служит определение общего количества УВ которое могло образоваться в недрах бассейна или его части и сформировать скопления в виде залежей нефти и газа. Из общего количества прогенерированных осадочной толщей бассейна УВ в залежах сохраняется лишь 1% нефти и до 2% газа, они и составляют основу расчетов начальных суммарных ресурсов. Начальные суммарные ресурсы состоят из неоткрытых (не разведанных) и открытых (разведанных) категорий. К первым относят прогнозные Д₂, Д₁ и перспективные С₃ ресурсы, ко вторым - начальные разведанные запасы, состоящие из суммы запасов категорий С₂ (предварительно оцененные), С₁ В, А (промышленные) и извлеченные (накопленная добыча).

Прогнозные ресурсы Д₂ определяют на основе общих сведений и представлений о размерах бассейна, мощности осадочного чехла, проведенных сравнительных аналогий с близким типом нефтегазоносного бассейна.

Категория Д₁ определяется для всего или части осадочного бассейна, в котором установлена нефтегазоносность, проводится бурение параметрических скважин.

Перспективные ресурсы С₃ определяются для зон с установленной промышленной нефтегазоносностью, для структур, на которых еще не было поискового бурения.

Предварительно оцененные запасы по категории С₂ считают на поисковых площадях, где выявлена залежь нефти или газа, для части структуры, где бурение пока не проводилось.

Промышленные запасы по категориям С₁ В, А выявляют бурением и испытанием скважин на поисковом, разведочном и эксплуатационном этапах, при этом определяют и уточняют размеры, параметры залежей УВ.