Гидрогеохимические показатели. К числу гидрогеохимических косвенных показателей нефтегазоносности недр относятся [1, 37, 53]:

• высокая газонасыщенность подземных вод УВ газами и повышенная упругость давления насыщения водорастворенных газов;

• содержание в подземных водах растворенных ТУВ нефтяного ряда;

• специфические особенности химического состава высокоминерализованных подземных вод пониженной сульфатности, характерные для нефтегазоносных территорий;

• сравнительно повышенное содержание в подземных водах микроэлементов (йод, бром, аммоний и др.) и некоторых органических соединений (нафтеновые кислоты, фенолы и др.).

Геотермические показатели. Глубины начала активизации процессов образования УВ нефтяного ряда из захороняемого в осадке ОВ и первичной миграции из нефтегазопродуцирующих толщ в коллекторы при прочих равных условиях в значительной мере контролировались палеогеотермическими параметрами ОПБ в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. В различных частях даже единого ОПБ, которые характеризовались разными показателями интенсивности теплового потока и палеогеотермического градиента, процессы нефтегазообразования и первичной миграции нефтяных УВ в коллекторы протекали на различных глубинах. В бассейнах седиментации со слабым тепловым потоком палеогеологические условия были сравнительно менее благоприятными для развития нефтеобразования и начальной (первичной) миграции нефтяных УВ из продуцирующих отложений в коллекторы. Во многих НГО геотермические условия являются одним из решающих факторов формирования вертикальной (глубинной) и площадной регионально геоструктурных зональностей размещения скоплений УВ, а также изменений их физических свойств в пространстве и разрезе [11, 53].

Основные задачи – изучение условий формирования и закономерностей размещения месторождений нефти и газа, определение наиболее информативных геолого-геохимических показателей, контролирующих состав, крупность и пространственное распределение скоплений углеводородов на платформах [1, 11].

Основной практической целью научных исследований в области нефтегазовой геологии является оценка нефтегазоносности территорий, определение особенностей размещения запасов и ресурсов нефти и газа, выделение первоочередных объектов (провинций, областей, районов, зон, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение наиболее экономически рентабельных месторождений УВ. Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного решения двух крупных задач: определения критериев нефтегазоносности и набора показателей, отражающих геологические условия местонахождения УВ-скоплений и определения комплекса методов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов .

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется повсюду едиными законами, но в зависимости от особенностей геологического строения и развития территорий он может в каждом конкретном случае иметь разную форму проявления и количественное выражение. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, можно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от зон генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и прочее. Принципиальная схема формирования (расформирования) залежей нефти и газа показана на рисунке 1. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны наиболее распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочно-миграционной теории происхождения нефти [1, 39].

Показатели нефтегазоносности сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особую практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена специальная группа, названная «сохранность» [1].

Нефтегазоносность характеризуют:

• крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;

• тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;

• положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);

• наличие залежей УВ или нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;

• завершенность цикла перераспределения УВ внутри отдельных комплексов.

Миграцию УВ характеризуют:

• проводимость комплексов на пути от зоны максимального погружения до структуры (в пределах секторов);

• положение ловушки относительно главных путей струйной миграции;

• положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;

• наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от зоны проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляцию характеризуют:

• морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;

• морфологический тип положительных структур второго порядка по комплексам - структурный нос, вал, отсутствие структур 11 порядка;

• структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков ( региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный нос и т.п, локальные поднятия);

• время образования положительных структур первого и второго порядков;

• время образования ловушек и локальных структур замкнутого контура;

• основные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные;

• распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, преимущественно в верхней, в нижней, средней частях);

• литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с максимальными запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);

• выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность залежей УВ характеризуют:

• литологический состав покрышек (глинистые, карбонатные, эвапоритовые, прослои песчаников, прослои алевролитов, прослои углей;

• распределение проницаемых прослоев в покрышках (равномерное, преимущественно в средней, верхней и нижней частях);

• тип покрышки над залежью с максимальными запасами в комплексе (локальная, региональная – полная, неполная);

• наличие нарушений на локальной структуре;

• положение нарушений на локальной структуре;

• вид нарушений на локальной структуре;

• наличие нефтегазопроявлений в покрышках;

• выходы нефти и газа на поверхность в районе месторождения.

Эволюцию характеризуют:

• типы локальных структур (седиментационные, седиментационно-тектонические, тектонические);

• типы локальных структур тектонического происхождения (унаследованные, комбинированные, новообразованные).

Полученные корреляционные связи подразделены на:

1. вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть генетически обусловленные;

2. вызванные косвенным (опосредованным) воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, то есть прямо не обусловленные генетическими причинами;

3. случайные, то есть полностью лишенные генетической обусловленности;

4. вызванные прямым воздействием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, но противоречащие оцениваемой модели формирования месторождения.

Суть анализа состоит в проверке соответствия выявленных корреляционных связей принципиальным положениям, лежащим в основе моделей формирования месторождений. Для этого потребовалось определение главных положений, отражающих важнейшие этапы формирования (место и время образования нефти и газа, масштабы и форма латеральной миграции, условия аккумуляции и вертикального перераспределения УВ по разрезу и др.)

Таковы основы методического подхода к изучению условий формирования месторождений нефти и газа [1, 11, 14, 37, 53 и др.] .