Формационный анализ при прогнозировании нефтегазоносности недр



Формационный анализ как метод выяснения закономерностей размещения полезных ископаемых предложен Н.С. Шатским еще в 50-е годы. Почти сразу были сделаны попытки его использования и для целей нефтяной геологии. Однако слишком широкая трактовка понятия "формация" обусловило то, что существенных результатов не было получено. В последующие годы были опубликованы многочисленные работы по нефтегазоносности конкретных формаций, проведен ряд целенаправленных совещаний под руководством Н.Б. Вассоевича в МГУ, а также в ИГиРГИ, показавших результативность формационных исследований для нефтяной геологии. Главным результатом предшествующих работ является признание невозможности анализа на уровне таких обобщающих понятий, как "карбонатная" и "терригенная" формации. Хотя до сих пор в вопросах принципов выделения, типизации формаций остается много спорного, все же наметился ряд типов, обладающих четкими формационными признаками. Сравнение нефтегазоносности различных бассейнов континентов и континентальных окраин позволило Н.А.Крылову в 1986 г. сформулировать тезис об отсутствии специфических нефтегазоносных формаций, но о принципиально разной вероятности наличия залежей и их масштабе для формаций разных типов [2,5]. В последние годы все чаще и шире применяется комплексирование традиционных геологических методов изучения формаций с различными геофизическими методами, используемыми как для прослеживания намеченных формаций, так и расшифровки их строения.

Наметились три аспекта использования формаций в нефтяной геологии.

1.Формационный и структурно-формационный анализы являются основой для региональных тектонических построений, выяснения современной структуры нефтегазоносных бассейнов, палеотектоники и истории их формирования, так как контуры крупных палеоподнятий, палеовпадин очерчиваются площадями развития определенных формаций. Обобщение в ИГиРГИ данных по формациям молодых платформ позволило выявить своеобразие развития молодых платформ и размещения на них залежей углеводородов. В ряде регионов (Приуралье, Прикавказье, Копетдаг, Зайсан и др.) определены масштабы перекрытия в зонах надвигов, а сопоставление формационных рядов краевых прогибов мира показало зависимость орогенных формаций от их набора в складчатых областях и позволило обосновать три модели строения зон сочленения складчатых областей и платформ, отличающихся масштабом перемещения и закономерностями размещения залежей углеводородов. Изучение формаций передовых складок Урала показало принципиально разное строение южной и средней частей западного склона Урала: если на южном Призилаирском отрезке имеет место крупноамплитудное надвигание миогеосинклинальных формаций на платформенные, то на западном склоне Среднего Урала происходит только расчешуивание платформенного комплекса, сопровождаемое малоамплитудными подвижками. Детальным формационным анализом выделяются мозаичное строение многих нефтегазоносных провинций и разновозрастная активизация отдельных блоков.

2. Формации используются успешно как критерии регионального прогноза нефтегазоносности, основанного на детальной классификации формаций [5]. Выделение типов формаций проводится по комплексу показателей, главные из которых - набор пород, количественное соотношение пород в теле формации, его текстура и биоседиментологические особенности органических остатков. Типизация выделенных в разрезе формаций дает основание для прогноза масштаба возможной нефтегазоносности, особенностей размещения в теле формации пластов-коллекторов, флюидоупоров, типа преобладающих коллекторов и структуры ловушек [2,5]. Среди терригенных формаций наиболее перспективны морские серо-цветные песчаные, глинистые, песчано-глинистые, глауконитовые, угленосные, тонкие молассы, дельтовые, Среди карбонатных формаций часто нефтегазоносны рифогенные, формации известняков и доломитизированных известняков, тройственные.

Особое внимание привлекают разнообразные рифогенные формации, для которых предложена дробная классификация, на основе которой можно прогнозировать масштаб рифогенных построек и закономерность их размещения в теле формации, преобладающий тип ловушек. В последнее время стало ясно, что нефтегазоносными, помимо давно известных рифогенных формаций, включающих крупные обособленные органогенные массивы, нередко являются разнообразные банковые формации, содержащие мелкие рассеянные органогенные постройки и иловые холмы. Установление окско-башкирской банкорифовой формации на краевых поднятиях юго-востока Русской плиты дало основание считать перспективным продолжение поисков в окско-башкирском комплексе углеводородов в Актюбинском Приуралье и на северном борту Прикаспия. Однако при этом подчеркивалось, что ловушки банкорифовой формации будут определены, прежде всего, структурным фактором, так как органогенные постройки в формациях мелкие, пластовые, нередко разрушенные.

Реже как. региональный критерий используется типизация слоистых карбонатных формаций, хотя среди них имеются высокоперспективные типы, например, формация известняков и доломитизированных известняков. Последняя и близкие ей типы относятся к подгруппе бентосогенных формаций, у которых коллекторские свойства в основном определены сочетанием первичных особенностей осадконакопления и вторичных процессов преобразования породы. Принципиально отличны формации группы планктоногенных формаций, у которых емкостные свойства определяются в основном степенью тектонической раздробленности и катагенезом пород.

Начата разработка принципов использования формаций как одного из критериев зонального прогноза нефтегазоносности. Неоднородность формаций крупных геологических тел позволяет выделять в конкретных формациях субформации (разновозрастные части) и градации - одновозрастные, но разные по строению части формации. Выделение градаций правомочно по изменению отдельных формационных показателей, но при общности главных признаков, определяющих тип формации. В ряде нефтегазоносных формаций четко обособляются отдельные градации, наиболее обогащенные залежами углеводородов. Так, в пределах площади распространения формации известняков и доломитизированных известняков окско-башкирского яруса на территории Волго-Уральской провинции выделяется пять градаций и только одна из них - пермская - богата залежами нефти. Площадь ее распространения соответствует крупному мегаблоку, ограниченному региональными разломами. Преимущественное скопление залежей именно в этой градации, помимо прочих причин, определено более неспокойным тектоническим режимом мегаблока и повышенной гидродинамикой вод бассейна в этом участке и соответственно накоплением на нем осадков, обладающих исходными хорошими коллекторскими свойствами. Четкая зависимость масштаба нефтегазоносности от градаций прослеживается в так называемой тройственной формации [5] девонско-турнейского возраста, нефтегазоносной на всей восточной окраине Русской плиты, но в принципиально разных масштабах, так как ее запасы определены и степенью распространенности в ней рифогенных градаций. Это было установлено для Волго-Уральской провинции (Р.О.Хачатрян, О.М.Мкртчян, А.А.Трохова и др.) и особенно четко для Тимано-Печорской, где именно в этой формации, но в ее рифогенных градациях сосредоточены значительные по масштабам залежи [З].

Примером использования формаций как региональных и зональных критериев перспектив нефтегазоносности может быть опыт проведенного сравнительного анализа формационных рядов докунгурского палеозоя северного и западного обрамления Прикаспийской впадины. Расчленение разреза на формации проведено по комплексу отмеченных показателей, дающих основание для выделения определенных типов формаций. Литологическое сходство отложений всего докунгурского палеозоя по простиранию северной и западной окраин определило широко распространенное мнение, что одновозрастные однотипные формации протягиваются по всему обрамлению (соответственно везде перспективны одни и те же комплексы) и содержат близкие по типу ловушки. Однако сравнительный анализ разрезов разрешает высказать предположение, что история развития северной и западной прибортовых зон Прикаспийской впадины существенно различна, что проявляется в формационных рядах, разных на северном и западном обрамлениях. Наиболее древним перспективным комплексом на северном и западном бортах является карбонатная толща эйфельского яруса. Однако на северном борту она относится к терригенно-банковой формации, а на западе - к формации известняков и доломитизированных известняков. Оба типа формации перспективны для поисков залежей, но масштабы возможных скоплений углеводородов в них различны. Так же различны предпосылки их нефтегазоносности и поэтому объектами поисков на западном борту должны быть не обычные для северного борта карбонатные рифогенные массивы, а малоамплитудные конседиментационные локальные поднятия.

Терригенно-банковая формация северного обрамления четко расчленяется на пять градаций, но залежи имеются в двух градациях, причем значительная их часть сосредоточена в одной - зайкинской банковой градации, где приурочена к карбонатным массивам, образованным в значительной степени плоскими органогенными постройками типа биостром и банок.

Вышележащая карбонатная толща франско-турнейского возраста в северо-западном Прикаспии представлена одной - тройственной формацией, относящейся к группе четко нефтегазоносных. Однако как нефтегазоносная она проявляет себя в западном Прикаспии, где трассируются градации биогермных массивов, краевых рифогенных построек и рассеянных органогенных построек. Широкое распространение различных рифогенных градаций в Саратовско-Волгоградском Поволжье делает этот комплекс высокоперспективным. На северном обрамлении широко распространена одна градация - сводовая, которая всегда ограниченно нефтегазоносна, что понижает перспективность этого комплекса.

3. Значение анализа формаций для прогноза нефтегазоносности по геохимическим показателям основано на факте принципиально различной первичной обогащенности разным органическим веществом формаций разных типов. В отличие от нефтегазоносных, которыми могут быть формации самых разных классов (осадочных, вулканогенных, кор выветривания и т.д.), нефтегенерирующими являются немногие формации, наиболее характерный представитель - доманиковые. Подтверждением высокого нефтегенерирующего потенциала доманиковой формации Тимано-Печорской провинции является совпадение контура площади распространения доманикового горизонта с контуром основной нефтегазоносности верхнедевонских отложений

 


Дата добавления: 2018-06-27; просмотров: 586; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!