Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Закономерности распределения месторождений-гигантов и прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Закономерности распределения месторождений-гигантов и прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России"

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК

ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЯНОЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ ИНСТИТУТ (ВНИГРИ)

' ОД

~ в сен ?ппп

И а правах рукописи

Новиков Юрий Николаевич

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ - ГИГАНТОВ И ПРОГНОЗ КРУПНЕЙШИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА ПА АКВАТОРИЯХ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЯХ РОССИИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Санкт-Петербург 2000

Работа выполнена во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, академик РАЕН Ю.Н.Григоренко

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, академик РАЕН В.Н.Макаревич

доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН Ю.К.Бурлин

Ведущая организация: ВНИИОкеангеология, Санкт-Петербург

Защита состоится « У » 2000 г. в // часов на заседании

Диссертационного Совета Д.071.02.01 при Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геологоразведочном институте (ВНИГРИ) по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИГРИ

Автореферат разослан 2000 г.

Отзывы, заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: 191104, Санкт-Петербург, Литейный проспект, 39, ВНИГРИ, Ученому секретарю

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

кандидат г.-м. наук ^ А.К.Дертев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В суммарной площади всех нефтегазоносных бассейнов (НГБ) мира акватории составляют 40 %; 4000 морских месторождений обеспечивают сегодня 30 % мировой добычи нефти и газа. Россия обладает самым обширным шельфом общей площадью более 6 млн. км2, что составляет свыше 20 % площади шельфа Мирового океана. Не менее 70 % российского шельфа относится к категории перспективных на нефть и газ, суммарные ресурсы которых оцениваются более чем в 110 млрд. т н.э., хотя уже сегодня очевидно, что эта оценка требует существенного увеличения (И.С.Грамберг, 1999). Открытые на сегодняшний день 29 морских месторождений, включая гиганты Баренцева, Карского и Охотского морей, лишь в малой степени представляют этот грандиозный потенциал, а уровень его изученности и освоенности весьма далек от среднемирового. Необходимым элементом привлечения инвестиций для освоения УВ - потенциала российского шельфа является его структурирование по классам крупности и фазовому состоянию ресурсов месторождений, в которых он с наибольшей степенью вероятности может быть локализован. Инвестиционно привлекательная прогнозная ресурсная оценка должна быть не только структурированной, но убедительной и в необходимой мере оптимистичной, предусматривая приоритетное выделение наиболее крупных, преимущественно нефтяного состава месторождений, без чего невозможны ни обоснованный выбор основных направлений нефтегазопоисковых работ, ни определение оптимальной стратегии освоения богатств российского шельфа. Современное состояние изученности российских акваторий, ожидать существенного изменения которого в обозримом будущем вряд ли правомерно, как будто бы не способствует выполнению прогноза именно в такой форме. Но это вовсе не означает переотложение актуальной сегодня проблемы на необозримое будущее. Это означает необходимость поиска новых методических и организационных возможностей ее решения, опирающихся на мировой опыт нефтегазопоисковых работ.

Цель работы. Выявление закономерностей распределения наиболее крупных (крупнейших) месторождений нефти и газа в НГБ мира, применение выявленных закономерностей для прогноза аналогичных месторождений на акваториях и сопредельных территориях России.

Основные задачи. 1. Оценить возможности анализа и прогноза неравномерности нефтегазонакопления в седиментосфере внутрибассейнового, бассейнового и надбассейнового уровней, частным проявлением которой являются месторождения - гиганты (МГ). 2. Разработать систему показателей структуры запасов и способов организации планетарного сообщества НГБ, позволяющих определить место МГ в триединстве: запасов УВ - месторождений, в которых эти запасы локализованы, - НГБ, в которых эти месторождения распределены. 3. Разработать конкретную методическую форму прогноза МГ бассейнового и надбассейнового уровней. 4. Соотнести новоразработанный метод с уже существующими в рамках единой системы (концепции) прогноза МГ. 5. Выполнить бассейновый прогноз МГ на акваториях и сопредельных территориях России.

Научная новизна. 1. Обоснование закономерной предопределенности неравномерного распределения МГ интеграцией факторов внутрибассейново-го, бассейнового и надбассейнового уровней, что предполагает соответствующие уровни их прогноза 2. Разработка метода прогноза МГ бассейнового уровня на основе дедуктивного анализа мирового опыта нефтегазопоисковых работ и с учетом надбассейновой составляющей нафтидогенеза. 3. Определение основ единой системы (концепции) прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа на акваториях России, координирующей его разные формы (индуктивную и дедуктивную) и методы (факторного анализа, имитационного математического моделирования и новоразработанный - аналогового структурирования).

Практическое значение. 1. Разработка метода аналогового структурирования ресурсов УВ по количеству, величине и фазовым типам наиболее крупных месторождений, обеспечивающего бассейновый и надбассейновый уровни их прогноза. 2. Дифференциация и сравнительная прогнозная оценка акваторий России с точки зрения вероятности выявления МГ на основании их интеграции в структурированное планетарное сообщество НГБ. 3.Обоснование необходимости и возможности концептуальной (с учетом всех форм и методов прогноза) индивидуальной оценки ОБ акваторий в границах РФ: сравнительная вероятность выявления самых крупных месторождений нефти и газа, максимальная величина и фазовая структура их запасов, участки их наиболее вероятной приуроченности. 4. Прогноз крупных, гигантских и уникальных месторождений нефти и газа бассейнового уровня на акваториях России.

Апробация результатов исследований. Основные положения представляемой работы докладывались на Первом международном симпозиуме "Биостратиграфия нефтегазоносных бассейнов" (СПб, 1994 г.), Первой, Второй и Третьей Международных Конференциях "Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море" (Спб, 1994 г., 1996 г., 1998 г.), Первой Международной Конференции "Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения" (СПб, 1996 г.), Третьей и Четвертой Международных Конференциях "Освоение шельфа арктических морей России (СПб, РАО-97, ВДО-ЭЭ), научно-практической Конференции "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей Северо-Востока и Дальнего Востока России" (Хабаровск, 1998 г.), Второй Международной конференции "Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов" (СПб, 1999), юбилейной конференции, посвященной 70-летию ВНИГРИ «Нефтегазовая геология на рубеже веков» (СПб, 1999 г.). Выполненный автором макет "Карты нефтегазоносных бассейнов мира" масштаба 1:15 ООО ООО (1996г.) демонстрировался на некоторых из перечисленных конференций. Отдельные результаты работы были использованы при составлении Атласов нефтегазоносных территорий и акваторий Севера России (ВНИГРИ, 1999 г.) и Дальневосточного экономического района (ВНИГРИ, 1998 г.).

Публикации. Поскольку вопросы ограничения и районирования нефте-геологических объектов являются ключевыми в настоящем исследовании, в

полном списке работ приведены названия четырех карт СССР масштаба 1:2 500 ООО, в создании которых автор принимал участие в качестве составителя и регионального редактора по отдельным акваториям; еще одна - «Гео-лого-минерагеническая карта мира» масштаба 1:15 ООО ООО готовится к публикации. Всего по теме диссертации было опубликовано 20 работ, 1 работа принята к публикации в журнале «Геология нефти и газа», еще одна - раздел объяснительной записки к «Геолого-минерагенической карте мира».

Исходные материалы и личный вклад автора. Исходными материалами являются количественные показатели реально установленной нефтега-зоносности во всех 230 НГБ мира. Они собраны из разных источников, которые можно объединить в три блока: 1 - информационно наиболее емкие работы отечественных и зарубежных исследователей, содержащие обобщенные и систематизированные данные по всем НГБ мира; 2 - работы по нефтегазоносное™ отдельных зарубежных НГБ; 3 - наиболее точные и достоверные данные по нефтяным и газовым месторождениям России и стран СНГ, содержащиеся в государственных балансах. Личный вклад автора заключается в сборе и сведении этого исходного материала в единое информационное поле, его единообразной формализации и структурировании, его анализе и выявлении закономерностей распределения МГ в мировом сообществе НГБ. Основанием для проведения подобной работы стал 25 - летний опыт занятий автора, морского геолога по специальности (ЛГИ), вопросами геологии и нефтегазо-носности континентальных окраин, включая зональные районирование НГБ (внутрибассейновый уровень), типизацию НГБ (бассейновый уровень), стадийность формирования их совокупностей в рамках окраинных поясов (над-бассейновый уровень); включая полевые исследования окраин современных Черного, Каспийского, Лаптевых, Охотского, Японского морей, Уральского па-леоокеана, обеспечившие непосредственное знакомство с образованиями всех интервалов стратиграфической шкалы от рифея до кайнозоя; включая работу с сейсмическими материалами по северной части Охотского моря. Основные положения и разделы диссертационной работы стали базовыми при выполнении двух разработок по заданию Комитета Российской Федерации по геологии и использованию недр: "Выполнить прогнозирование преимущественно нефтяных районов и крупных месторождений на морях России" (ВНИГ-РИ, 1994-1996г.г.), "Выполнить вероятностную оценку количества нефтегазовых месторождений-гигантов, обосновать их фазовый состав и характер пространственного размещения на морях России" (ВНИГРИ, 1997-1999г.г.).

Объем и структура работы. Работа состоит из введения, 6 глав и заключения общим объемом 160 страниц текста, 36 таблиц и 8 рисунков.

Благодарности: М.Д.Белонину, без инициативы и неотступного внимания которого эта работа не состоялась бы; В.С.Соболеву и Ю.Н.Гололобову-коллегам по работе в лаборатории геологии и нефтегазоностности морей; А.К.Дертеву, В.В.Успенскому, Т.В.Дубковой, В.Ю.Лелису, А.А.Отмасу, Е.В.Герману, А.Г.Суворовой, Г.А.Чернышевой, Л.Н.Лазаревой, Ф.Ю.Новикову, Н.В.Терновой - за поддержку, помощь и оформление работы. Автор считает необходимым с признательностью вспомнить Б.Ф.Дьякова и А.Перродона, послуживших прекрасными примерами раскрепощенного научного сознания.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Введение

Проблема прогноза наиболее крупных месторождений УВ стара так же, как нефтяная геология, и неизменно актуальна. Значительные успехи в ее решении достигнуты благодаря усилиям многих зарубежных (Г.Д. Клемме, М.Т. Хелбути, А. Перродон и др.) и российских (С.П. Максимов, И.И. Нестеров, A.A. Трофимук и др.) исследователей. Новые методические направления ее решения уже традиционно разрабатываются во ВНИГРИ (М.Д. Белонин, Ю.В. Подольский, Ю.Н. Григоренко и др.). Эта тематика является одним из основных направлений в работе отдела нефтегазоносности акваторий и Дальнего Востока, начиная с 1994 г. и по сей день. Именно это направление и эта тематика является основным предметом служебных обязанностей автора настоящей работы в течении последних шести лет.

В качестве эпиграфа к настоящей работе можно было бы привести слова опытного геолога-практика и прекрасного знатока истории крупных открытий нефти и газа А. Перродона (1994), определившего две главных особенности формирования и распределения таких месторождений: 1) общепризнано, что самые крупные месторождения УВ подчиняются иным правилам, нежели обычные; 2) искусство поиска крупных месторождений УВ чаще всего как раз и заключается в обнаружении аномалии, не подчиняющейся общепринятым представлениям. Эмпирически устанавливаемые особенности формирования и распределения самых крупных месторождений УВ находят подтверждение и в рамках нелинейной теории нафтидогенеза, обнаруживающей несоответствие реального характера распределения запасов УВ бассейна по месторождениям самых значительных классов крупности математическим моделям (А.Э. Конторович и др., 1999). Надо полагать, что последние как раз и являются математизированным выражением общепринятых представлений.

Два подхода с разных позиций и в разных понятийных категориях фиксируют, по существу, одно и то же свойство наиболее крупных месторождений УВ - спонтанность и труднопредсказуемость их возникновения. При этом один подход, который мы бы определили как конкретно-геологический, опирается на частные особенности геологического строения вмещающих бассейнов, сопутствующие формированию крупных месторождений; другой подход, который мы бы определили как абстрактно-математический, опирается на предельно обобщенные модели реальных бассейнов, формализованные исключительно их размерами (объемом и геометрией осадочного чехла) и оторванные от геологического контекста. Ощущение если не антагонистичности двух подходов, то отсутствия видимой связи между ними, привело нас к осознанию необходимости поиска определенного компромисса или недостающего звена, позволяющего органично соединить реальное геологическое содержание планетарной нефтегазоносной системы с потребностью его формализации, объединяя различные подходы как взаимосвязанные и взаимодополняющие в единое целое.

Объединительный подход стал возможным благодаря тому, что обширный мировой опыт нефтегазопоисковых работ (а это 68460 месторождений УВ в 230 НГБ мира) был обобщен и систематизирован многочисленными иссле-

дованиями, наиболее значимые, на наш взгляд, из которых (Кадастр зарубежных стран, 1983; «Карта нефтегазоносности мира», 1994; Jvanhoe L.F., Leckie G.G., 1993; А.Перродон, 1991,1994; Masters C.D. et al., 1997 и др.) в сочетании с данными из государственных балансов СССР и России составили информационную базу настоящей работы. Её основные элементы: 1) запасы УВ, 2) месторождения, в которых запасы УВ локализированы, 3) НГБ, в границах которых месторождения УВ распределены. Мировые и для некоторых НГБ Северной Евразии, Северной Америки запасы УВ дифференцированы по величине, фазовой структуре, составу нефти и газа. Месторождения дифференцированы по классам крупности и фазовым типам, по положению относительно береговой линии (наземные - морские). Вмещающие НГБ характеризуются типами, возрастом и литологией материнских пород; возрастом и литологией продуктивных комплексов; основными типами ловушек; возрастом, объемом, максимальной и средней мощностью осадочного чехла; площадью, соотношением в ней доли территорий и акваторий; тектонотипами и региональной принадлежностью. Возможно нефтегазоносные бассейны (ВНГБ) характеризуются площадью, объемом и средней мощностью осадочного чехла; тектонотипами и региональной принадлежностью. В настоящей работе используются только реальные факты нефтегазоносности в современном формализованно-геологическом контексте; прогнозные ресурсные оценки и субъективные представления осознанно не используются.

Глава 1. Неравномерность нефтегазонакопления - фундаментальная особенность седиментосферы.

Рассматривая осадочную оболочку Земли как целостную, автономную, самоорганизующуюся систему планетарного уровня, можно расценивать явление нефтегазоносности как имманентное свойство этой системы, органично ей присущее. Производительная, с точки зрения формирования скоплений УВ, работа планетарной нефтегазоносной системы возможно лишь при непрекращающемся обмене ее веществом и энергией с окружающей средой. Окружающая среда - это, с одной стороны, космос (космическая энергия) и внутренняя часть планеты (эндогенная энергия), с другой стороны. Неравномерность распределения наиболее крупных скоплений УВ представляет собой частный случай более общего явления - неравномерности нефтегазонакопления в целом, обусловленной сочетанием неоднородности седиментосферы, т.е. вмещающего геологическое пространства, и асимметрией процессов неф-тегазообразования. Последняя отчетливо проявляется на атомном, молекулярном и макроскопическом уровнях (А.Э. Конторович и др., 1998). В свою очередь, макроскопические проявления неравномерности нефтегазонакопления могут соответствовать: уровню залежи УВ; уровню месторождения УВ (совокупность залежей); уровню НГБ (совокупность месторождений); региональному уровню (региональная совокупность НГБ); планетарному уровню (планетарная совокупность НГБ). Каждому уровню проявления неравномер-. ности нефтегазонакопления соответствуют конкретные формы ее реализации, которые, очевидно, соответственно этому же уровню должны анализироваться и прогнозироваться. Месторождение и бассейн - две основные формы проявления неравномерности нефтегазонакопления, определяющие три главных

уровня анализа закономерностей распределения и прогнозирования МГ: 1 -внутрибассейновый (месторождения или их внутрибассейновые совокупности в рамках районов, зон), 2 - бассейновый (совокупность всех месторождений в рамках отдельных НГБ), 3 - надбассейновый (совокупность всех месторождений в рамках региональных и планетарных сообществ НГБ).

Традиционная форма прогноза крупнейших месторождений УВ опирается на анализ конкретных (частных) особенностей геологического строения вмещающих бассейнов, сопутствующих формированию подобных месторождений и позволяющих обнаружить более общие закономерности их образования. Эта форма прогноза отвечает индуктивному способу анализа (от частного к общему), а ее современная методическая форма определяется как факторный анализ. Научная индукция применительно к природным системам выступает как разновидность неполной индукции, имеющей дело с конечно необозримой областью фактов, каковой, в сущности, является совокупность конкретных геологических условий, а тем более - их сочетаний, сопутствующих формированию крупнейших месторождений нефти и газа. Индуктивная форма прогноза крупнейших месторождений а) соответствует его внутрибассейно-вому уровню, б) отвечает представлениям о формировании их в результате вполне случайных и неповторяющихся от бассейну к бассейну сочетаний частных геологических факторов, в) ограниченно применима только для наиболее разведанных бассейнов.

Современному состоянию разведанности окраинных акваторий России в большей мере соответствует бассейновый уровень прогноза, опирающийся на анализ наиболее общих показателей оцениваемого бассейна, обнаруживших свою связь с распределением крупнейших месторождений УВ безотносительно конкретных (частных) особенностей его геологического строения. Эта форма прогноза отвечает дедуктивному способу анализа (от общего к частному). Использование дедуктивной формы анализа предполагает предварительное выполнение трех условий: 1) накопление необходимой суммы фактов, характеризующих анализируемую систему; ее достаточность в нефтяной геологии определяется мировым опытом нефтегазопоисковых работ, позволивших разведать примерно половину планетарных извлекаемых ресурсов УВ; 2) упрощение анализируемой планетарной нефтегазоносной системы и ее предельно формализованное выражение; 3) абстрагирование анализируемой системы от конкретного (частного) геологического содержания. Дедуктивная форма прогноза крупнейших месторождений а) соответствует его бассейновому уровню; б) отвечает представлениям о формировании их в результате вполне закономерных, повторяющихся от бассейна к бассейну сочетаний обобщенных и формализованных факторов, контролирующих их распределение; в) применима для прогнозной оценки бассейнов практически любой степени разведанности.

Формализация предполагает использование математического аппарата, поэтому закономерно, что конкретной методической формой дедуктивного подхода к прогнозу крупнейших месторождений стал метод имитационного математического моделирования. В его основе - имитация реальных ОБ предельно упрощенными математическими моделями, абстрагированными от конкретного геологического содержания. Сочетанием двух самых общих и предельно формализованных показателей оцениваемого бассейна - объема и

геометрии его осадочного чехла - определяется величина прогнозируемых ресурсов УВ, распределение которых по классам крупности месторождений жестко детерминировано и описывается законом Парето (А.Э.Конторович и др., 1998, 1999). Однако математические модели не обеспечивают устойчивую повторяемость распределения ресурсов УВ по классам крупности от бассейна к бассейну; прежде всего это касается самых крупных месторождений.

В методологии естествознания индуктивный и дедуктивный способы анализа не противопоставляются, а, напротив, характеризуются неразрывным диалектическим единством и взаимодополняемостью. В геологии нефти два способа познания обеспечивают разные уровни прогноза - внутрибассейно-вый (индукция), бассейновый и надбассейновый (дедукция). Настоящая работа ориентирована на разработку конкретной методической формы прогноза бассейнового и надбассейнового уровней, с необходимостью дополняющей уже существующие, и координацию разных форм, способов и уровней прогноза в рамках единой системы (концепции) прогноза крупнейших месторождений УВ на акваториях и сопредельных территориях России.

Основанием для постановки и решения заявленных задач именно сейчас послужили, главным образом, два обстоятельства. 1. Благодаря появлению в последнее десятилетие исследований, обобщающих опыт мировых нефтегазопоисковых работ, стало возможным формализованное, количественно определяемое выражение неравномерного характера нефтегазонакоп-ления на разных уровнях и во всех формах его проявления. Мерой его могут служить скопления УВ, неравномерно распределенные: а) по регионам мира, территориям и акваториям, б) по классам крупности и фазовым типам месторождений, в) по типам вмещающих НГБ. 2. В это же время в естествознании и в геологии нефти, в частности, широкое распространение получили идеи синергетики - науки об общих закономерностях спонтанного возникновения пространственных и временных структур, т.е. разного рода неоднородности или неравномерности в самоорганизующихся системах. Условиями самоорганизации являются целостность и автономность соответствующих систем, реализующиеся на разных уровнях и в разных формах: от отдельных залежей УВ, разделенных горными породами, содержащими УВ в микроформах или лишенными их вовсе, - до отдельных УВ-систем на уровне континентов, разделенных абиссальными котловинами океанов, содержащими УВ только в непромышленных формах (газогидраты) или лишенными их вовсе. Самая грандиозная известная нам целостная, автономная, самоорганизующаяся УВ-система - планета Земля.

По нашему мнению, неравномерность нефтегазонакопления в рамках самоорганизующихся УВ-систем соответствующего уровня - ключ к пониманию природы нелинейного характера нафтидогенеза, Генерационный потенциал оцениваемого седиментационного бассейна - это не только сугубо количественные параметры осадочного чехла, но и его качественное содержание (материнские породы). Возможность и эффективность реализации генерационного потенциала самоорганизующейся бассейновой УВ-системы обуславливаются характером и интенсивностью внешних воздействий, а именно: а) положением бассейна на глобальном профиле "континент-океан"; б) принадлежностью его самоорганизующимся системам регионального и планетарного

уровней, которые определяются неповторяющимися сочетаниями континентов и океанов.

Глава 2. Структура запасов НГБ и ее показатели.

Планетарная УВ-система может быть определена как триединство: 1 -запасов УВ, 2 - месторождений нефти и газа, в которых запасы УВ локализованы, 3 - НГБ, в границах которых месторождения нефти и газа распределены. Закономерности распределения наиболее крупных месторождений нефти и газа могут быть использованы для прогноза подобных же месторождений на бассейновом уровне только в том случае, когда известны соотношения, связывающие элементы этой триады, что означает необходимость структурирования разведанной части планетарной УВ-системы по величине и фазовой структуре запасов выявленных месторождений в зависимости от особенностей вмещающих НГБ.

Основные показатели структуры запасов НГБ.

1. Максимальная величина запасов наиболее крупных (крупнейших) месторождений. В мировой практике понятие «гигант» применяется для обозначения наиболее крупных месторождений с извлекаемыми запасами от 13,7 до 500 млн.т н.э. В данном случае понятие «месторождение - гигант» (МГ) используется для обозначения месторождений с извлекаемыми запасами не менее 100 млн.т н.э., поскольку именно этот уровень крупности соответствует оптимальному сочетанию представительности (500 МГ в 72 НГБ мира), достоверной информационной обеспеченности и значимости в условиях акваторий России. В соответствии с ныне действующей отечественной номенклатурой среди МГ выделяются уникальные месторождения с запасами более 300 млн.т нефти или 500 млрд.м3 газа, а также месторождения предшествующего гигантам класса крупности (собственно крупные) с запасами 30 - 100 млн.т н.э. Месторождения этих классов крупности являются наиболее крупными или крупнейшими для мировой нефтегазоносной системы; для отдельных НГБ запасы самых крупных или крупнейших месторождений могут быть и менее 30 млн.т, т.е. понятие «крупнейшее месторождение» используется в данном случае в относительном смысле.

2. Абсолютная продуктивность НГБ. По максимальной величине запасов крупнейших месторождений выделяются: 130 НГБ, в которых запасы крупнейших месторождений не превышают 30 млн. т н.э.; 28 НГБ, в которых крупнейшие месторождения имеют запасы в интервале 30-100 млн. т н.э.; 72 НГБ, в которых запасы крупнейших месторождений превышают 100 млн. т н. э. (МГ), в т. ч. 22 НГБ, в которых крупнейшие месторождения относятся к категории уникальных. Группа из 72 НГБ, в которых выявлены МГ, дифференцируется по количеству МГ (ЫМг), максимальной величине их запасов (наличие и количество уникальных месторождений).

3. Относительная продуктивность НГБ. Это значение ЫМг. соотнесенное с площадью вмещающих НГБ, иначе говоря, это площадь или часть площади НГБ, обеспечивающая формирование 1 МГ (8МГ). Значения (Бмг) меняются от первых десятков - до первых сотен тыс. км2/1 МГ и характеризуются устойчивой обратной корреляцией со значениями более привычного показателя - плотности запасов (тыс. т/км2).

4. Уровень концентрации запасов на крупнейших месторождениях (К). В отличие от показателей |\1Мп и БМг этот показатель характеризует не величину запасов НГБ, а их внутреннюю структуру, которая никак не связана с величиной запасов, что позволяет сравнивать НГБ вне зависимости от максимальной величины запасов их крупнейших месторождений. Значения показателя К для нефти и для газа могут существенно (в 2-4 раза) отличаться даже в рамках одного НГБ. В НГБ, связанных общностью пространственного положения (сонахождением), обнаруживается близость значений показателя К, отличающая их от других пространственных (региональных) сообществ НГБ. Частной, но наиболее значимой модификацией рассматриваемого показателя является уровень концентрации запасов НГБ на месторождениях-гигантах - Кмг.

5. Структура запасов НГБ по классам крупности месторождений. Показатель К (Кмг) является частным выражением общей структуры запасов НГБ. Количество месторождений в разных классах крупности и локализованные в них суммарные запасы связаны обратной зависимостью (^апЬюе, 1_еск|'е, 1993): 69,4 % нефтяных месторождений имеют запасы <0,137 млн. т, в них локализовано 0,7 % мировых запасов нефти; 27,4 % нефтяных месторождений имеют запасы в интервале 0.137-13.7 млн. т, в них локализовано 5,3 % мировых запасов нефти; 3,2 % нефтяных месторождений имеют запасы > 13,7 млн. т, в них локализовано 94,0 % мировых запасов нефти, в т.ч. 74,5 % локализовано в 370 самых крупных нефтяных месторождениях с запасами >68,5 млн. т. Месторождения класса 13,7 - 68,5 млн. т, предшествующего классу самых крупных (> 68,5 млн. т), превосходят последние по количеству в 3,1 раза, а запасы нефти, в них локализованные, составляет 26 % запасов нефти, локализованных в последних. На региональном уровне эти соотношения дифференцируются: для Европы они в 1,5 раза выше, чем для Азии.

6. Структура запасов НГБ по соотношению нефть/газ. На уровне месторождения фазовая структура его запасов определяется соотношениями разнофазовых компонентов и характеризуется его фазовым типом. На уровне бассейна применение подобного способа имеет два существенных недостатка: 1 - практическая нереальность обеспечения всего планетарного сообщества НГБ достоверными и полными данными по начальным запасам нефти и газа; 2 - несоответствие соотношений нефть/газ, выражаемых в геологической и извлекаемой категориях. Вместе с тем, баланс запасов нефти и газа устанавливается всякий раз при определении фазового типа каждого месторождения. Суммирование общего количества месторождений нефти в НГБ, так же как и суммирование общего количества месторождений газа, является, по существу, интеграцией этих частных балансов. Отношение общего количества месторождений нефти в НГБ к общему количеству месторождений газа является одним из возможных способов адекватного количественного выражения фазовой структуры его запасов. Это отношение определяется нами как фазовый индекс НГБ - Отношение количества нефтяных МГ в бассейне к количеству газовых МГ определяется нами как фазовый индекс НГБ - \2. Соотношения значений фазовых индексов ^ и как правило, характеризуются устойчивой корреляцией. Для Прикаспийского, Западно-Сибирского, СевероСахалинского и Восточно-Сибирских НГБ соотношения запасов нефти и газа в извлекаемой категории примерно одинаковы (=0.40). Мерой несходства этих

бассейнов является разнообразие значений ^ (3.5, 3.1, 0.61, 0.25), определенно коррелирующихся с соответствующими значениями \г (1.0, 0.89, 0.67, 0.33).

Предлагаемый набор показателей позволяет структурировать запасы НГБ по величине (классам крупности) и фазовым типам месторождений, в которых они локализованы, тем самым увязывая первые два элемента триады "запасы-месторождения-НГБ", выделяя, прежде всего, наиболее крупные месторождения и количественно определяя их место в общей структуре запасов НГБ. В следующей главе исследуются соотношения двух последних элементов триады - месторождений (МГ, прежде всего) и вмещающих НГБ.

Глава 3. Сообщества НГБ Признаковые сообщества НГБ

Признаковыми мы определяем сообщества НГБ, объединяемые общностью значений какого-либо признака. Последний при этом должен удовлетворять следующему набору обязательных условий: 1) быть присущим всем без исключения НГБ и ВНГБ; 2) подлежать формализации, т.е. иметь количественную меру; 3) обладать разбросом значений, достаточным для дифференциации планетарного сообщества осадочных бассейнов; 4) очевидным образом контролировать распределение МГ. Нам известны два признака, удовлетворяющих необходимому набору условий, - размер бассейна и его положение на профиле "континент-океан".

Размер НГБ. Размер НГБ, понимаемый как объем его осадочного выполнения (V), является основным признаком НГБ и определяется сочетанием его площади (Б) и средней мощности осадочного чехла (Мер). Соотношения трех параметров осадочного чехла исследовались на основании данных, подготовленных для более чем 300 зарубежных НГБ и ВНГБ (Кадастр зарубежных стран, 1983). Индивидуальные для бассейнов значения V меняются от п х 103 км до 5-10 х 106 км3; такой же диапазон (103) характеризует разброс индивидуальных значений Б. Индивидуальные значения Мер меняются от 1-1,5 км до 6-7 км (редко более); индивидуальные значения Ммах меняются от 3-4 км до 10-20 км. В 74 % бассейнов значения Мер укладываются в интервал 2-5 км, в 18 % - они не превышают 2 км, в 8 % - превышают 5 км; в 72 % бассейнов значения Ммах превышают 5 км. Очевидно, что максимальным разбросом значений мощности осадочного чехла (5-6 раз) не может быть обеспечен диапазон изменений значений V (103), тем более, что почти три четверти бассейнов имеют очень близкие значения Мер (2-5 км) и Ммах (>5 км). Показатель мощности осадочного чехла не удовлетворяет третьему условию, необходимому для дифференцирующего признака; нет оснований полагать, что он удовлетворяет четвертому условию, поскольку 90 % запасов УВ сосредоточено на глубинах до 3 км (Б. А. Соколов, 1999).

В настоящей работе исследуется влияние на распределение МГ трех факторов, обуславливающих изменение значений объема чехла: 1 - площади бассейна, 2 - положения его на профиле "континент-океан", 3 - его пространственной (региональной) приуроченности. Мощность осадочного выполнения, как самостоятельный фактор распределения МГ, не рассматривается; опосредованно и, на наш взгляд, в достаточной мере он учитывается совокупностью трех дифференцирующих признаков, что позволяет адекватным образом

Таблица 1

Распределение месторождений-гигантов в соответствии с площадью 11ГБ

Классы площади НГБ, тыс.км 1 Количество НГВ. шт. Площадь НГВ Количество МГ, шт. Площадь НГБ на 1 МГ, тыс.км 2 (SMf)

всего п т.ч. сМГ относительно мировой, % Средняя, тыс.км 2, (Sep) доля акваторий, % нефти (")' газа (О Г;= И/Г

I <100 101 14 6 40 34 27 8 3.4 120

II 100-300 67 26 17 170 43 30 24 1.3 210

III 300-500 27 12 16 385 46 11 34 0.32 230

IV 500-1000 20 8 21 700 53 20 1 1 1.8 450

V >1000 15 12 40 1755 31 204 131 1.6 80

Всего(среднее) 230 72 100% 290 40% 292 208 1.4 130

Таблица 2

Распределение месторождений-гигантов в соответствии с положением НГБ на профиле "континент-океан"

Группы НГБ по положению на профиле "континент-океан" Количество НГБ. шт. Площадь НГБ Количество МГ, шт. Площадь НГБ на 1 МГ, тыс.км 2 (SM[)

всего в т.ч. с МГ относительно мировой, % Средняя, тыс.км 2, (Scp) доля акваторий, % нефти (Н) газа (Г) Г:= li/Г

Континентальный фланг профиля (территория континента 100 %)

1 95 26 30 210 - 31 56 0.55 230

Центральная часть профиля (территория континента 10 - 100 %)

2 36 18 25 470 21 193 91 2.1 60

3 41 11 21 340 69 54 40 1.4 150

ПриокеанскиП фланг профиля (территория континента < 10 %)

4 33 9 13 250 81 8 16 0.50 350

5 15 7 9 420 97 6 5 1.2 570

6 10 2 120 76 - - - -

Всего (среднее) 230 72 100% 290 40% 292 208 1.4 130

1 - Внутриконтннентальные (наземные)

2 - Прпбрежно-морские (территория континента 50-100 %).

3 - Окраинно-морские (территория континента 10-50 %).

4 - Континентально-океанические приостровные.

5 - Окраинноокеанические приконтинентальные.

6 - Окраинноокеанические приостровные.

характеризовать размер НГБ через значение его площади (S). Планетарное сообщество 230 НГБ разделено нами на 5 признаковых сообществ, отличающихся значениями S соответственно 5 классам площади (табл.1). В мегабас-сейнах (класс V) выявлено 67 % всех МГ, в т.ч. 84 % всех уникальных при среднем значении Smt=80 тыс. км2, тогда как для совокупности остальных НГБ среднее значение smr=250 тыс. км2. При исключении 3 крайне слабо разведанных мегабассейнов южного полушария среднее значение Бмг для 12 ме-габассейнов (33 % площади всех НГБ) составит 65 тыс. км2 ; во всех выявлены МГ; в 10 из них выявлены МГ как нефтяного, так и газового состава; в этих же 10 - выявлены уникальные месторождения.

Положение НГБ на профиле "континент-океан". Оптимальным способом формализованной привязки НГБ к глобальному профилю "континент-океан" является соотношение доли территорий и акваторий в их площади. В связи с очевидными возражениями по поводу эфемерности современного положения береговой линии можно отметить следующее: 1 - интервалы дифференциации НГБ по значениям доли акваторий в их площади столь велики (0%, 0-50 %, 50-90 %, 90-100 %), что это вполне сглаживает влияние регулярных эвстатических колебаний уровня океана; 2 - территории, т.е. наземная часть НГБ, составляющие 60 % их суммарной площади, дифференцируются на континентальную (57 %) и островную (3 %) сушу. Граница "суша-море" использовалась в качестве базового уровня для выделения 6 групп НГБ в зависимости от их положения на профиле "континент-океан", предварительно разделенного на центральную часть, континентальный и приокеанический фланги (табл. 2). Группа 1 соответствует континентальному флангу профиля; группы 2, 3, 5 объединяют окраинные НГБ, открывающиеся в сторону океана, с долей акваторий 0-50 %, 50-90 %, 90-100 %; группа 4 объединяет островодужные НГБ, отгороженные от океанов островными поднятиями; группа 6 объединяет преддуговые НГБ, отгороженные от континентов островными поднятиями и открывающиеся в сторону океанов. В группах 1, 2, 3, 5 наземная часть представлена территорией континентов, в группах 4, 6 -преимущественно островной сушей.

Континентальный фланг - центральная часть - приокеанический фланг: количество НГБ - 41 %, 34 %, 25 %; их суммарные площади - 30 %, 46 %, 24 %; Sep - 210, 400, 270 тыс. км2; Nmt - 17 %, 76 %, 7 %; уникальные - 9 %, 89 %, 2 %; Бмг - 210, 80, 420 тыс. км2; 1г - 0.62, 1.9, 0.67. Максимальному значению Sep в центральной части профиля соответствуют максимальные значения мощности осадочного чехла, его объема и продуктивности; здесь выявлено 85 % нефтяных МГ, в т.ч. 95 % уникальных. В ряду от первой к шестой группам последовательно убывают: суммарная площадь НГБ, доля территории континента в их площади, количество НГБ, в которых выявлены МГ. Выделяются два последовательных ряда изменений соотношений нефтяных и газовых МГ. Первый ряд образован последовательностью значений f2, соответствующих НГБ групп 1, 2, 3, 5: 0.55-2.1-1.4-1.2. Второй ряд образован последовательностью значений f2, соответствующих НГБ групп 1, 4, 6: 0.550.50-? (fi=0.31). Характер распределения МГ соответственно положению НГБ на профиле "континент-океан" можно определить как: 1 - крайне неравномерный с выделением центральной части профиля, в первую очередь, группы

прибрежно-морских НГБ с долей акваторий < 50 %, где условия для формирования МГ в целом и нефтяных, прежде всего, наиболее благоприятны; 2 - неоднонаправленный; 3 - резко различный для нефтяных и газовых МГ.

Типовые сообщества НГБ.

Типовыми, в отличие от признаковых, мы определяем сообщества НГБ, объединяемые общностью значений не одного, а нескольких признаков, которые при этом не просто суммируются, но интегрируются. Традиционно используемый для типизации тектонический тип (тектонотип) НГБ является обобщающим и интегрирующим их более частные геологические свойства показателем. Нами было исследовано распределение МГ соответственно типовым сообществам НГБ, объединяемым общностью тектонотипа, на основании анализа "Карты нефтегазоносности мира" (1994 г.).

Планетарное сообщество 521 НГБ и ВНГБ разделено на 20 типовых сообществ. Гиганты выявлены в 12 типовых сообществах. Всего 3 тектонотипа представляют 64 % из тех 72 НГБ, в которых выявлены МГ. Чем типовые сообщества НГБ, относимые к 3 этим тектонотипам, отличаются от прочих? 1. Представительностью: бассейны 3 тектонотипов составляют 40 % ОБ мира, в т.ч. кратнные (древние платформы) - 17 %, коллизионные платформенно-складчатые (предгорные или краевые прогибы) - 9 %, дивергентные пассивных континентальных окраин - 14%. 2. Средней площадью НГБ: для 230 НГБ значения Бср=290 тыс. км2, тогда как для совокупности 3 тектонотипов Эср = 635 тыс. км2 или соответственно типовой принадлежности - 740, 680 и 475 тыс. км2. 3 Суммарной площадью НГБ, в которых выявлены МГ: 74 % общей площади 12 НГБ, в которых выявлены МГ, или соответственно типовой принадлежности - 28 %, 29 %, 17 %. 4. Количеством выявленных МГ: 57 % всех МГ или соответственно типовой принадлежности - 19 %, 30 %, 8 %.

Вместе с тем, для 46 НГБ, содержащих МГ и представляющих 3 названных тектонотипа, значение Змг=105 тыс. км2, тогда как для 26 НГБ, содержащих МГ и представляющих 9 других тектонотипов, значение Бмг=50 тыс. км2. Типовые сообщества НГБ на основе их тектонотипов объединяют бассейны и с предельно низкой, и с высокой, и с уникальной плотностью ресурсов. Они объединяют бассейны, площадь которых отличается на 1-2 порядка, а доля акваторий в ней меняется от 0 % до 100 %. Наиболее продуктивные сообщества 5 тектонотипов (помимо 3 вышеназванных, это кратогенные бассейны -молодые платформы и внутренние глубоководные моря реликтовых окраин), с которыми связано 89 % всех МГ, объединяют 47 % ОБ мира, в т.ч. 57 % НГБ, в т.ч. 71 % НГБ с гигантами. Они выделяются не только представительностью, значением Бср=640 тыс. км2, продуктивностью, но и уровнем разведанности: 54 % этих бассейнов относятся к категории НГБ, тогда как для 15 других тектонотипов аналогичный показатель равен 37 %.

Уникальная продуктивность Западно-Сибирского НГБ совершенно необъяснима с точки зрения его типовой принадлежности сообществу 14 крато-генных НГБ, в 3 из которых выявлены МГ, поскольку ему принадлежат 97 % МГ сообщества, а его площадь в 1.5 раза превосходит суммарную площадь 13 остальных НГБ сообщества. Более рациональным объяснением природы богатства Западно-Сибирского НГБ может служить его принадлежность к сооб-

ществу из четырех прибрежно-морских мегабассейнов (доля акваторий 3-37 %) , в которых выявлено 48 % всех МГ мира, включая 69 % уникальных. Все 12 мегабассейнов с МГ принадлежат как раз тем 5 тектонотипам, с которыми связано 89 % всех МГ, а неизбежная принадлежность даже 1-2 выдающихся по продуктивности НГБ тому или иному их тектонотиповому сообществу настолько повышает значения групповых показателей, что создает иллюзию типовой предопределенности этого богатства. В действительности, НГБ древних и молодых платформ, краевых прогибов, пассивных окраин, глубоководных морских впадин являются наиболее многочисленными , обширными, хорошо разведанными и поэтому вполне закономерно, что самые богатые бассейны, в которых выявлена большая часть МГ, находятся среди них. Но тектонотип этих НГБ существенного значения с точки зрения приуроченности к ним МГ не имеет, и, соответственно, не может иметь существенного прогностического значения на бассейновом уровне оценки. Влияние некоторых тек-тонотипов на внутрибассейновое распределение крупнейших месторождений (различия складчатого и платформенного бортов краевых прогибов и пр.) хорошо известно и никоим образом не противоречит предыдущему заключению, относящемуся к их распределению между бассейнами.

Тектонотип НГБ - это показатель, призванный отражать общие особенности геологического строения, истории развития и нефтегазоносности бассейна вне зависимости от регионального контекста. Нами была исследована роль этого показателя в контексте восьми регионов мира в соответствии с "Картой ...". В каждом из регионов представлено 3 - 5 тектонотипов из тех 12, в которых выявлены МГ. В каждом регионе с НГБ одного тектонотипа связано 39-86 % МГ, с НГБ двух тектонотипов - 69-89 % МГ и подавляющая часть уникальных; сочетания наиболее продуктивных тектонотипов меняются от региона к региону. В сообщество ведущих тектонотипов неизменно (кроме Австралии) входят самые обширные в регионе НГБ, лишь два из которых являются сугубо наземными. В 6 регионах групповые значения Бмг укладываются в интервал 60-85 тыс. км2, кроме Африки (170 тыс. км2) и Австралии (250 тыс. км2). В каждом регионе есть НГБ, парадоксальным образом отклоняющиеся от площадной закономерности распределения МГ и обладающие продуктивностью, несоразмерно высокой относительно их площади. Эти НГБ имеют площадь, как правило, до 100 тыс. км2, значения Бмг, не превышающие 20 тыс. км2, приурочены к континентальному флангу и приконтинентальной части (доля акваторий <50 %) профиля "континент-океан", разную тектонотиповую принадлежность: интракратонный авлакоген (Днепровско-Донецкий), краевой прогиб (Амударьинский), межгорная впадина (Маракайбо, Лос-Анджелес, Грейт-Велли), междуплитный рифт (Суэцкий залив), периконтинентальная пассивная окраина (Гипсленд).

Фазовая структура запасов, выраженная региональными значениями фазовых индексов ^ и ¿2(в скобках) отличается весьма значительно: Северная Америка - 1.5 (1.3), Европа - 1.6 (1.3), Южная Америка - 5.6 (12.0), Африка -5.2 (4.8), Северная Азия - 2.0 (0.80), Центральная Азия - 1.6 (0.90), Южная Азия - 3.4 (3.0). В тектонотиповых сообществах, объединяющих НГБ разных регионов, значения фазовых индексов ^ и \г отличаются на 1-2 порядка и меняются в интервалах 0.09-58.0 0.05-12.0 (\2)- Региональный контекст - над-бассейновая составляющая нафтидогенеза - оказывается гораздо более су-

щественным фактором, определяющим структуру запасов НГБ, нежели его тектонотиповая составляющая.

Понимая тектонотип как особую (типовую) форму организации неоднородного геологического пространства на бассейновом уровне, мы убеждаемся в том, что на этом уровне реальное влияние на распределение МГ имеют не особенности этой формы, а ее размер и положение в неоднородном геологическом пространстве. Особенности формы могут влиять только на распределение МГ внутри бассейна. Закономерной представляется приуроченность большей части, в т.ч. уникальных по величине запасов МГ к мегабассейнам на рубеже "континент-океан", и закономерность эта может обрести типовое оформление, если в основе типизации НГБ будут дифференцирующие признаки, реально контролирующие распределение МГ, а именно: площадь НГБ и его положение на профиле "континент-океан".

Сочетанием пяти классов площади и пяти групп НГБ по положению на профиле "континент-океан" (группы 4 и 5 объединены для упрощения типизации и обеспечения большей представительности) определяется выделение 25 типовых сообществ ОБ, в 22 из которых установлена промышленная неф-тегазоносность, в 19 - выявлены МГ. Типовые сообщества отличаются вероятностью выявления МГ, их количеством и максимальной величиной запасов. Вероятность выявления МГ (Рмг) в бассейнах данного типа определяется как отношение количества НГБ, в которых выявлены МГ, к общему количеству НГБ в данном сообществе. Для планетарного сообщества НГБ значение Рмг~31 %. Соответственно пяти классам площади значения РМг образуют последовательно возрастающий ряд: 14 % - 39 % - 41 % - 45 % - 80 %. Пять групп НГБ по положению на профиле "континент-океан" характеризуются значениями Рмг, равными 27 % - 53 % - 27 % - 33 % - 0 %. Для 22 типовых сообществ НГБ значения этого показателя дифференцируются следующим образом: 0 % (3 типа), 8-10 % (2 типа), 17-30 % (5 типов), 39-56 % (6 типов), 71-80 % (5 типов), 100 % (1 тип).

Фазовые типы НГБ. Месторождения, в которых запасы нефти и газа находятся в паритетных соотношениях, можно рассматривать не только как смешанные, но и как равновесные. Равновесное состояние разнофазовой двухкомпонентной системы нефть/газ на уровне месторождения соответствует таковому на уровне планетарной совокупности месторождений, характеризующемуся примерным паритетом разведанных извлекаемых запасов нефти и газа. На уровне месторождения отклонение от равновесного состояния в ту или другую сторону влечет изменение фазового типа в зависимости от величины отклонения вплоть до чисто нефтяных или чисто газовых месторождений. Вероятно, аналогичным образом можно определить фазовый тип любого НГБ, используя значение фазового индекса ^ для чего необходимо знать величину его отклонения от равновесного состояния, предварительно оценив последнее значением этого же показателя.

Количество месторождений, в которых локализована мировые запасы нефти и газа, оценивается значением 53 300 шт.. ("Карта нефтегазонбсностй мира", 1994) или значением 68 460 (1уапИое, [_ескю, 1993). Соответствующие значения ^ отвечающие равновесному состоянию планетарной нефтегазоносной системы,, составят 1.54 и 1.69. Огрубляя этот интервал неопределенности за счет расширения в обе стороны до значений 1.0-2:2, определяем

границы равновесного интервала. Откладывая в обе стороны от границ равновесного интервала с равным шагом границы смежных интервалов, получаем шкалу непрерывных изменений значений фазового индекса 1,, отражающую все возможные состояния двухфазовой системы нефть/газ, - фазовую шкалу. Любой НГБ имеет индивидуальное значение фазового индекса 1,, однозначно определяющее его положение на фазовой шкале, степень отклонения от равновесного состояния. Разброс значений I, в планетарном сообществе НГБ (от 0.10-0.15 до 10.0-15.0 и более) достаточен для их уверенной дифференциации. Сообщества НГБ, объединяемые общностью значений фазового индекса в границах заданных интервалов фазовой шкалы, могут рассматриваться как типовые - фазовые типы НГБ. Ранее нами была использована фазовая шкала с 9 интервалами для составления "Карты нефтегазоносных бассейнов мира" (Ю. Н. Новиков, 1996).

Анализ фазовых типовых сообществ НГБ обнаруживает между ними ряд существенных и закономерных отличий. 1. В количестве НГБ: при кажущемся стохастическом разнообразии теоретически возможных соотношений жидких и газообразных УВ на уровне бассейновых систем частота их реальных реализаций очевидным образом регламентируется. Максимальное количество НГБ - в центральной части фазовой шкалы, на ее крайних газовом и нефтяном флангах; существенно меньшее количество НГБ - в переходных интервалах шкалы. 2. В количестве МГ и максимальной величине их запасов: максимальные количества гигантских и уникальных месторождений приурочены к НГБ пяти интервалов фазовой шкалы, разделяемых тремя интервалами-минимумами. 3. В соотношениях количества нефтяных и газовых МГ: оно скачкообразно меняется при переходе от газового фланга шкалы к ее центральной части (пороговое значение ^=0.50) и столь же резко - при переходе от центральной части шкалы к ее нефтяному флангу (пороговое значение 11=6.1). Вероятность того, что ожидаемый гигант окажется членом нефтяного ряда для бассейнов газового фланга фазовой шкалы ({,<0.50) составляет менее 9 %, для бассейнов центральной части шкалы ^,=0.50-6.1) - 55 %, для бассейнов нефтяного фланга ((,>6.1) - 89 %. 4. В фазовой структуре запасов нефтяных МГ: для бассейнов нефтяного фланга (^>3.8) характерны чисто нефтяные МГ; для бассейнов центральной части шкалы (1,=0.80-3.8) характерно сочетание как чисто нефтяных, так и МГ смешанных типов; для бассейнов газового фланга (1,<0.80) характерно отсутствие чисто нефтяных МГ и наличие гигантов исключительно смешанных типов.

Пространственные сообщества НГБ

Пространственные сообщества объединяют НГБ, связанные общностью пространственного положения в контексте планетарной бинарной системы "континент-океан". Признаковые и типовые сообщества НГБ контролируют регулярные, закономерно повторяющиеся особенности распределения МГ соответственно изменениям значений дифференцирующих признаков или их сочетаний, вне зависимости от пространственной (региональной) приуроченности вмещающих бассейнов. Но их контроль не является исчерпывающим, так как очевидна реальность неповторяющихся особенностей распределения МГ, обнаруживающих явную пространственную предопределенность. Пространст-

венные сообщества НГБ, обусловленные сочетаниями континентов и океанов, регламентируют неповторяющиеся особенности распределения МГ.

Эволюция седиментосферы и УВ-сферы, обусловленная непрекращающимся взаимодействием континентов и океанов, ее современная структура могут быть формализованы в той мере, в какой возможна формализация континентальной и океанической составляющих этого процесса и его итогового результата. Континентальная составляющая может быть представлена территориями в границах шести современных континентов и островов; последние могут быть как реликтами прежних территорий континентов, так и новообразованиями. Океаническая составляющая может быть представлена акваториями в границах четырех современных океанов и средиземными морями, наследующими два палеоокеана - Тетис и Уральский; средиземные моря могут быть как реликтовыми, так и новообразованными. Для планетарного сообщества 230 НГБ доля континентальной составляющей оценивается 60 % их суммарной площади (в т.ч. островная часть - 3%), доля океанической составляющей - 40 % (в т.ч. средиземноморская часть - 12 %). Граница территорий и акваторий ("суша-море"), определяемая положением береговой линии, несмотря на условность своего современного положения обладает безусловным достоинством, а именно: однозначностью и объективностью. Именно эта граница является важным элементом пространственной дифференциации планетарного сообщества НГБ. Общность пространственного положения НГБ может проявляться двояко: 1 - как общность их положения на глобальном профиле "континент-океан", обуславливающая разделение всей планетарной совокупности НГБ на сообщества внутриконтинентальных (95 НГБ, 30 % суммарной площади всех НГБ, доля акваторий - 0%, Бср=230 тыс. км2, Рмг=27 %, ^г=17 %, f2=0.55, Эмг=230 тыс. км2) и окраинноконтинентальных НГБ (135 НГБ, Б=70 %, доля акваторий - 57%, Бср=345 тыс. км2, Рмг=35 %, Ымг=83 %, ¡2=1.7, 5мг=115 тыс. км2); 2 - как сонахождение их в рамках целостных, автономных, самоорганизующихся систем регионального и планетарного уровней.

Внутриконтинентальные НГБ дифференцируются соответственно границам континентов или их частей с выделением 8 ареалов внутриконтинентальных НГБ. Сопоставление характера нефтегазоносности внутриконтинентальных ареалов НГБ, выраженного групповыми (усредненными) значениями единой системы показателей (глава 2), дает основание для двух выводов: а) каждый континент обладает индивидуальным характером нефтегазонакопле-ния, б) наряду с индивидуализацией характера нефтегазонакопления континентов обнаруживается близость значений их показателей для разновариант-ных групп из 2-3 континентов. Индивидуальность континентов проявляется и в характере нефтегазоносности их окраин. Сопоставление групповых значений характера нефтегазоносности континентальных окраин каждого океана, несмотря на их разнообразие, позволяет обнаружить индивидуальные черты последних, сближающие Северный Ледовитый, Индийский и Уральский (палео) океаны, Атлантический и Тетис (палео) океаны, отличая те и другие от окраин Тихого океана.

Особенности эволюции планетарной континентально-океанической системы обуславливают неоднородность сообщества окраинных бассейнов другого рода. Распад единого праматерика Пангея на две части - Лавразию и Гондвану, разделенные палеоокеаном Тетис, последующее их разъединение

Пространственные сообщества НГБ, определяемые неповторяющимися сочетаниями "континент" плюс "океан"

Таблица 3

Океаны и палеоокеаны Пространственные сообщества НГБ Континенты

Северная Америка Южная Америка Европа Африка Азия Австралия

Централь ный ареал НГБ Восточный ареал НГБ Южный ареал НГБ Южный ареал НГБ Северный ареал НГБ Центральный ареал НГБ

Ареалы внутри-континентальных НГБ 26 2.3 12 6.0 10 1.0 10 2.2 5 5.0 2 0.22 27 1.1 3 1.1

13 200 5 550 1 110 3 365 0 2 320 3 225 7 125 0 700

13 1 4 4 10 20 2

Северный Ледовитый океан Пояса окраинных континенталыю-океанических НГБ 3 0.76 1 2.9 2 2.9

3 105 5 110 59 20

5 8 69

Атлантический океан 4 0.58 11 5.0 7 1.1 5 7.4

1 1 750 3 0 945 17 16 55 5 0 770

Индийский океан 4 0.27 9 1.7 4 4.9 7 1.0

0 0 - 1 4 340 2 1 330 0 2 1090

Тихий океан 14 1.2 2 13.8 4 0.60 15 2.1 6 1.2

9 3 35 1 1 220 2 3 100 2 0 1230 2 2 335

Тетис палеоокеан Ареалы меж -континентальных НГБ 2 1.0 6 5.4 1 1.4 6 0.30 5 7,4 4 6.1 6 1.5 5 1.6

17 70 15 70 3 130 0 - 16 150 80 11 65 3 250 1 220

12 0 0 0 1 5 4

Уральский палеоокеан 2 6.7

14 65

4

- в ячейках каждого блока приведены значения следующих показателей:

26 - количество НГБ; 2.3 - соотношение количества нефтяных и газовых месторождений (фазовый индекс f])

13 — количество нефтяных гигантов: 200 - площадь НГБ, приходящаяся на 1 гигант, тыс.км2 (S„r) 13 - количество газовых гигантов

Примечание

26 2.3

13 200

13

на группы северных (Северная Америка, Европа, Азия) и Южных (Южная Америка, Африка, Австралия) континентов обусловили дифференциацию планетарной системы окраинных бассейнов на два сообщества, отличающиеся положением относительно сопредельных континентов, разъединяющих их океанов и средиземных морей. Собственно окраинноконтинентальные НГБ, обусловленные парными сочетаниями "континент плюс океан", образуют линейные периконтинентальные (периокеанические) пояса вдоль их границ. На сопрягающихся окраинах северных и южных континентов сформировались НГБ, отличающиеся от собственно окраинноконтинентальных: а) обусловленностью не только парными пространственными сочетаниями "континент плюс океан", но более сложными пространственно-временными (узловыми) сочетаниями 2-3 континентов и 2-3 океанов, фиксируемыми в современной структуре средиземными морями; б) группированием не в линейные периконтинентальные пояса, а в более сложно организованные межконтинентальные ареалы. Три межконтинентальных узловых ареала выделяются на сопряжении Северной и Южной Америки (Центральноамериканский ареал), Европы, Азии и Африки (Средиземноморского-Аравийский ареал), Азии и Австралии (Зондский ареал). Внутриконтинентальные НГБ северных и южных континентов существенно отличаются групповыми значениями показателей нефтегазоносности; эти отличия проявляются и на их окраинах. Групповые значения межконтинентальных НГБ, занимающих пограничное положение между северными и южными континентами, обнаруживают как сходство с первыми (доля акваторий, Рмг, Ымг, Бмг) и вторыми (Sep), так и специфичность (f2), обусловленную приуроченностью к ним 47 % нефтяных МГ, в т.ч. 64 % уникальных.

На планетарном уровне пространственная неоднородность мирового сообщества НГБ регламентируется сочетанием четырех ее видов: 1 - гетеро-континентальной, обусловленной наличием шести континентов, разделяемых акваториями океанов и средиземных морей; 2 - циркумконтинентальной, обусловленной наличием внутриконтинентальных (наземных) и окраинноконтинентальных (с той или иной долей акваторией) НГБ; 3 - широтной, обусловленной наличием северной и южной групп континентов; 4 - долготной, обусловленной наличием трех долготных пар континентов. Основная неоднородность в распределении МГ связана с тем, что 70 % их общего количества, в т.ч. 85 % уникальных выявлены в бассейнах, приуроченных к 1) трем ареалам межконтинентальных НГБ на сопряжении северных и южных континентов, образующих планетарный широтный пояс, и 2) меридиональному поясу НГБ на сопряжении долготных пар континентов (Африка-Европа и Азия). Два главных ортогональных пояса нефтегазонакопления связывают все шесть континентов и четыре современных океана, наследуя палеоокеаны, разделявшие северные и южные континенты, Европу и Азию. Они образуют своеобразный пространственно-временной каркас планетарной УВ-сферы, наглядно демонстрирующий преимущественную приуроченность и максимальную эффективность процессов нефтегазонакопления к зонам сопряжения и узлам пересечения его элементов. Один из узлов пересечения ортогональной системы поясов - Каспийский ареал - был выделен Б. Ф. Дьяковым (1975 г.); другой, расположенный южнее, известен под названием НГБ Персидского залива.

На региональном уровне неповторяющимися сочетаниями "континент" плюс "океан" обуславливается выделение 33 пространственных сообществ

Интервалы фазовой шкалы (f|) Группа Г Группа Г11 Группа II NMl. газ, % NMl-. нефти. % и

<0.30 1. Лено-Випюйский 2. Амударьинский 3. Лабрадорский 4. Сычуань 5. Среднеиндский 6. Амадиес 7. Днепровско-Припятский - - 14 - 0.03

0.30- 1.0 8. Свердруп 9. Бенгальский 10. Кук-Инлет П. Предаппалачский 12. Нижнеиндский 26. Лечо-Тунгусский 27. Енисейско-Хатангский 28. Грейт-Велли 29. Северо-Сахали некий 30. Западно-Канадский 31. Бофорта 32. Норвежском орский 49. Уинта-Пайсенс 13 6 0.64

1.0-2.2 13. Центрально-иранский 14. Сиамский 15. Гиин-Ривер 16. Таранаки 17. Сан-Хуан 18. Карнарвон 19. Внутренний В.-Австралийский 20. Аквитанский 33. Мексиканского залива 34. Европейско-Североморский 35. Восточно- . Калимаптаиский 36. Ал жир о -Ли ви некий 37. Арктического склона Аляски 38. Саравакский 50. Северо-Устюртскпй 51. Предкавказско-Мангышлакскин 52. Предкарпатско-Балканскнй 53. Сунляо 22 17 1.1

2.2 - 7.2 21. Северо-Суматрин ский 22. Вогелкоп 23. Неукен 24. Ирааадийский 25. Ордосский 39. Тимано-Печоро-Баренцсеский 40. Западно-Сибирский 41. Западный Внутренний 42. Гипелеид 43. Пермский 44. Персидского залива 45. Волго-Урало-Прикаспийский 46. Южно-Каспийский 54. Цайдамскнй 55. Джунгарский 56. Жанны Д'Арк 57. Северо-Яванский 58. Камбейский 50 59 1.7

>7.2 47. Сахаро-Восточно-Средиземном орский 48. Гуаякиль-Прогрессо 59. Сан-Хорхе 60. Гвинейского залива 61. Вентура-Санта-Барбара 62. Кванза-Камерунскни 63. Сержипи-Алагоас 64. Кампус 65. Оринокский 66. Северо-Китайскин 67. Централыю-суматрннскпй 68. Суэцкого залива 69. Верхней Магдалены 70. Маракайбо 71. Лос-Анджелес 72. Верхнсамазонскин 1 18 26.0

f, 0.69 1.66 4.21 100 100 1.4

Sep 305 тыс. км2 1050 тыс. кч2 240 тыс. км2 520 тыс. км2

NMr, газ 25% 75% - 100%

NMr, нефть - 82% 18% 1007с

Бмг 150 тыс. км2 60 тыс. кч2 100 тыс. км2 75 тыс. км2

fj - соотношение количества нефтяных и количества газовых месторождений; Sep - площадь НГБ средняя; NMr - количество гигантов; f2 - Ымг» нефть/Ымп газ; Smh - площадь НГБ на 1 МГ.

Количество месторождений-гигантов (МГ): I - НГБ, в которых выявлено по I МГ; 2 - НГБ, в которых выявлено по 2-4 МГ; 3 - НГБ, в которых выявлено >5 МГ. Фазовые типы МГ: 4 - НГБ, в которых выявлены МГ только газового состава (группа Г); 5 - НГБ, в которых выявлены МГ как газового, так и нефтяного состава (группа ГН); 6 - НГБ, в которых выявлены МГ только нефтяного состава (группа Н). Максимальная величина запасов МГ: 7 - НГБ, в которых выявлены уникальные газовые месторождения с запасами > 500 млрд. м1; 8- НГБ, в которых выявлены уникальные нефтяные месторождения с извлекаемыми запасами > 300 млн.т. Положение НГБ в планетарной бинарной системе "континент-океан": 9 - внугриконтинентальные (наземные) НГБ; 10 - окраинноконтиненталь-ные НГБ; 11 - ареалы межконтинентальных НГБ; 12 - границы НГБ (ВНГБ) окраинных морей и сопредельных территорий России.

НГБ - элементов планетарной УВ-сферы (табл.3). Гиганты выявлены в 31 из них: в 9 - не менее 15 МГ, в 12 - от 5 до 14 МГ, в 10 - менее 5 МГ. Значения Эмг меняются от 20-35 тыс. км2 до 500-1000 тыс. км2; значения f, - от 0.22 до 13.8; значения f2 - от 0.25 до 15.0. Положение бассейна на профиле "континент-океан" и его принадлежность одному из региональных сообществ НГБ - это геоструктурные координаты, однозначно определяющие позицию любого бассейна в планетарном геологическом пространстве подобно тому, как планетарные координаты - широта и долгота - однозначно определяют пространственное положение любого объекта на поверхности геоида. Положением бассейна в планетарном геологическом пространстве в значительной мере обусловлены составляющие элементы его генерационного потенциала -площадь, мощность осадочного чехла, характер материнских пород, эффективность его реализации, фазовые типы и сохранность МГ.

Глава 4. Месторождения - гиганты.

Из каждых 135 открытых месторождений УВ лишь одно относится к категории гигантов. Формирование мелкого месторождения УВ является событием достаточно рядовым: для мира в среднем формирование 1 месторождения обеспечивается 1 тыс.км2 площади НГБ; в Северной Америке на 1 тыс.км2 площади НГБ приходится 4 месторождения УВ, а в наиболее разведанных НГБ - до 10-20 месторождений. Для мира в среднем формирование 1 МГ обеспечивается 135 тыс.км2 площади НГБ (Эмг); в наиболее разведанных и богатых НГБ значение SMr снижается до 20-25 тыс. км2. Распределение рядовых месторождений регламентируется на внутрибассейновом уровне рядовыми геологическими условиями или их стандартными сочетаниями, подчиняющимися общим правилам и представлениям, вполне достоверно описывается математическими моделями. Распределение самых крупных месторождений выглядит незакономерным и потому труднопрогнозируемым только на внутрибассейновом уровне, поскольку формирование их в значительной мере предопределяется факторами бассейнового и надбассейнового уровней и с этих позиций выглядит вполне оправданным. Исключения есть, но они единичны и не отменяют общей закономерности. Исключениями могут считаться НГБ Суэцкого залива, Лос-Анджелес, Маракайбо и др. (глава 3), но к таковым не относятся НГБ Персидского залива, Западно-Сибирский и другие наиболее богатые бассейны мира, являющиеся единичными, но закономерными примерами предельного выражения общей тенденции. Гигантские месторождения могут служить одним из главнейших признаков НГБ - показателем их богатства. Сообщества НГБ, отличающиеся наличием или отсутствием МГ, их коли-

чеством, величиной и фазовой структурой запасов, могут рассматриваться в качестве признаковых. Очевидно, что основой для прогноза МГ могут быть те отличия, которые позволяют разделять эти признаковые сообщества.

Анализ конкретных геологических условий, сопутствующих формированию МГ, выполнен нами на основе их обобщения для всех 230 НГБ в рамках "Карты нефтегазоносности мира" (1994 г.). Среди исследованных особенностей геологического строения НГБ (тектонотип, возраст осадочного чехла, возраст и литология продуктивных комплексов, основные типы ловушек, возраст и литология нефтегазоматеринских отложений) или их сочетаний нам не удалось обнаружить таких, которые позволили бы уверенно отличать группу из 72 НГБ, в которых выявлены МГ, от группы из 158 НГБ, в которых МГ не выявлены, тем более - дифференцировать первую группу по количеству МГ, величине и фазовой структуре их запасов. Основными факторами, контролирующими распределение МГ на бассейновом уровне, являются размер бассейна и его положение на профиле "континент-океан".

Для 31 НГБ, в которых выявлено по 1 МГ, значение Scp=200 тыс. км2 ненамного отличается от значения Scp=180 тыс. км2, характеризующего сообщество 158 НГБ, в которых МГ не выявлены. Если принять последнее значение Sep за 1, то для сообществ НГБ, в которых выявлено по 1 МГ (31 НГБ), 2-4 МГ (21 НГБ), 5-20 МГ (16 НГБ), >20 МГ (4 НГБ), относительные значения этого показателя образуют последовательно возрастающий ряд: 1.1-2.6-3.814.3. Количество бассейнов в сообществе 158 НГБ, где МГ не выявлены, соответственно пяти классам крупности (табл.1) образует последовательно убывающий ряд: 55 % - 26 % - 9 % - 8 % - 2 %; 31 НГБ с единичными МГ приурочены преимущественно к трем первым классам крупности - 26 %, 52 %, 16 %, 3 %, 3 %; 41 НГБ, в каждом из которых выявлено > 2 МГ, распределены более равномерно и в иной последовательности - 15 %, 24 %, 15 %, 19 %, 27 %. В сообществах НГБ, где не выявлены МГ, и НГБ с единичными МГ 46 % бассейнов относятся к категории наземных, 27 % - приурочены к центральной части профиля "континент-океан", 27 % - к его приокеаническому флангу; в наиболее богатых НГБ (^2 МГ) распределение на профиле "континент-океан" имеет иной характер - 31 %, 49 %, 20 %.

В 20 самых богатых НГБ мира (> 5 МГ) формирование гигантов можно расценивать как событие предрешенное и неизбежное: в них выявлено 78 % МГ, в т.ч. 92 % уникальных при smr=60 тыс. км2. В 21 менее богатом НГБ (2-4 МГ), где в совокупности выявлено 16 % гигантов, в т.ч. 7 % уникальных при smr=125 тыс. км , формирование их можно расценивать как событие закономерное и прогнозируемое с высокой степенью вероятности. В 31 НГБ с единичными МГ (6 % гигантов, Smi"=200 тыс. км2) формирование их можно расценивать как событие достаточно случайное; случайное и труднопрогнозируемое в той же мере, что и отсутствие МГ в группе из 28 НГБ, для которых запасы крупнейших месторождений ограничены интервалом 30-100 млн. т. Последние две пограничные группы наиболее близки по своим показателям. В группе из 130 наименее богатых НГБ, где запасы самых крупных месторождений < 30 млн. т, отсутствие МГ является вполне закономерным и уверенно прогнозируемым. Поскольку все перечисленные группы НГБ, различающиеся по признаку наличия или отсутствия МГ, их количества и максимальной величины запасов, отличаются прежде всего и наиболее очевидным образом груп-

повыми значениями площади, соотношения в ней территорий и акваторий, то, вероятно, именно эти два показателя могут служить основой для предваряющей индивидуальный прогноз дифференциации любой совокупности ОБ - 290 ВНГБ мира или системы окраинных бассейнов России.

Для того, чтобы оценить связь МГ разных фазовых типов с групповыми значениями показателей вмещающих их бассейнов, сообщество 72 НГБ, в которых выявлены МГ, было разделено на три группы (рис.1): 1) 25 НГБ, в которых выявлены МГ только газового состава (группа Г); 2) 23 НГБ, в которых выявлены МГ как газового, так и нефтяного состава (группа ГН); 3) 24 НГБ, в которых выявлены МГ только нефтяного состава (группа Н). В суммарной площади этих басспг ;в, составляющей 56 % общей площади всех НГБ, относительная доля пг.ощадей каждой из трех групп составляет 20 %, 64 % и 16 %. Группа ГН: |\1мг=79 % (90 % уникальных); в рамках этой группы 84 % МГ (94 % уникальных) связаны с 10 мегабассейнами. Группа Г: 1Чмг=10 % (4 % уникальных); в рамках этой группы 82 % МГ (100 % уникальных), связаны с 19 НГБ классов II и III. Группа Н: NMr=11 % (6 % уникальных); в рамках этой группы 75 % МГ (86 % уникальных) связаны с 18 НГБ классов I-II. В группе Г к континентальному и приокеаническому флангам профиля приурочены 20 НГБ, в которых выявлено 88 % газовых МГ группы, включая все уникальные, с максимумом (67 % МГ) на континентальном фланге. В группе Н с 17 континентальными и прибрежно-морскими НГБ связано 82 % нефтяных МГ группы, включая все уникальные, с максимумом (58 % МГ) в категории прибрежно-морских. В группе ГН к центральной части профиля приурочены 13 НГБ, в которых выявлено 79 % газовых (93 % уникальных) и 87 % нефтяных (96 % уникальных) МГ группы с максимумами для газовых (54 %) и нефтяных (66 %) гигантов в категории прибрежно-морских НГБ. Условия, сопутствующие формированию газовых и нефтяных МГ, существенно различаются, а наиболее продуктивные НГБ характеризуются обеспеченностью возможности формирования и тех, и других. Наиболее многочисленные и продуктивные НГБ групп ГН и Н тяготеют к крайним классам площади (V и I-II, соответственно) и к центральной части профиля "континент-океан" с общим максимумом в категории прибрежно-морских бассейнов. Наиболее многочисленные и продуктивные НГБ группы Г тяготеют к центральным классам площади (II-III) и флангам профиля с максимумом в его наземной части.

Групповые значения фазового индекса f, составляют: 0.69 (группа Г) -1.66 (группа ГН) - 4.21 (группа Н). Среднемировому значению ft=1.69 соответствует значение f2=1.40; среднему для 72 НГБ с МГ значению f,=1.63 соответствует значение f2=1.40; среднему для 23 НГБ группы ГН значению f,=1.66 соответствует значение <2=1.52. Для того, чтобы установить характер соотношений f, и f2 не только на групповом (надбассейновом), но и на индивидуальном (бассейновом) уровне, все НГБ в рамках каждой из трех групп были расположены по мере возрастания значений f,, образуя последовательный ряд (рис.1). Соответственно 5 интервалам фазовой шкалы каждая из трех групп НГБ разделяется на четыре подгруппы. Равновесный интервал характеризуется сопоставимой представительностью во всех трех группах и является вторым по продуктивности в каждой из них. Максимумы продуктивности приходятся на ультрагазовый (группа Г), переходный нефтяного фланга (группа ГН), ультранефтяной (группа Н) интервалы; минимумы продуктивности - на

переходный нефтяного фланга (группа Г), ультранефтяной (группа ГН), переходный газового фланга (группа Н) интервалы. Распределение 72 НГБ с МГ соответственно 5 интервалам фазовой шкалы от газового фланга к нефтяному выглядит следующим образом: НГБ - 10 %, 18 %, 25 %, 25 %, 22 %; МГ - 6 %, 9 %, 19 %, 55 %, 11 %. К двум интервалам фазовой шкалы (1.0 < fi < 7.2) приурочены 50 % НГБ с гигантами, 74 % МГ, в т.ч. 87 % уникальных, 7 из 12 мегабассейнов.

Соотношения количества нефтяных и газовых МГ, выражаемые значениями f2, на групповом уровне уверенно коррелируются с соответствующими значения f,. Для 5 интервалов фазовой шкалы - от ультрагазового до ультранефтяного — соответствующие значения f2 образуют последовательно возрастающий ряд: 0.03-0.64-1.1-1.7-26.0. В группе ГН для 4 интервалов (кроме ультрагазового) шкалы аналогичный ряд выглядит следующим образом: 0.811.1-1.7-7.0. Для большинства НГБ характерно соответствие значений f,и f2 на индивидуальном уровне за исключением нескольких НГБ, выделяющихся их парадоксальным несоответствием. К числу парадоксальных относятся внут-риконтинентальные платформенные НГБ Неукен (Южная Америка) и Ордос-ский (Центральная Азия), внутри - (Уинта-Пайсенс) и окраинно - (Грейт-Велли) континентальные межгорные впадины (Северная Америка), Северо-Сума гринский, Вогелкоп, Иравадийский НГБ Зондского межконтинентального ареала, Западно-Сибирский НГБ. Природа и характер парадоксальности этих бассейнов отличаются, что не только осложняет оценку подобных бассейнов, но и предполагает определенную готовность к возможности их наличия.

Качественной мерой генерационного потенциала ОБ являются материнские породы. Для сравнительной оценки роли разных типов материнских пород или их сочетаний в формировании МГ на бассейновом уровне мы воспользовались формализованной типизацией материнских пород, обеспечивающей выделение 4 типов нефтематеринских свит (НМС) и 4 типов газа, условно и по аналогии определяемых как газоматеринские свиты (ГМС) (B.C. Соболев, 1998). Это позволило обнаружить ряд существенных и закономерных различий: 1 - между группами. монотипных (один тип ГМС или НМС) и гетеротипных (2-4 типа ГМС, 2-3 типа НМС) бассейнов; 2 - между типами В, Г и А, Б (ГМС), между типами I, II и III, IV (НМС); 3 - между группами НГБ с МГ разного фазового состава; 4 - между группами НГБ, в которых выявлены МГ, и группами НГБ, в которых МГ не выявлены..

Обнаруживается связь корреляционного характера между: 1 - материнскими породами ОБ (типы НМС, ГМС или их сочетания), 2 - фазовым типом ОБ (фазовый индекс ft), 3 - наличием или отсутствием в нем МГ, 4 - количеством и максимальной величиной запасов МГ, 5 - фазовой структурой запасов МГ (фазовый индекс f2). Среди 72 НГБ, в которых выявлены МГ, монотипные преобладают по количеству - 54 % (ГМС) и 68 % (НМС), но с гетеротип-ными связаны 83 % газовых МГ (включая все уникальные) и 75 % нефтяных МГ (включая 84 % уникальных). Разнообразие типов НМС и ГМС, способствующее совместному в рамках одного НГБ формированию как нефтяных, так и газовых МГ (группа ГН), является фактором, контролирующим распределение 82 % нефтяных и 75 % газовых гигантов, в т.ч. 90 % всех уникальных. Необходимые сочетания условий совместного формирования в первую очередь

обеспечиваются значительной площадью (> 1 ООО тыс.км2) НГБ, их приуроченностью к центральной части профиля "континент-океан".

Глава 5. Распределение и прогноз гигантов на профиле "континент-океан"

На акваториях открыто не более 7 % известных на сегодняшний день месторождений УВ, но каждый четвертый гигант. Это свидетельствует как о безусловном богатстве недр акваторий, так и о большей успешности их освоения по сравнению с сушей, что и неудивительно, поскольку освоение акваторий опирается на богатейший опыт наземной нефтяной геологии, экстраполируемый на подводные окраины континентов. На первых порах успешность морских нефтегазопоисковых работ обеспечивалось прослеживанием нефтегазоносных структур суши в пределы сопредельных мелководных акваторий и простейшей линейной экстраполяцией "суша-море". Новые прогностические задачи требуют и новых способов их решения, т.е. новых форм и соответствующих уровней экстраполяции. Прогноз МГ бассейнового уровня на основе экстраполяции "континент-океан" может опираться на установленные закономерности их распределения бассейнового же уровня (глава 3): 1 - распределение МГ на профиле "континент-океан" имеет очевидно неравномерный характер с пиком общей продуктивности и нефтенакопления, в частности, в центральной части профиля; 2 - оптимальные условия для формирования МГ и, прежде всего, нефтяного ряда создаются в прибрежно-морских НГБ, где доля акваторий < 50 %; 3 - для совместного (в рамках одного НГБ) формирования газовых и нефтяных МГ (группа ГН) наиболее благоприятна центральная часть профиля; 4 - раздельное формирование МГ происходит в разных частях профиля: газовых - на континентальном и приокеаническом флангах (группа Г), нефтяных - в прибрежно-морских НГБ (группа Н). Бассейновым и надбас-сейновым уровнями экстраполяции обеспечивается прогнозная оценка даже тех бассейнов, где наземная часть не разведана, либо отсутствует вовсе.

Более привычной и надежной является экстраполяция внутрибассейново-го уровня в форме "суша-море", но она может быть использована только для окраинных НГБ с достаточно разведанной и относительно значительной наземной частью. Эта форма экстраполяции безусловно применима для прогнозной оценки тех бассейнов, в которых доля акваторий не превышает 50 % (они составляют 27 % окраинных НГБ), с определенными условиями - для тех бассейнов, в которых доля акваторий составляет 50-90 % (43 % окраинных НГБ), проблематично применима - для тех бассейнов, в которых доля акваторий превышает 90 % (30 % окраинных НГБ). Поскольку среди ВНГБ доля бассейнов двух последних категорий существенно выше, то прогностическое значение экстраполяции надбассейнового и бассейнового уровней будет неизбежно возрастать.

Неравномерность процесса нефтегазонакопления на профиле "континент-океан" может быть выражена изменениями значений показателей, отражающих его продуктивность (Ымг, Бмг. максимальная величина МГ), структуру ресурсов (Кмг, фазовые индексы ^ и вероятность выявления МГ (РМг)- Эти изменения не только не являются однонаправленными - они существенно от-

личаются для пространственных сообществ НГБ, обусловленных неповторяющимися сочетаниями "континент плюс океан" (табл.3).

Возможность и эффективность применения разных форм и уровней экстраполяции для прогноза крупнейших месторождений УВ на акваториях России регламентируется степенью их изученности, разведанностью сопредельных территорий, площадью оцениваемых акваторий в границах РФ. Для ограниченных российских участков Черного, Азовского, Каспийского, Балтийского морей требуется экстраполяция исключительно внутрибассейнового уровня, что выводит их за пределы прогнозной оценки в данной работе. Внут-рибассейновая экстраполяция ограниченно применима для прибрежных участков Печорского, Карского, Охотского, в меньшей мере, Берингова морей. Для прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на арктических и дальневосточных акваториях России равноприменимы формы экстраполяции "суша-море", "континент-океан" надбассейнового и бассейнового уровней.

Сопредельные последним территории - как основа их прогнозной оценки -это Тимано-Печорский, Западно-Сибирский, Восточно-Сибирские (Енисейско-Хатангский, Лено-Тунгусский, Лено-Вилюйский), Северо-Сахалинский НГБ, в которых открыты гиганты нефтяного и газового рядов, а общее количество месторождений достигает 900. Структурирование начальных извлекаемых запасов этих базовых для акваторий России территорий НГБ системой разработанных показателей (глава 2) позволяет оценить не только их реальные различия, но и прогнозируемые различия сопредельных им акваторий. Отметим только два аспекта межбассейновых различий.

1. В четырех базовых бассейнах (от Тимано-Печорского - до СевероСахалинского) доля суммарных извлекаемых запасов УВ, локализованных в месторождениях смешанных типов, составляет 28 % - 66 % - 67 % - 89 % при неизменном превышении запасов газа в них в 3.7, 3.7, 2.7, 2.6 раза; в общих запасах нефти этих же НГБ доля ее составляющей, локализованной в месторождениях смешанных типов, равна 8 %, 48 %, 96 %, 89 %. Применительно к МГ, принимая их количество и суммарные запасы УВ, в них локализованные, за 100 %, роль месторождений смешанных типов выглядит следующим образом: количество месторождений - 25 %, 60 %, 76 %, 100 %; запасы - 40 %, 72 %, 74 %, 100 %; во всех случаях и по количеству, и по запасам нефтегазовые месторождения явно преобладают над газонефтяными. Наиболее разведанные акватории Северной Евразии (Северное, Норвежское, Охотское моря) также характеризуются преобладанием гигантов смешанных типов, даже если на сопредельных территориях преобладают монотипные и, как правило, менее продуктивные месторождения (Западная Европа, Северный Сахалин). Вероятно, это проявление и подтверждение на уровне месторождения и бассейна полифазовости УВ как фактора, благоприятствующего формированию гигантских нефтяных и газовых скоплений, ранее подтвержденного на групповом уровне (группа ГН, глава 4). Если посчитать весьма вероятным его подтверждение на внутрибассейновом уровне применительно к окраинным акваториям России, то можно предполагать, что большая часть крупнейших нефтяных скоплений здесь будет связана с месторождениями смешанных, преимущественно нефтегазовых типов. Последние будут тяготеть к преимущественно или даже существенно газоносным районам, нефтяная составляющая

которых при относительно подчиненном значении в абсолютном выражении может быть достаточна для формирования гигантов. Крупнейшие нефтяные скопления в преимущественно или существенно нефтеносных районах, скорее всего, будут значительно уступать им как по количеству, так и по величине запасов и вряд ли могут претендовать на роль первоочередных объектов.

2. Уровень концентрации запасов нефти и газа на самых крупных месторождениях в четырех базовых бассейнах изменяется с запада на восток следующим образом. Нефть: на 1 месторождении - 9 %, 14 %, 28 %, 32 %; на 3 месторождениях - 23 %, 22 %, 56 %, 70 %; на МГ - 33 %, 71 %, 81 %, 78 %. Газ: на 1 месторождении - 40 %, 21 %, 13 %, 40 %; на 3 месторождениях - 62 %, 41 %, 32 %, 64 %; на МГ - 62 %, 97 %, 74 %, 81 %. Можно ожидать, что и на сопредельных акваториях сопоставимо значительная часть ресурсов УВ будет локализована в гигантских месторождениях. Акватории будут отличаться не только количеством и максимальной величиной МГ, но и количеством крупных месторождений класса 30-100 млн. т: в Баренцевом море они могут в 2-2,5 раза превосходить количество МГ; в Карском и морях Восточной Арктики следует ожидать паритетного соотношения количества тех и других; минимальное количество крупных месторождений для дальневосточных акваторий отвечает обозначившейся здесь тенденции наиболее контрастного распределения ресурсов УВ по месторождениям > 100 млн. т и < 30 млн. т.

Глава 6. Методика и результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных акваториях России

В главе 1 рассматриваются особенности неравномерности нефтегазона-копления в седиментосфере - формы ее реализации на разных уровнях проявления, методологические и методические возможности их анализа. В главе 2 определяются показатели, служащие количественной мерой неравномерности нефтегазонакопления и отражающие триединство запасов УВ - месторождений нефти и газа, в которых эти запасы локализованы, - НГБ, в границах которых эти месторождения распределены, с приоритетным выделением крупнейших месторождений - МГ. В главе 3 исследуются закономерности распределения МГ в рамках признаковых, типовых, пространственных сообществ НГБ разных уровней. В главе 4 анализируются значения показателей, контролирующих распределение гигантов и позволяющих отличать сообщество 158 НГБ, в которых МГ не выявлены, от сообщества 72 НГБ, в которых МГ выявлены, а последние дифференцировать в зависимости от количества МГ, максимальной величины и фазовой структуры их запасов. В главе 5 исследуются закономерности распределения МГ на профиле "континент-океан" и возможности их прогноза на основе разноуровневой экстраполяции.

Совокупность способов анализа неравномерности нефтегазонакопления, показателей и закономерностей, ее характеризующих, позволяет определить структуру разведанной части планетарной УВ-сферы, распределение доказанных запасов УВ по классам крупности месторождений разных фазовых типов. Методическая форма, в рамках которой осуществляется это структурирование, может быть названа методом структурирования запасов УВ по количеству, величине и фазовым типам месторождений. Обоснование прогностического значения разработанного метода опирается на два основных

положения: 1.Согласно экспертным оценкам, примерно половина извлекаемых ресурсов планетарной УВ-сферы уже разведана. Согласно более конкретным оценкам, на сегодняшний день структура извлекаемых ресурсов планетарной УВ-сферы (100 %) может быть представлена следующим образом: накопленная добыча - 21 %, разведанные запасы - 35 %, прогнозируемые ресурсы - 44 % (В.И.Назаров и др., 1999). 2.Структура прогнозных ресурсов неразведанной еще части планетарной УВ-сферы аналогична таковой для ее разведанной части. Основанный на априорной аналогии эмпирически установленным закономерностям и с учетом нацеленности настоящей работы метод прогноза может быть назван методом аналогового структурирования (АС) ресурсов УВ по количеству, величине и фазовым типам крупнейших месторождений.

Метод АС является одной из возможных методических форм дедуктивного способа анализа, обеспечивающей надбассейновый и бассейновые уровни прогноза, предваряющей прогноз внутрибассейнового уровня. Метод АС - не альтернатива существующим методам прогноза, а один из элементов целостной системы (концепции) прогноза крупнейших месторождений УВ, объединяющей все возможные подходы к решению этой задачи и соответствующие им методические формы. Метод АС обеспечивает сопоставимую сравнительную оценку любой совокупности разнородных в разной степени изученных ОБ.

Анализ закономерностей распределения и по аналогии - прогноз МГ в бассейновых самоорганизующихся системах может быть выполнен с использованием положений теории управления самоорганизующихся систем, предполагающей сочетание микро- и макроподходов. Микроподход основан на знании внутреннего строения системы с выявлением ее основных элементов в их взаимосвязи, алгоритмов их работы и с возможностью синтезировать систему из этих элементов. Такой подход соответствует индуктивному способу анализа, в нефтяной геологии реализуемому конкретно-геологическими методами (факторный анализ). Макроподход применяется в том случае, когда внутреннее строение системы неизвестно, а наблюдается лишь движение информации на "входе" (поступающая в систему информация) и "выходе" (реакция системы на внешнее воздействие). Подобным способом определяются функции, возможности системы, а соответствующий тип задач получил название проблем "черного ящика". Такой подход соответствует дедуктивному способу анализа, в нефтяной геологии реализуемому методами имитационного математического моделирования и аналогового структурирования.

Сопоставимый сравнительный анализ более 520 самоорганизующихся систем бассейнового уровня (НГБ и ВНГБ), представляющих планетарную УВ-систему, с позиций микроподхода практически невозможен. Такой анализ возможен и необходим только с позиций макроподхода, когда аналогизируют-ся не внутренние элементы самоорганизующихся систем, т.е. конкретные особенности геологического строения НГБ и ВНГБ, а обобщающие их показатели, представляемые в максимально формализованном виде. Любой ОБ, независимо от уровня его изученности, может быть уподоблен, с той или иной мерой условности, "черному ящику". Основанием для применения подобного методического приема могут служить результаты анализа материнских пород в тех НГБ, где выявлены МГ, свидетельствующие о тесной связи типов мате-

ринских пород или их сочетаний с количеством МГ, величиной и фазовой структурой их запасов (глава 4).

На "входе" "черного ящика" (осадочного бассейна) - ОВ, формализованное типами НМС и ГМС, на "выходе" - УВ, формализованные количеством МГ, величиной и фазовой структурой их запасов. Для прогноза бассейнового уровня особенности внутреннего устройства "черного ящика" не имеют существенного значения, поскольку известна зависимость между "входом" и "выходом", которая, как и сами условия "входа", реально контролируются размером (площадью) "черного ящика" - генерационный потенциал, его геоструктурной позицией (положением на профиле "континент-океан" и региональной приуроченностью) - эффективность реализации генерационного потенциала, фазовые типы и сохранность МГ. Эта формализованная зависимость имеет исто-рико-геологическую природу, так как месторождения УВ, границы ОБ, их пространственное положение являются современным, т.е. итоговым результатом эволюции седиментосферы, в ходе которой исходные бассейны осадконакоп-ления, где отлагалось ОВ будущих материнских пород, трансформировались в современные НГБ. Контролирующие распределение в них МГ показатели являются обобщенным и формализованным выражением геологической истории НГБ, интегрирующими частные особенности их строения и эволюции.

Любой ОБ является элементом одного из признаковых, типовых и пространственных сообществ НГБ (глава 3), отличающихся не только групповыми значениями единой системы показателей структуры их запасов (глава 2), но и характером изменений этих значений на профиле "континент-океан" относительно рубежа "суша-море" (глава 5). Практически для любого ОБ могут быть установлены естественные геологические границы, определяющие его площадь, соотношение ее территориальной и экваториальной составляющих. Для большинства ОБ установлены или достаточно уверенно прогнозируются типы материнских пород. Совокупность этих показателей, устанавливаемых на ранних стадиях изучения ОБ, может служить основой для их сравнительной и сопоставимой прогнозной оценки, позволяя дифференцировать совокупности бассейнов любого масштаба по степени вероятности выявления в них МГ, их количеству, величине и фазовой структуре их запасов (главы 4, 5). Разработан комплекс конкретных, взаимосвязанных общностью оценочных показателей, но независимых способов прогноза. Общая схема прогноза крупнейших месторождений УВ представляется нам следующим образом: 1) анализ мирового опыта нефтегазопоисковых работ и установление общих закономерностей распределения МГ; 2) на основании общих закономерностей распределения МГ - групповая дифференциация оцениваемых бассейнов по степени вероятности выявления МГ, их количеству, величине и фазовой структуре их запасов; 3) на основании групповых различий - индивидуальная оценка бассейнов; 4) на основании индивидуальной оценки бассейна - сравнительная оценка его отдельных частей, где выявление прогнозируемых МГ (крупнейших месторождений) наиболее вероятно.

Системный или концептуальный подход к прогнозу крупнейших месторождений УВ предполагает, в нашем понимании: а) координацию в определенной последовательности и взаимосвязи различных форм, методов и способов прогноза; б) наиболее рациональное сочетание мирового опыта нефтегазопо-

исковых работ с результатами геолого-геофизических исследований и первыми открытиями в оцениваемом бассейне; в) повышение достоверности прогноза за счет сведения к минимуму влияния элементов неопределенности в его структуре - субъективных представлений и ранее выполненных прогнозных оценок. Предполагается следующая объективно предопределяемая последовательность целостной прогнозной оценки.

1. Обособление ОБ в их естественно-геологических границах; определё-ние их реальной (полной) площади, соотношения в ней территории и акватории; установление типовой принадлежности ОБ по интегрированному сочетанию площади и соотношению в ней доли территории и акватории.

2. Сравнительная прогнозная оценка совокупности оцениваемых ОБ (в данном случае - это совокупность окраинных ОБ России) соответственно их типовой (п. 1), региональной принадлежности, типам материнских пород и дифференциация по относительной вероятности выявления в них МГ, их предполагаемому количеству, максимальной величине и фазовой структуре их запасов. Это дедуктивная по форме (макроподход) прогнозная оценка над-бассейнового уровня может быть обеспечена методом АС с использованием четырех базовых показателей, которые определяются на региональной стадии изученности ОБ.

3. Индивидуальная прогнозная оценка отдельных ОБ в границах РФ на основании сравнительной групповой оценки (п. 2). Этот дедуктивный по форме (макроподход) прогноз бассейнового уровня может быть обеспечен методами имитационного математического моделирования и АС. Первый метод использует прогнозные ресурсные оценки, определяемые суммированием частей ОБ, фрагментированных государственными и нефтегеологического районирования границами, изобатой 500 м; второй метод предполагает возможность дифференциации предваряющей целостной оценки бассейна в его естественно-геологических границах соответственно его частям, фрагменти-руемым государственными и нефтегеологического районирования границами, изобатой 500 м и пр.

4. Уточнение и при необходимости коррекция результатов прогноза крупнейших месторождений, получаемых независимыми методами (п. 3), соотнесение их с первыми открытиями. Результаты прогноза могут и не соответствовать первым открытиям, но факт несоответствия может быть реальным или кажущимся: реальное несоответствие может быть связано с нестандартностью и незакономерностью, т.е. непредсказуемостью характера нефтегазона-копления оцениваемого ОБ; кажущееся отличие может быть связано с неадекватностью первых открытий общему вполне закономерному и предсказуемому характеру нефтегазонакопления оцениваемого ОБ.

5. Выделение в границах оцениваемых ОБ участков (районов, зон), где выявление прогнозируемых крупнейших месторождений нефти и газа наиболее вероятно. Это индуктивный по форме (микроподход) прогноз внутрибас-сейнового уровня, назначение которого - привязка результатов предваряющей бассейновой оценки (п.п. 2-4) к конкретным особенностям внутреннего геологического строения оцениваемого ОБ. Основой внутрибассейнового прогноза являются результаты геолого-геофизических работ в исследуемом бассейне и первые открытия, оцениваемые с позиций мирового опыта распределения крупнейших месторождений УВ в наиболее разведанных НГБ мира.

Три основные направления (методические формы) внутрибассейнового распределения можно обозначить следующим образом: 1 - нефтегеологиче-ское районирование, предполагающее сплошное деление всей площади бассейна на части (области, районы), отличающиеся возможностями формирования крупнейших месторождений; 2 - зональное районирование, предполагающее выборочное выделение ограниченных по площади частей бассейна (зон), с которыми связано формирование большей части крупнейших месторождений; 3 - локальное районирование (признаковая локализация), предполагающее выборочное (точечное) выделение локальных участков бассейна, характеризующихся наиболее благоприятными сочетаниями геологических признаков, сопутствующих формированию самых крупных скоплений УВ.

6. Выбор первоочередных наиболее перспективных объектов лицензирования и проведения геолого-геофизических исследований на основании сравнительной межбассейновой (п. 2), предваряющей индивидуальной бассейновой (п.п. 3, 4) и детализирующей внутрибассейновой (п. 5) последовательных прогнозных оценок.

Представленная схема концепции прогноза крупнейших месторождений УВ соответствует, по нашему мнению, современному состоянию и обозримым перспективам нефтегазопоисковых работ на акваториях России, а именно: опирается на реально достигнутый уровень их геолого-геофизической изученности, не предполагает их обязательное планомерное и равномерное изучение в соответствии с традиционной стадийностью геолого-геофизических работ, нацелена на первоочередное выделение ограниченных по площади наиболее перспективных участков и концентрацию исследований в их пределах, открыта к интеграции всех возможных методов и способов прогноза.

Из примерно 40 внутренних и окраинных морей мира, представляющих "океан", акватории 12 так или иначе сопрягаются с территорией России ("континент"). Как можно определить совокупность НГБ и ВНГБ России в планетарной бинарной системе "континент-океан"? Это части территории двух континентов - Европы и Азии (Северная Евразия), которые взаимодействуют: 1) друг с другом и с Уральским палеоокеаном, что обуславливает формирование межконтинентальных НГБ восточного края Европы и западного края Азии; Западно-Сибирский НГБ, расположенный между Восточно-Европейским и Восточно-Сибирским кратонами, также как и Тимано-Печорский является элементом современной арктической окраины; Волго-Уральский и Прикаспийский НГБ, наследующие окраину Уральского палеоокеана, сохраняют связь с реликтовой депрессией Каспийского моря; 2) с Северным Ледовитым океаном, что обуславливает формирование евро-арктических и азиатско-арктических НГБ (ВНГБ); 3) с Тихим океаном, что обуславливает формирование азиатско-тихоокеанских НГБ (ВНГБ); 4) с Атлантическим океаном, что обуславливает формирование евро-атлантических НГБ, представленных краевой частью Се-вероморско-Европейского мегабассейна (Балтийская синекпиза); 5) с палеоокеаном Тетис, что обуславливает формирование НГБ средиземных морей (в т.ч. Черного, Азовского и Каспийского), приуроченных к узлу сочленения трех континентов - Европы, Азии, Африки - и являющихся межконтинентальными по своему положению. Совокупность НГБ и ВНГБ России представлена внутри, окраинно- и межконтинентальными бассейнами, 9 из 33 пространственных

Таблица 4

Сравнительная оценка вероятности выявления (Рмг), количества (Кмг), плотности размещения (5мг), максимальной величины крупнейших месторождений нефти и газа, соотношения их количества в арктических и дальневосточных окраинных бассейнах России, обладающих наибольшим генерационным потенциалом.

№ пп Нефтегазоносные (НГБ) и возможно нефтегазоносные (ВНГБ) бассейны Класс площади (табл1) Группа (табл2) Рмг Ымг, шт. S м г, тыс. км2 Максимальная величина f.

Нефть, млн.т Газ, млр Д.м'

1 Тимано-Печоро-Баренцевский НГБ V 3 100 % >5МГ 3050 >300 >500 = 1.0

2 Западно-Сибнрско-Карский НГБ 2 20 0.89

3 Азиатско-Американский (Северный) НГБ 3 5075 »1.0

4 Охотоморский НГБ, в т.ч.: 4 100150 100300 0.67

4а СевероСахалинский НГБ // 4 50% 1МГ 5075 0.67

46 Магадано-Западно-Камчатский НГБ и 4 50% IM Г 5075 0.67

5 Енисейско-Хатангский НГБ III г 80% 2-4 МГ 3050 100500 = 1.0

6 Лаптевоморский ВНГБ II 3 60% 50100 «1.0

7 Мезенский ВНГБ 2 50% шг 150250 = 1.0

8 Азиатско-Американский (Южный) ВНГБ 4 30-100 <1.0

9 Анадырско-Наваринский НГБ 5

10 Исикари-Западно-Сахалинский НГБ 4

11 Удско-Кухтуйский ВНГБ I 2 40% <1МГ - 30100 >1.0

12 Пенжинский ВНГБ 2

13 Гижигинский ВНГБ 4 <5% <30 <30 <1.0

14 Хатырский НГБ 5

15 Курильский НГБ 6

сообществ НГБ (табл. 3), 12 из 20 типовых сообществ НГБ (глава 3), дифференцированных по вероятности выявления МГ, их количеству, величине и фазовой структуре их запасов. В соответствии с последовательностью, определяемой концепцией прогноза крупнейших месторождений, метод АС применительно к акваториям и сопредельным территориям России, может быть использован по трем направлениям.

1. Выделение ОБ акваторий в их естественно-геологических границах значительно упрощает восприятие закономерностей распределения и прогноз крупнейших месторождений УВ в рамках арктической и дальневосточной окраин (табл.4). Противопоставление территорий и акваторий с прогностической точки зрения - не более, чем дань традиции, поскольку это взаимосвязанные элементы окраинных ОБ, соотношением которых в площади последних обусловлена активность и продуктивность процессов нефтегазонакопления.

2. Окраинные ОБ России могут быть дифференцированны соответственно задачам и ожидаемым результатам прогноза: 1) 4 мегабассейна, в которых выявлено или прогнозируется выявление > 5 МГ, в т.ч. нефтяного ряда, включая уникальные; 2) 2 бассейна классов III ,И, в которых выявлено или прогнозируется выявление не менее 2-4 МГ, в т.ч. нефтяного ряда; 3) 4 бассейна класса II, в которых прогнозируется выявление единичных МГ скорее газового ряда и крупных нефтяных скоплений с запасами 30-100 млн.т; 4) 2 бассейна класса I, в которых прогнозируется выявление нефтяных скоплений с запасами 30-100 млн.т; 5) 3 бассейна класса I, в которых крупнейшими вероятно окажутся газовые скопления с запасами 10-30 млрд.м3.

3. Индивидуальная прогнозная оценка ОБ в границах РФ с учетом первых открытий. Тимано-Печоро-Баренцовоморский мегабассейн. Основная проблема - выделение его в естественно-геологических границах, выведение из ряда парадоксальных бассейнов, в котором он оказывается благодаря существующей ресурсной оценке, основанной на упрощенном толковании первых открытий. Прогноз, выполненный на основании его статуса мегабассейна окраинного положения (доля акватории 77 %), геоструктурной позиции, открытия 5 газовых МГ (в мире известно еще 7 НГБ, в которых открыто > 5 газовых МГ), позволяет предполагать возможность открытия в российском секторе Баренцева моря не менее 8-10 гигантских нефтяных скоплений, крупнейшее из которых окажется уникальным. Мировая практика показывает (А.Перродон, 1994), что в НГБ с высоким уровнем концентрации запасов (газ Баренцева моря) наиболее крупные открытия приходятся на начальный период их освоения; в НГБ с низким уровнем концентрации запасов (нефть Баренцева моря) шансы на открытие крупных месторождений сохраняются долгое время. За-падно-Сибирско-Карскоморский мегабассейн. Высокая продуктивность экваториального продолжения Западной Сибири не вызывает сомнений и подтверждена открытием двух уникальных газовых МГ. Экстраполяция общего характера нефтегазоносности территории мегабассейна на его акваторию, особенности перехода "суша-море", характеризующие сочетание южной окраины Азии и пассивной окраины Индийского океана, позволяют рассчитывать на открытие в южной части Карского моря 25-30 гигантских скоплений, 10-12 из которых могут быть нефтяного ряда. Азиатско-Американский (северный) мегабассейн. Государственной границей он делится на Восточно-Арктическую провинцию (с российских позиций) и Западно-Арктическую (с американских

позиций) часть. Фактическим признанием их единства стала переоценка прогнозных ресурсов Чукотского моря на основании гигантских открытий на побережье Аляски: почти 2-кратное увеличение удельной плотности и суммарных ресурсов при изменении соотношений нефть/газ с 1:1 до 3:1. Статус мегабас-сейна и межконтинентальное положение позволяют рассчитывать на открытие в российской части 10-12 гигантов, в т.ч. 5-6 нефтяного ряда с вполне вероятными уникальными запасами крупнейшего из них. Охотоморский мега-бассейн. В рамках единого мегабассейна более закономерными выглядят и резкое (скачкообразное) увеличение крупности месторождений при переходе "суша-море", й концентрация гигантов на ограниченной площади сахалинского шельфа, и ожидание подобных открытий на магаданско-камчатском шельфе. Вероятно, это будут месторождения смешанных типов, и если общее количество ожидаемых гигантов достигнет 8 -10, то в 3-4 из них возможно преобладание жидкой фазы. Енисейско-Хатангский НГБ (класс III). Этот бассейн, обычно рассматриваемый в ряду континентальных, является прибрежно-морским (доля акваторий 5 %). По площади, геоструктурной позиции, характеру концентрации запасов нефти и запасов газа он обнаруживает черты сходства с Тимано-Печорским бассейном. На наш взгляд, открытие здесь 3-4 гигантов, в т.ч. и нефтяного ряда, вполне реально. Среди бассейнов класса II наиболее перспективным и труднопрогнозируемым в силу уникальной геоструктурной позиции является Лаптевоморский. Редкостное разнообразие условий нефтегазообразования (сочетание погруженного края кратона Лено-Тунгусского мегабассейна, мезозоид, рифтогенеза на продолжении срединно-океанического хребта, мощного дельтового седиментогенеза) делает вероятность выявления в нем гигантов гораздо выше типовой и ожидание здесь, по меньшей мере, 2-3 открытий такого класса, включая нефтяные, является вполне правомерным.

Совокупность индивидуальных прогнозных оценок: а) на акваториях Тима-но-Печоро-Баренцевоморского, Западно-Сибирско-Карскоморского, Восточно-Арктического, Охотоморского мегабассейнов вероятно выявление 25-30 нефтяных гигантских скоплений с уникальными запасами крупнейших из них; б) на акваториях и сопредельных территориях Енисейско-Хатангского и Лаптево-морского бассейнов вероятно выявление 3-5 гигантских нефтяных скоплений; в) на акваториях и сопредельных территориях Мезенского, Южно-Чукотского, Анадырско-Наваринского, Западно-Сахалинского бассейнов вероятно выявление единичных гигантов скорее газового состава; г) категория наиболее продуктивных - прибрежно-морских - бассейнов представлена в классах V -Западно-Сибирский, III - Енисейско-Хатангский, II - Мезенский, I - Пенжин-ский, Удско-Кухтуйский; крупнейшие нефтяные скопления в них соответственно классам площади могут иметь запасы > 300, 100 - 300, 30-100 млн.т.

Заключение

' Формирование и распределение МГ выглядит случайным и незакономерным как с точки зрения сопутствующих им неповторяющихся от бассейна к бассейну нестандартных сочетаний частных геологических условий, так и с точки зрения упрощенных математических моделей. Но в совокупности кажущихся случайными событий может проявиться та закономерная необходи-

мость, которая делает их реализацию неотвратимой или весьма вероятной; для этого бывает достаточно изменить точку зрения.

Неповторяемость нестандартных сочетаний частных геологических условий вмещающих НГБ или несоответствие их стандартных моделей реальному распределению МГ являются, на наш взгляд, свидетельством нелинейного характера нафтидогенеза, также как и конкретные его проявления (главы 2, 3): 1) неравномерность концентрации запасов НГБ на крупнейших месторождениях, имеющая не только сугубо индивидуальную, но и отчетливо групповую, обусловленную общностью пространственного положения природу; 2) неравномерность концентрации запасов нефти и запасов газа на крупнейших месторождениях даже в рамках одного НГБ; 3) неравномерность распределения жидких и газообразных УВ по классам крупности месторождений, изменения их соотношений от класса к классу; 4) неравномерность распределения НГБ, нефтяных и газовых МГ в их пределах по интервалам фазовой шкалы (фазовым типам); 5) неравномерность распределения нефтяных и газовых МГ на профиле "континент-океан"; 6) неравномерность пространственного распределения нефтяных и газовых МГ регионального и планетарного уровней; 7) наличие "парадоксальных", не подчиняющихся общим закономерностям НГБ. Важно подчеркнуть две общие для всех этих проявлений нелинейности неф-тегазонакопления особенности: 1 - существенно различный характер локализации и распределения жидких и газообразных УВ; 2 - очевидность влияния составляющей надбассейнового уровня, которая не определяется только, свойствами вмещающих гиганты НГБ. С этих позиций становится понятной принципиальная невозможность исчерпывающе адекватного выражения закономерностей распределения МГ как факторами исключительно внутрибассей-нового уровня, так и факторами бассейнового уровня, ограничивающимися только объемом и геометрией осадочного чехла. Если рассматривать гиганты как наиболее значимую, но частную форму проявления более общего явления - неравномерности нефтегазонакопления, присущей седиментосфере в целом и закономерно реализующейся на разных уровнях, то становится очевидной предопределенность их распределения сочетанием факторов внутрибас-сейнового, бассейнового и надбассейнового уровней.

Объем осадочного чехла - количественная мера генерационного потенциала НГБ; его качественной мерой являются материнские породы. Возможность, эффективность и направленность реализации генерационного потенциала НГБ, сохранность гигантов в значительной мере обусловлены его пространственной позицией в современной бинарной планетарной системе "континент-океан", определяемой "геоструктурными координатами" - положением на профиле "континент-океан" и приуроченностью к одному из их сочетаний.

Непрерывное взаимодействие континентов и океанов, их неразрывное единство сопровождается столь сложным пространственно-временным взаимопроникновением, переплетением и соединением в новом качестве, что однозначное разграничение континентальной и океанической составляющих практически неосуществимо. На этом фоне рубеж "суша-море", определяемый современной береговой линией, выглядит несущественным и случайным. Но и в этой кажущейся случайности может быть обнаружена закономерность, если рассматривать рубеж "суша-море" как выражение современного динамического состояния не только гидросферы, но и всех земных оболочек (седи-

ментосферы, литосферы, УВ-сферы), как опознавательный знак, позволяющий выделить категорию континентально-океанических окраинных НГБ центральной части профиля "континент-океан". Это своеобразный знак качества, отмечающий самые высокопродуктивные НГБ современной зоны перехода и активного взаимодействия континентов и океанов, отличающий их от гораздо менее продуктивных НГБ континентального и приокеанического флангов профиля, соответственно, выведенных за пределы современной переходной зоны, либо интегрированных в нее минимальным образом. Оптимальные сочетания активности и продуктивности процессов нефтегазонакопления в зоне перехода регламентируются соотношением доли территорий и акваторий в площади НГБ. Индивидуализация характера нефтегазонакопления шести современных континентов и характера воздействия на окраины континентов четырех современных океанов и двух палеоокеанов, представленных в современной структуре акваториями средиземных морей, позволяет предполагать неповторяемость их сочетаний на планетарном и региональном уровнях.

Показатели, обеспечивающие выражение триединства "запасов-месторождений-НГБ", в сочетании с перечисленными факторами бассейнового и надбассейнового уровней, реально контролирующими распределение МГ в признаковых, типовых и пространственных сообществах НГБ, позволяют структурировать разведанную извлекаемую часть планетарной УВ-сферы с приоритетным выделением в качестве главного ее элемента наиболее крупных месторождений. Определяется и получает количественное выражение закономерная связь МГ с: 1) запасами вмещающих НГБ (уровень концентрации запасов на гигантских (крупнейших) месторождениях); 2) месторождениями предшествующих классов крупности (структура запасов по классам крупности месторождений); 3) вмещающими НГБ, формализуемыми значениями их площади, типами материнских пород; 4) сообществами НГБ разных уровней, принадлежность к которым вмещающих НГБ определяется их положением на профиле "континент-океан" и региональной приуроченностью. Совокупность структурирующих показателей и контролирующих факторов, обеспечивающая выявление как закономерно повторяющихся особенностей распределения МГ, так и неповторяющихся, но закономерно присущих отдельным континентам или регионам, может служить необходимым основанием для сравнительного и индивидуального бассейнового прогноза гигантских (крупнейших) месторождений в ОБ практически любой степени разведанности методом аналогового структурирования ресурсов УВ по количеству, максимальной величине и фазовым типам крупнейших месторождений.

В соответствии с названием, задачами и структурой выполненной работы основные положения, представляемые к защите, отражают: 1) закономерности распределения гигантов; 2) конкретную методическую форму, обеспечивающую практическое применение выявленных закономерностей для прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа; 3) возможности прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России с использованием разработанного метода.

I. Распределение гигантов закономерно предопределяется совокупным влиянием факторов бассейнового, надбассейнового и внутрибассейновго уровней. Факторами бассейнового уровня (площадь, типы материнских пород)

определяется генерационный потенциал НГБ и возможность формирования гигантов; факторами надбассейнового уровня (положение на профиле "континент-океан", принадлежность одному из пространственных сообществ НГБ, обусловленных сочетаниями "континент плюс океан") определяется эффективность реализации генерационного потенциала НГБ и реальность формирования гигантов, а также их сохранность; факторами внутрибассейно-вого уровня (ловушки, коллектора, покрышки и т.д., включая тектонотип) определяется распределение гигантов в границах НГБ.

II. Распределение гигантов регламентируется как типовыми закономерностями, так и специфическими особенностями, закономерно присущими планетарным и региональным сообществам НГБ, обусловленным неповторяющимися сочетаниями "континент плюс океан".

III. Выделенные в качестве основных факторы надбассейнового и бассейнового уровней, контролирующие типовые закономерности и региональные особенности распределения гигантов, устанавливаются уже на ранних стадиях изученности ОБ, что позволяет использовать их для сравнительной и индивидуальной прогнозной оценки неоднородно и даже слабо изученных бассейнов. Использовать в рамках разработанного метода, дополняющего существующие методы прогноза системой показателей, которые обеспечивают структурирование разведанной половины мировых ресурсов УВ с приоритетным выделением гигантов разного фазового состава, а по аналогии и на основании разноуровневой экстраполяции - структурирование их еще не разведанной половины. В основе метода - обобщенные результаты мировых нефтегазопоисковых работ, увязанные с основными факторами распределения гигантов, что делает их прогноз более стабильным относительно меняющихся ресурсных оценок.

IV. Использование разработанного метода обеспечивает сравнительную и индивидуальную бассейновую прогнозную оценку неоднородно и слабо изученных ОБ акваторий и сопредельных территорий России: относительную вероятность выявления крупнейших месторождений УВ, их количество, максимальную величину и фазовые типы. Эта оценка является основой последующего внутрибассейнового прогноза, детализирующего ее выделением участков, где выявление крупнейших месторождений разных фазовых типов наиболее вероятно.

V. На основании установленных закономерностей распределения гигантов нефтяного ряда прогнозируется преимущественная приуроченность подобных месторождений к 4 мегабассейнам и 4 прибрежно-морским бассейнам (доля акваторий < 50 %) арктической и дальневосточной окраин России. Наиболее богатый и перспективный Западно-Сибирско-Карскоморский прибреж-но-морской мегабассейн выделяется оптимальным сочетанием всех основных факторов, благоприятствующих формированию и сохранности гигантов.

VI. Экстраполяция показателей структуры мировых запасов УВ и запасов территорий России, сопредельных арктическим и дальневосточным акваториям, позволяет прогнозировать на шельфе локализацию большей части извлекаемых ресурсов жидких УВ (> 70 %) в месторождениях крупнее 30 млн.т с преобладающим значением гигантов (> 100 млн.т), преимущественно в смешанных по составу месторождениях и районах с вероятным преобладанием газовой составляющей.

Список основных работ по теме диссертации

1. К познанию природы глубоководных морских впадин как структур зоны перехода континент-океан. - Тектоника и нефтегазоносность континентальных окраин. П., ВНИГРИ, 1983, с.44-53.

2. Свойства и признаки континентально-океанических окраинных систем. - Геология, эволюция и нефтегазоносность современных и древних зон сочленения континентов и океанов. П., ВНИГРИ, 1988, с.20-39.

3. Нефтегазоносные бассейны мира: глобальное распределение, фазовая специализация, месторождения-гиганты. - Тез.докл. Международной конференции "Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения". С.-Пб., ВНИГРИ, 1996, с.40.

4. Система нафтидных бассейнов Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ. - Докл. Первой Международной конференции "Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения". С.-Пб., 1998, с.14-17 (соавтор М. Д. Белонин и др.).

5. Главные критерии раздельного прогноза крупных скоплений нефти и газа в субаквальных НГБ Восточной Азии на основе глобальных закономерностей размещения месторождений-гигантов. - Там же, с.69 -71 (соавтор Ю. Н. Гололобов и др.).

6. Сравнительная оценка вероятности выявления крупнейших скоплений УВ в осадочных бассейнах Дальневосточного экономического района. -Докл. Научно-практической конференции "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы Дальневосточного экономического района, углеводородных ресурсов шельфа морей Северо-Востока и Дальнего Востока России". Хабаровск, 1998, с. 238-246.

7. Метод предваряющего прогноза месторождений нефти и газа в пределах Тимано-Печоро-Баренцевоморского НГБ и Невельского района Псковской области. - Докл. третьей Международной конференции "Перспективы развития и освоения топливно-энергетической базы северо-западного экономического района РФ". С.-Пб., 1999, с. 165-173.

8. Концепция и предварительные результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на арктическом шельфе России. Докл. Четвертой Международной конференции "Освоение шельфа арктических морей России (RAO-99)". Часть 1. С.-Пб., 1999, с. 101-108 (соавторы М.Д.Белонин, B.C. Соболев).

9. Метод аналогового структурирования запасов (ресурсов) УВ - как основа концепции прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях России. Докл. Юбилейной конференции "Нефтегазовая геология на рубеже веков. Прогноз, поиски, разведка и освоение месторождений". Т.З. С.-Пб., 1999, с. 317-323.

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Новиков, Юрий Николаевич

Введение

1. Неравномерность нефтегазонакопления - фундаментальная особенность стратисферы

1.1. Уровни проявления и формы реализации неравномерности нефтегазонакопления

1.2. Неравномерность нефтегазонакопления как органичное свойство самоорганизующихся УВ-систем разного масштаба

1.3. Методологические аспекты анализа неравномерности нефтегазонакопления и возможности прогнозирования ее проявлений

2. Структура запасов НГБ и ее показатели

2.1. Месторождения-гиганты как мера богатства НГБ

2.2. Уровень концентрации запасов НГБ на крупнейших месторождениях

2.3. Структура запасов НГБ по классам крупности месторождений

2.4. Структура запасов НГБ по соотношению нефть/газ

3. Сообщества НГБ

3.1. Признаковые сообщества НГБ

3.1.1. Размер НГБ

3.1.2. Положение НГБ на профиле "континент-океан"

3.2. Типовые сообщества НГБ ИМКИЙНИК ^

3.2.1. Фазовые типы НГБ

3.2.2. Типы НГБ — традиции и реалщЙЬт^*'.

3.2.3. Распределение гигантов как типовое свойство вмещающих НГБ

3.3. Пространственные сообщества НГБ

3.3.1. Неповторяющиеся сочетания "континент плюс океан": континенты, континентально-океанические окраины

3.3.2. Уровни и виды пространственной неоднородности планетарного сообщества НГБ

4. Месторождения - гиганты

4.1. Гиганты - как закономерное проявление необходимой случайности

4.2. Нефтяные и газовые гиганты - условия раздельного и совместного формирования

4.3. Фазовые типы вмещающих НГБ и месторождения-гиганты

4.4. Материнские породы и месторождения-гиганты

5. Распределение гигантов на профиле "континент-океан"

5.1. Изменение характера нефтегазонакопления при переходе от территорий к акваториям

5.2. Показатели нефтегазоносности территории России как основа прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на сопредельных акваториях

6. Методика и результаты прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России

6.1. Метод аналогового структурирования ресурсов УВ по количеству, величине и фазовым типам крупнейших месторождений

6.2. Концепция прогноза крупнейших месторождений нефти и газа

6.3. Прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях России -бассейновый уровень

Введение Диссертация по геологии, на тему "Закономерности распределения месторождений-гигантов и прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России"

Сырьевой и, в первую очередь, углеводородный потенциал России был, есть и будет в обозримом будущем основой её экономики. Согласно прогнозным оценкам основная часть неразведанных ещё ресурсов нефти и газа сосредоточена в недрах обширнейших акваторий России, главным образом, арктических и дальневосточных, подтверждением чему является открытие там гигантских по запасам месторождений УВ - Штокмановского, Ленинградского, Лунского и др.

В суммарной площади всех нефтегазоносных бассейнов (НГБ) мира доля акваторий составляет 40 % ; 30 % составляет площадь сопредельных с акваториями территорий в рамках единых окраинных НГБ; 30 % составляет площадь сугубо наземных НГБ. На акваториях открыто около 4000 месторождений УВ; морские месторождения обеспечивают 30 % годовой мировой добычи нефти и газа, что составляет свыше 700 млн.т нефти и 300 млрд.м3 газа / 32 /, и нет никаких сомнений в том, что в будущем относительное и абсолютное значение морской нефтегазодобычи будет только увеличиваться.

Россия обладает самым обширным в мире шельфом общей площадью более 6 000 тыс. км3, что составляет свыше 20 % площади шельфа Мирового океана и примерно равно площади ее перспективной территории. Не менее 70 % площади российского шельфа относится к категории перспективных на нефть и газ акваторий. Изученность российского шельфа крайне неоднородная и в целом слабая; из более чем 500 выявленных локальных структур поисково-разведочное бурение проведено на 54 (всего пробурено около 150 скважин), открыто 29 месторождений УВ, включая 11 гигантов. На дальневосточных акваториях добыча началась лишь в 1999 г.; на арктических акваториях даже открытие уникального Штокмановского супергиганта не привело пока к его реальному освоению. Между тем, начальные извлекаемые ресурсы российского шельфа оцениваются (на 01.01.93.) величиной более чем в 100 млрд.т УТ и по общему мнению эта оценка очевидно занижена / 3,32,44 /.

Помимо обоснования возможности увеличения прогнозной ресурсной оценки УВ акваторий России необходимо решение, по меньшей мере, еще двух сопутствующих этой общей оценке задач, придающих ей содержательность, а главное -инвестиционную привлекательность: 1) научно-исследовательские, тематические и морские работы целенаправленные на прогноз и поиски преимущественно нефтяных месторождений и их зон /32/; 2) структурирование общей ресурсной оценки по величине и фазовым типам месторождений с приоритетным выделением класса наиболее крупных. Вряд ли правомерно ожидать возможности решения этих задач путем существенного повышения уровня геолого-геофизической изученности отечественных акваторий в обозримом будущем. Но это не означает перенос решения актуальных сегодня задач на необозримое будущее. Это означает необходимость поиска новых методических и организационных возможностей их решения, опираясь, прежде всего, на мировой опыт нефтегазопоисковых работ.

Прогнозная оценка УВ-потенциала акваторий России (на 01.01.93.) предполагает, что доля жидких УВ в общей структуре их ресурсов составляет 16 % (извлекаемая категория), тогда как в реальной структуре начальных извлекаемых запасов всех НГБ России она достигает 36 %. Прогнозируемое существенное уменьшение нефтяной составляющей в структуре УВ-ресурсов акваторий по сравнению с сопредельной территорией России опирается, по существу, на два обстоятельства: 1) представления о повсеместном увеличении степени газоносности недр акваторий по сравнению с сопредельными территориями ; 2) результаты первых открытий на акваториях Баренцева, Карского, Охотского морей, представленных преимущественно газовыми и газоконденсатными гигантами. Но реальный мировой опыт нефтегазопоисковых работ свидетельствует, что изменения характера нефтегазонакопления на рубеже суша-море (или в широком смысле - на границе континент-океан) являются более сложными, дифференцированными в зависимости от особенностей сопрягающихся окраин континентов и океанов, а первые открытия не всегда адекватны характеру нефтегазоносности оцениваемых бассейнов в целом.

Проблема прогноза наиболее крупных месторождений УВ стара так же, как нефтяная геология, и неизменно актуальна. Значительные успехи в ее решении достигнуты благодаря усилиям многих зарубежных (Г.Д. Клемме, М.Т. Хелбути, А. Перродон и др.) и российских (С.П. Максимов, И.И. Нестеров, A.A. Трофимук и др.) исследователей. Новые методические направления ее решения уже традиционно разрабатываются во ВНИГРИ (М.Д. Белонин, Ю.В. Подольский, Ю.Н. Григоренко и др.). Эта тематика является одним из основных направлений в работе отдела нефтегазоносности акваторий и Дальнего Востока, начиная с 1994 г. и по сей день. Именно это направление и эта тематика является основным предметом служебных обязанностей автора настоящей работы в течении последних шести лет.

В качестве эпиграфа к настоящей работе можно было бы привести слова опытного геолога-практика и прекрасного знатока истории крупных открытий нефти и газа А. Перродона (1994), определившего две главных особенности формирования и распределения таких месторождений: 1) общепризнано, что самые крупные месторождения УВ подчиняются иным правилам, нежели обычные; 2) искусство поиска крупных месторождений УВ чаще всего как раз и заключается в обнаружении аномалии, не подчиняющейся общепринятым представлениям. Эмпирически устанавливаемые особенности формирования и распределения самых крупных месторождений УВ находят подтверждение и в рамках нелинейной теории нафтидогенеза, обнаруживающей несоответствие реального характера распределения запасов УВ бассейна по месторождениям самых значительных классов крупности упрощенным математическим моделям (А.Э. Конторович и др., 1999). Надо полагать, что последние как раз и являются математизированным выражением общепринятых представлений.

Два подхода с разных позиций и в разных понятийных категориях фиксируют, по существу, одно и то же свойство наиболее крупных месторождений УВ -спонтанность и труднопредсказуемость их возникновения. При этом один подход, который мы бы определили как конкретно-геологический, опирается на частные особенности геологического строения вмещающих бассейнов, сопутствующие формированию крупных месторождений /7, 8, 14, 20, 24, 33 и др./ ; другой подход, который мы бы определили как абстрактно-математический, опирается на предельно обобщенные модели реальных бассейнов, формализованные исключительно их размерами (объемом и геометрией осадочного чехла), определяющими массу УВ, их начальные потенциальные ресурсы /16, 17, 18 и др./.

Прогностическая ограниченность первого подхода объективно обусловлена тем, что разнообразие конкретных геологических условий, тем более, их сочетаний, сопровождающих формирование наиболее крупных месторождений, слишком велико, а знание их требует такого высокого уровня изученности оцениваемого бассейна, при котором наиболее крупные месторождения, как правило, уже открыты. Тем более возможности такого подхода ограничены в условиях акваторий России, объединяющих крайне неоднородно и в целом недостаточно изученные осадочные бассейны. Преимущество математического подхода перед конкретно - геологическим (предельная формализация и упрощение реальных геологических систем) в определенной же мере и ограничивает его возможности: сложность или невозможность моделирования положения бассейна в реальном пространстве обуславливают оторванность его от геологического контекста; масса и генерационный потенциал УВ определяются не только объёмом осадочного чехла, но и материнскими породами, состав и распределение которых не контролируются современными границами НГБ и не описываются математическими бассейновыми моделями. Возможно, именно с этими обстоятельствами связано то, что даже полное подобие бассейнов (объём и геометрия) не гарантирует идентичность их начальных геологических ресурсов и наиболее крупных месторождений / 18 /; но даже идентичность начальных геологических ресурсов при едином законе их распределения (законе Парето) не гарантирует идентичность числа месторождений, их средних запасов. «.При количественной оценке перспектив нефтегазоносности слабо изученных бассейнов, когда наиболее крупные месторождения ещё не выявлены, при прогнозе структуры ресурсов, точно предсказать размеры наиболее крупных месторождений крайне трудно, по существу, со сколько-нибудь значительной точностью невозможно» / 16, с. 152/.

Ощущение если не антагонистичности двух подходов, то отсутствия видимой связи между ними, привело нас к осознанию необходимости поиска определенного компромисса или недостающего звена, позволяющего органично соединить реальное геологическое содержание планетарной нефтегазоносной системы с потребностью его формализации, объединяя различные подходы как взаимосвязанные и взаимодополняющие в единое целое.

Сочетание достоинств конкретно - геологического (реальное геологическое пространство) и математического (его формализация и упрощение) подходов, позволяет в значительной мере преодолеть недостатки как первого (путем сведения множественности частных геологических показателей к ограниченному набору самых общих, формализованных и отчасти абстрагированных от конкретного геологического содержания), так и второго (путем вовлечения в сферу анализа, наряду с размером бассейна, его положения в реальном геологическом пространстве, особенностей его материнских пород). Именно подобное сочетание, опирающееся на анализ мирового опыта нефтегазопоисковых работ, обеспечивает возможность сопоставимой (на единой основе), сравнительной и индивидуальной оценки разнородной системы бассейнов акваторий и сопредельных территорий России, независимой от различий в степени их разведанности, первых, нередко неадекватных общему характеру нефтегазоносности, открытий и меняющихся прогнозных ресурсных оценок; позволяет оценить различия условий формирования и сохранности самых крупных месторождений в сугубо наземных условиях, на акваториях и сопредельных им территориях.

Объединительный подход стал возможным благодаря тому, что обширный мировой опыт нефтегазопоисковых работ (а это 68460 месторождений УВ в 230 НГБ мира) был обобщен и систематизирован многочисленными исследованиями, наиболее значимые, на наш взгляд, из которых (Кадастр зарубежных стран, 1983; «Карта нефтегазоносности мира», 1994; Jvanhoe L.F., Leckie G.G., 1993; АПерродон, 1991,1994; Masters C.D. et al., 1997 и др.) в сочетании с данными из государственных балансов СССР и России составили информационную базу настоящей работы. Её основные элементы: 1) запасы УВ, 2) месторождения, в которых запасы УВ локализированы, 3) НГБ, в границах которых месторождения УВ распределены. Мировые и для некоторых НГБ Северной Евразии, Северной Америки запасы УВ дифференцированы по величине, фазовой структуре, составу нефти и газа. Месторождения дифференцированы по классам крупности и фазовым типам, по положению относительно береговой линии (наземные - морские). Вмещающие НГБ характеризуются типами, возрастом и литологией материнских пород; возрастом и литологией продуктивных комплексов; основными типами ловушек; возрастом, объемом, максимальной и средней мощностью осадочного чехла; площадью, соотношением в ней доли территорий и акваторий; тектонотипами и региональной принадлежностью. Возможно нефтегазоностные бассейны (ВНГБ) характеризуются площадью, объемом и средней мощностью осадочного чехла; тектонотипами и региональной принадлежностью. В настоящей работе используются только реальные факты нефтегазоносности в современном формализованно-геологическом контексте; прогнозные ресурсные оценки и субъективные представления осознанно не используются.

Если определить цель настоящей работы как выявление новых возможностей прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа на основании анализа закономерностей распределения всех выявленных месторождений подобного класса крупности, то для достижение ее, на на наш взгляд, необходимо последовательное выполнение следующих задач:

1. Исследовать закономерности неравномерного нефтегазонакопления в осадочной оболочке Земли, частным и наиболее значимым проявлением которого являются самые крупные месторождения УВ -месторождения - гиганты (МГ) (глава 1).

2. Разработать систему показателей, определяющих структуру разведанных запасов УВ и место МГ в триединстве: запасов УВ -месторождений, в которых эти запасы локализованы - НГБ, в котором эти месторождения распределены (глава 2).

3. Разработать систему способов многоуровневого структурирования и анализа планетарного сообщества НГБ соответственно их пространственной, признаковой и типовой принадлежности (глава 3).

4. Определить закономерности распределения месторождений-гигантов соответственно пространственной, признаковой и типовой принадлежности вмещающих НГБ, типам материнских пород или сочетаний (глава 4).

5. Выявить закономерности распределения МГ на глобальном профиле «континент - океан» и оценить их прогностическое значение (глава 5).

6. Разработать метод прогноза наиболее крупных месторождений УВ в неоднородно и слабо изученных бассейнах надбассейнового и бассейнового уровней, предваряющего их прогноз внутрибассейнового уровня (раздел 6.1.).

7. Разработать основы концепции прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа на акваториях России, объединяющей его разные формы и методы (раздел 6.2.).

8. Выполнить бассейновый прогноз наиболее крупных месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России (раздел 6.З.).

Анализ проблемы прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа подвел нас к осознанию необходимость исследовать ее всесторонним образом, затрагивая самые общие - фундаментальные вопросы нафтидогенеза, методологические и методические аспекты их возможных решений в сочетании с конкретными и наиболее достоверными результатами нефтегазопоисковых работ во всем мире. Оценивая разнообразие направлений исследования этой проблемы как необходимое условие ее решения, мы полагаем полезной координацию их с дополнением уже существующего спектра методологические и методических подходов еще одной краской.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений", Новиков, Юрий Николаевич

Основные выводы

I. Месторождения-гиганты (МГ), в которых локализована большая часть запасов УВ являются закономерным проявлением неравномерности нефтегазонакопления, присущей седиментосфере в целом, с необходимой случайностью реализующейся на разных уровнях и в разных формах. Распределение 500 МГ среди 230 НГБ контролируется интеграцией наиболее общих факторов бассейнового и надбассейнового уровней: первым определяется генерационный потенциал бассейна, вторым - возможность и эффективность его реализации и сохранности. Внутрибассейновое распределение МГ контролируется необходимыми сочетаниями частных особенностей геологического строения вмещающих НГБ - ловушек, коллекторов, покрышек и т.д., включая тектонотип.

II. Факторы распределения МГ бассейнового уровня : 1 - размер бассейна, адекватно выражаемый значением его площади, интегрированным с его положением на планетарном профиле "континент-океан"; 2 - типы материнских пород.

1. Средняя площадь 72 НГБ, в которых выявлены МГ (Sep = 520 тысм.км2), превосходит значения Sep =180 тыс.км2 для 158 НГБ, в которых МГ не выявлены, почти в три раза. С мегабассейнами (>1 ООО тыс.км2) связано 67% всех МГ, в т.ч. 84% уникальных.

2. Формирование подавляющей части МГ (97%) происходит при определяющей роли I и II типов НМС, В и Г типов ГМС. Другим значимым фактором их формирования является комплексирование материнских пород: в гетеротипных НГБ выявлено 75% нефтяных МГ (в т.ч. 84% уникальных), 83% газовых МГ (включая все уникальные). Сочетаниями типов материнских пород в значительной мере определяется фазовая структура запасов УВ -фазовый тип НГБ. Фазовые типы различаются как частотой реализации, так и продуктивностью, выражаемой количеством и соотношением нефтяных и газовых МГ.

Ш. Факторы распределения МГ надбассейнового уровня : 1 - положение бассейна на профиле "континент-океан", определяемое по соотношению доли территории и акватории в его площади; 2 - принадлежность бассейна одному из пространственных (региональных) сообществ НГБ, обусловленных неповторяющимися сочетаниями "континент плюс океан".

1. Значение Sep = 400 тыс.км2 для НГБ центральной части профиля "континент-океан" (доля территории континента >10%) существенно превышает значения Sep (210 и 270 тыс.км2), характеризующие НГБ его континентального и приокеанического флангов, где доля территории континента составляет 100% и < 10%, соответственно. К центральной части профиля (34% всех НГБ) приурочено 76% МГ, в.т.ч. 89% уникальных; к континентальному флангу (41% НГБ) - 17% МГ, в т.ч. 9% уникальных, к приокеаническому флангу (25% НГБ) - 7% МГ, в т.ч. 2% уникальных.

2. На планетарном уровне распределение МГ регламентируется четырьмя видами пространственной неоднородности - междуконтинентальной, циркумконтинентальной, широтной, долготной, - сочетания которых обуславливают неоднородность регионального уровня, выражаемую выделением 33 естественных пространственных сообществ НГБ, отличающихся количеством МГ, максимальной величиной и фазовой структурой их запасов. В 9 региональных сообществах НГБ, в каждом из которых выявлено не менее 15 МГ, их совокупное количество составляет 77 % всех МГ. К двум ортогональным (широтному и меридиональному) планетарным поясам нефтегазонакопления на сопряжении северных и южных континентов Европы и Азии приурочено 70% МГ, в т.ч. 85% уникальных, а к узлу их пересечения - богатейший НГБ мира.

IV.Фактором, контролирующим распределение 82% нефтяных и 75% газовых МГ, в т.ч. 90% всех уникальных, является наличие условий для совместного в рамках одного НГБ формирования как нефтяных, так и газовых гигантов. Необходимые сочетания условий совместного формирования, как правило, обеспечиваются значительной площадью (>1 000 тыс.км2) вмещающих НГБ, их приуроченностью к центральной части профиля "континент-океан". В случае раздельного формирования нефтяных и газовых МГ первые тяготеют к прибрежно-морским НГБ (доля акваторий < 50%) площадью до 300 тыс.км2 (классы I - II), вторые - к НГБ континентального и приокеанического флангов площадью 100-500 тыс.км2 (классы II - III).

V. Распределение МГ на профиле "континент- океан" имеет крайне неравномерный и неоднонаправленный характер, отличающийся для пространственных сообществ НГБ регионального и планетарного уровней. Максимальными значениями Sep = 470 тыс.км2, абсолютной (57% всех МГ, в т.ч. 75% уникальных) и относительной (формирование 1 МГ обеспечивается 60 тыс.км2 площади НГБ) продуктивности, повышенной нефтеносностью (количество нефтяных МГ превосходит количество газовых в 2.1 раза) выделяются прибрежно-морские бассейны (16% всех МГ). Континентальный и приокеанический фланги характеризуются гораздо меньшей относительной продуктивностью (230 и 420 тыс.км2 на 1 МГ) и повышенной газоносностью (количество газовых МГ превосходит количество нефтяных в 1.8 и 1.5 раза).

УГПрогноз МГ бассейнового и надбассейнового уровней в значительной мере может быть обеспечен "методом аналогового структурирования ресурсов УВ по количеству, величине и фазовым типам крупнейших месторождений". В основе метода - закономерности распределения МГ в системе показателей, обеспечивающих количественное выражение триединства: запасов УВ - месторождений, в которых эти запасы локализованы, - НГБ, в границах которых эти месторождения распределены. Закономерности и показатели позволяют структурировать разведанную половину мировых ресурсов УВ, а по аналогии и на основании разноуровневой экстраполяции - структурировать их еще не разведанную половину с приоритетным выделением наиболее крупных месторождений нефти и газа. Разработанный метод является не альтернативой, а необходимым дополнением уже существующих методов в рамках единой концепции прогноза крупнейших месторождений нефти и газа.

VII. Основные направления и результаты прогнозной оценки акваторий и сопредельных территорий России с использованием разработанного метода.

1. Дифференцированная сравнительная оценка арктических и дальневосточных окраинных бассейнов на основании интеграции их в структуированное мировое сообщество НГБ с выделением: а) четырех мегабассейнов (класс V) и одного НГБ класса Ш, в которых МГ уже выявлены, отличающихся ожидаемым количеством МГ, максимальной величиной и фазовой структурой их запасов; б) пяти бассейнов класса П, отличающихся вероятностью выявления МГ; в) четырех наиболее крупных бассейнов класса I (60 - 100 тыс.км2), отличающихся вероятностью выявления месторождений с запасами в интервале 30 - 100 млн.т УТ.

2. Индивидуальная оценка отдельных бассейнов в границах РФ с учетом первых открытий: а) на акваториях мегабассейнов вполне вероятно выявление 25-30 нефтяных гигантских скоплений с уникальными запасами крупнейших из них; б) на акваториях и сопредельных территориях бассейнов классов П-Ш вполне вероятно выявление 3-5 гигантских нефтяных скоплений; в) категория наиболее продуктивных - прибрежно-морских бассейнов представлена в классах V - Западной Сибири, Ш - Енисейско-Хатангский, П - Мезенский, I - Пенжинский, Удско-Кухтуйский; крупнейшие нефтяные скопления в них соответственно классам площади могут иметь запасы >300, 100 - 300, 30 -100 млн.т.

3. Наиболее вероятно выявление гигантских скоплений в месторождениях и зонах смешанных типов, в т.ч. с преобладанием газовой составляющей.

В соответствии с названием, задачами и структурой выполненной работы основные положения, представляемые к защите, отражают: 1) закономерности распределения гигантов; 2) конкретную методическую форму, обеспечивающую практическое применение выявленных закономерностей для прогноза наиболее крупных месторождений нефти и газа; 3) возможности прогноза крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России с использованием разработанного метода, его роль и место в системе существующих методов прогноза.

Защигцаемые положения

I. Распределение гигантов закономерно предопределяется совокупным влиянием факторов бассейнового, надбассейнового и внутрибасеейновго уровней. Факторами бассейнового уровня (площадь, типы материнских пород) определяется генерационный потенциал НГБ и возможность формирования гигантов; факторами надбассейнового уровня (положение на профиле "континент-океан", принадлежность одному из пространственных сообществ НГБ, обусловленных сочетаниями "континент плюс океан") определяется эффективность реализации генерационного потенциала НГБ и реальность формирования гигантов, а также их сохранность; факторами внутрибассейнового уровня (ловушки, коллектора, покрышки и т.д., включая тектонотип) определяется распределение гигантов в границах НГБ. ггго

II. Распределение гигантов регламентируется как типовыми зако-номерностями, так и специфическими особенностями, закономерно присущими планетарным и региональным сообществам НГБ, обусловленным неповторяющимися сочетаниями "континент плюс океан".

Ш. Выделенные в качестве основных факторы надбассейнового и бассейнового уровней, контролирующие типовые закономерности и региональные особенности распределения гигантов, устанавливаются уже на ранних стадиях изученности ОБ, что позволяет использовать их для сравнительной и индивидуальной прогнозной оценки неоднородно и даже слабо изученных бассейнов. Использовать в рамках разработанного метода, дополняющего существующие методы прогноза системой показателей, которые обеспечивают структурирование разведанной половины мировых ресурсов УВ с приоритетным выделением гигантов разного фазового состава, а по аналогии и на основании разноуровневой экстраполяции - структурирование их еще не разведанной половины. В основе метода - обобщенные результаты мировых нефтегазопоисковых работ, увязанные с основными факторами распределения гигантов, что делает их прогноз более стабильным относительно меняющихся ресурсных оценок.

IV. Использование разработанного метода обеспечивает сравнительную и индивидуальную бассейновую прогнозную оценку неоднородно и слабо изученных ОБ акваторий и сопредельных территорий России: относительную вероятность выявления крупнейших месторождений УВ, их количество, максимальную величину и фазовые типы. Эта оценка является основой последующего внутрибассейнового прогноза, детализирующего ее выделением участков, где выявление крупнейших месторождений разных фазовых типов наиболее вероятно.

V. На основании установленных закономерностей распределения гигантов нефтяного ряда прогнозируется преимущественная приуроченность подобных месторождений к 4 мегабассейнам и 4 прибрежно-морским бассейнам (доля акваторий < 50 %) арктической и дальневосточной окраин России. Наиболее богатый и перспективный Западно-Сибирско-Карскоморский прибрежно-морской мегабассейн выделяется оптимальным сочетанием всех основных факторов, благоприятствующих формированию и сохранности гигантов.

VI. Экстраполяция показателей структуры мировых запасов УВ и запасов территорий России, сопредельных арктическим и дальневосточные акваториям, позволяет прогнозировать на шельфе локализацию большей части извлекаемых ресурсов жидких УВ (> 70 %) в месторождениях крупнее 30 млн.т с преобладающим значением гигантов (> 100 млн.т), преимущественно в смешанных по составу месторождениях и районах с вероятным преобладанием газовой составляющей.

Заключение

Формирование и распределение МГ может выглядеть случайным и незакономерным как с точки зрения сопутствующих им неповторяющихся от бассейна к бассейну нестандартных сочетаний частных геологических условий, так и с точки зрения упрощенных математических моделей. Но в совокупности кажущихся случайными событий может проявиться та закономерная необходимость, которая делает их реализацию неотвратимой или весьма вероятной; для этого необходимо изменить точку зрения.

Неповторяемость нестандартных сочетаний частных геологических условий НГБ или несоответствие их стандартных моделей реальному распределению МГ являются, на наш взгляд, свидетельством нелинейного характера нафтидогенеза, также как и конкретные формы его проявления (главы 2, 3): 1) неравномерность концентрации запасов УВ на крупнейших месторождениях, имеющая не только сугубо индивидуальную (бассейновую), но и отчетливо надбаесейновую, обусловленную общностью пространственного положения НГБ, природу; 2) неравномерность концентрации запасов нефти и запасов газа на крупнейших месторождениях даже в рамках одного НГБ; 3) неравномерность распределения жидких и газообразных УВ по классам крупности месторождений, изменения их соотношений от класса к классу; 4) неравномерность распределения НГБ, нефтяных и газовых МГ в их пределах по интервалам фазовой шкалы (фазовым типам); 5) неравномерность распределения нефтяных и газовых МГ на профиле "континент-океан"; 6) неравномерность пространственного распределения нефтяных и газовых МГ регионального и планетарного уровней; 7) наличие "парадоксальных", не подчиняющихся общим закономерностям НГБ. Важно подчеркнуть две общие для всех этих проявлений неравномерности нефтегазонакопления особенности: 1 - существенно различный характер локализации и распределения жидких и газообразных УВ; 2 - очевидность влияния составляющей надбассейнового уровня, которая не определяется только свойствами вмещающих гиганты НГБ. С этих позиций становится понятной принципиальная невозможность исчерпывающе адекватного выражения закономерностей распределения МГ как факторами исключительно внутрибассейнового уровня /33, 34/, так и факторами бассейнового уровня, ограничивающимися только объемом и геометрией осадочного чехла /17, 18/. Если рассматривать гиганты как наиболее значимую, но частную форму проявления более общего явления - неравномерности нефтегазонакопления, присущей стратисфере в целом и закономерно реализующейся на разных уровнях и в разных формах, то становится очевидной предопределенность их распределения сочетаниям факторов внутрибассейнового, бассейнового и надбассейнового уровней.

Объем осадочного чехла - количественная мера генерационного потенциала НГБ /16/; его качественной мерой являются материнские породы. Возможность и эффективность реализации генерационного потенциала НГБ, сохранность гигантов в значительной мере обусловлены пространственной позицией бассейна в современной бинарной планетарной системе "континент-океан", определяемой "геоструктурными координатами" - положением на профиле "континент-океан" и региональной приуроченностью к одному из сочетаний "континент плюс океан". Интеграцией площади и положения на профиле "континент-океан" в значительной мере определяется объем осадочного выполнения, а пространственной приуроченностью - характер материнских пород.

Непрерывное взаимодействие континентов и океанов, их неразрывное единство сопровождается столь сложным пространственно-временным взаимопроникновением, переплетением и соединением в новом качестве, что однозначное разграничение континентальной и океанической составляющих практически неосуществимо. На этом фоне рубеж "суша-море", определяемый современной береговой линией, выглядит несущественным и случайным. Но и в этой кажущейся случайности может быть обнаружена закономерность, если рассматривать рубеж "суша-море" как выражение современного динамического состояния не только гидросферы, но и всех земных оболочек (стратисферы, литосферы, УВ-сферы), как опознавательный знак, позволяющий выделить категорию континентально-океанических окраинных НГБ центральной части профиля "континент-океан". Это своеобразный знак качества, отмечающий самые высокопродуктивные НГБ современной зоны перехода и активного взаимодействия континентов и океанов, отличающий их от гораздо менее продуктивных НГБ континентального и приокеанического флангов профиля, соответственно, выведенных за пределы современной переходной зоны, либо интегрированных в нее минимальным образом. Оптимальные сочетания активности и продуктивности процессов нефтегазонакопления в зоне перехода, условий консервации и сохранности формирующихся гигантских месторождений, в значительной мере определяются соотношением доли территорий (с дифференциацией, что немаловажно, континентальной и островной суши) и акваторий в площади НГБ. Индивидуализация характера нефтегазонакопления шести современных континентов и характера воздействия на окраины континентов четырех современных океанов и двух палеоокеанов, представленных в современной структуре акваториями средиземных морей, позволяет предполагать неповторяемость их сочетаний на планетарном и региональном уровнях.

Показатели, обеспечивающие выражение триединства "запасов-месторождений-НГБ", в сочетании с перечисленными факторами бассейнового и надбассейнового уровней, реально контролирующими распределение МГ в признаковых, типовых и пространственных сообществах НГБ, позволяют структурировать разведанную извлекаемую часть планетарной УВ-сферы с приоритетным выделением в качестве главного ее элемента самых крупных месторождений. Определяется и получает количественное выражение закономерная связь МГ с: 1) запасами вмещающих гиганты НГБ (уровень концентрации запасов на гигантских месторождениях); 2) месторождениями предшествующих классов крупности (структура запасов по классам крупности месторождений); 3) вмещающими НГБ, формализуемыми значениями их площади, типами материнских пород; 4) сообществами НГБ разных уровней, принадлежность к которым вмещающих НГБ определяется их положением на профиле "континент-океан" и региональной приуроченностью. Совокупность структурирующих показателей и контролирующих факторов, обеспечивающая выявление как закономерно повторяющихся особенностей распределения МГ, так и неповторяющихся, но закономерно присущих отдельным континентам или регионам, может служить необходимым основанием для межбассейнового и бассейнового прогноза гигантских, т.е. самых крупных месторождений в ОБ практически любой степени разведанности методом аналогового структурирования ресурсов УВ по количеству, максимальной величине и фазовым типам крупнейших месторождений.

Библиография Диссертация по геологии, кандидата геолого-минералогических наук, Новиков, Юрий Николаевич, Санкт-Петербург

1. Андиева Т.А., Герман Е.В., Новиков Ю.Н. Нефтегазоносность Западно-Арктического шельфа. - Докл. Междунар. конференции «Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцовом море». СПб., 1994, с. 54 - 59.

2. Афанасьев Ю.В., Цивинская Л.В. Залежь углеводородов как самоорганизующаяся система. Геология нефти и газа, 1999. № 5-6, с. 28-33.

3. Белонин М.Д., Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Нефтегазовый потенциал северных и дальневосточных морей России и проблемы его освоения. Разведка и охрана недр, 1999, № 2, с 24-27.

4. Бюролле П.Ф. Мировые ресурсы нефти. 27-й МПС. Доклады. Т. 2. М., Наука, 1984, с. 3-16.

5. Высоцкий И.В. Корчагина Ю.И. Баланс углеводородов в континентальном секторе стратисферы. Нефтегазоносные и угленосные бассейны России. М., МГУ, 1996, с. 4854.

6. Геология гигантских месторождений нефти и газа. Под ред. М.Хэлбути. М.: Мир, 1973.-440 с.

7. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Абдулмазитов Р.Д., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. (Под ред. В.Е.Гавуры) М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.1. - 280 с. Т. 2. -352 с.

8. Григоренко Ю.Н., Соболев B.C. Вероятные источники углеводородов на окраинах континентов. Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. - СПб, ВНИГТИ. с. 113-118.

9. Запасы и добыча важнейших видов минерального сырья зарубежных стран (на начало 1994 г.). М., 1995. Предварительные данные ВНИИзарубежгеологии "Малый справочник". 74 с.

10. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа. Т.1. Л., Недра, 1983.-335с. (ВНИИзарубежгеология. Труды, вып.40).

11. Кадастр зарубежных стран, обладающих природными ресурсами нефти и газа. Т.2. Л., Недра, 1983.-319 с. (ВНИИзарубежгеология. Труды, вып.40).

12. Карта нефтегазоносности мира (масштаб 1:15 000 000). Объяснительная записка. Научные редакторы: В.И.Высоцкий, Е.Н.Исаев, К.АКлещев и др. ВНИИзарубежгеология, М., 1994,-194с.

13. Кононов Ю.С. Зональность нефтегазонакопления в южной чести Волго-Уральской провинции. Геология нефти и газа, № 5-6, 1999, с. 15-21.

14. Конторович А.Э., Лившиц В.Р. Нефтегазоносный бассейн как самоорганизующаяся система. Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. - СПб, ВНИГРИ, 1998, с. 144-148.

15. Лоскутов А.Ю., Михайлов А.С. Введение в синергетику. М.: Наука, 1990.

16. Максимов С.П., Лаврушко И.П. Условия формирования крупных зон нефтегазонакопления. 27-й МГК. С. 13 Месторождения нефти и газа. Докл. Т. 13. Москва, 4-14 августа. М., Наука, 1984, с. 14-21.

17. Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата. М., ВНИГНИ, 1983. 214 с.

18. Наливкин В.Д. Районирование по фактической концентрации месторождений нефти и газа. Советская геология, 1974, № 8, с. 28-42.

19. Неручев С.Г. Нефтематеринские породы: распределение, условия, причины и периодичность формирования. Геохимическое моделирование и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. - СПб, ВНИГРИ, 1998, с. 84-89.

20. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. /И.В.Высоцкий, В.ИВысоцкий, В.Б.Оленин и др. М., Недра, 1990. 405 с.

21. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся нелинейные системы. Под ред. Б.АСоколова, Э.А. Абля. М.: МГУ, 1999, 300 с.

22. Орлов В.П. Стратегия изучения и развития сырьевой базы шельфа России. -«Освоения шельфа арктических морей России». Ч. I. СПб, 1999, с. 3-5.

23. Перродон А. Формирование и размещение месторождений нефти и газа. M.: Недра, 1991. - 359 с.

24. Перродон А. История крупных открытий нефти и газа. М., Мир, 1994. 255 с.

25. Происхождение и прогнозирование скоплений газа, нефти и битумов. М.Д.Белонин, И.С.Гольдберг, АЕ.Гуревич и др. Под ред. В.Д.Наливкина. Л.: Недра, 1983.-272 с.

26. Ресурсная база и нефтегазовый потенциал различных регионов и стран мира. -Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Зарубежный опыт. Вып. 1, М., 1994, с.6-15. ВНИИОЭНГ.

27. Словарь по геологии нефти и газа. Л.: Недра, 1988. - 679 с.

28. Соколов Б.А. Экономические аспекты нефтегазовой геологии XXI века. Нефтегазоносные и угленосные бассейны России. М., МГУ, 1996, с. 23-33

29. Соколов Б.А. Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся автономные флюидодинамические системы. Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Нефтегазоносные бассейны как саморазвивающиеся нелинейные системы. М.: Изд-во Моск. Унта. 1999, с. 7-9.

30. Справочник по геохимии нефти и газа. СПб.: ОАО «Недра», 1998. - 575 с.

31. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 1. М., «Недра», 1976. 600 с.

32. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран. Кн. 2. М., «Недра», 1976. 584 с.

33. Топливно-энергетическая сырьевая база Дальневосточного экономического района России. Перспективы и пути освоения. 3 книги и атлас. Т.ААндиева, В.Б.Арчегов, М.Д.Белонин и др. Под ред. М.Д.Белонина, Ю.Н.Григоренко. СПб, ВНИГРИ, 1998.

34. Трофимук A.A., Молчанов В.И., Параев В.В. Особенности геодинамических об-становок формирования гигантских месторождений нефти и газа. Геология и геофизика, 1998, т. 39, № 5, с. 673-682.

35. Философский словарь. Под ред. И.Т.Фролова. М.: Политиздат. 1981. 445 с.

36. Хэлбути М.Т. Новые перспективные нефтегазоносные регионы и месторождения мира. 27-й МГК. С. 13. Месторождения нефти и газа. Докл. Т. 13. М., Наука, 1984, с. 3-14.

37. Masters C.D., Root D.H., Turner R.M. U.S.Geological Survey Reston, Va Oil&Gas Journal. Oct. 13,1997, Vol. 95, № 41, p. 98-104.

38. Roadifer R.E. Size distributions of world's largest known oil, tar accumulations. Giant fields 1. Oil&Gas Journal. Feb. 24, 1986, Vol. 84, № 8, p. 98-104.

39. Roadifer R.E. How heavy oil occurs worldwide. Giant fields 2. Oil&Gas Journal. Mar. 3, 1986, Vol. 84, № 9, p. 111-115.

40. International Petroleum Encyclopedia. 1995, 360 p.

41. Richard G.M. The Global Oil System: The Relationship Between Oil Generation, Loss, Half-Life and the World Crude Oil Resource. AAPG. V. 76, № 4,1992, p. 489-500.