Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России

Григоренко, Юрий Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему
Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России
ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России"

'* Министерство природных, ресурсов Российской Федерации Российская Академия Наук Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт (ВНИГРИ)

На правах рукописи

Григоренко Юрий Николаевич

зональный прогноз нефтегазоносности подводных

континентальных окраин россии

Специальность: 04.00.17-

"Геология, поиски и разведка нефтяных и

газовых месторождений"

Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук в форме научного доклада

Санкт-Петербург 1996

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

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН и МАМР Самсонов В.В. (ВНИГРИ)

доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик МАМР Маловицкий Я.П. (ПО "Союзморгео")

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Чочиа Н.Г. (СПб. ГИ)

Ведущее предприятие: Геологический факультет МГУ им.М.В.Ломоносова г.Москва

Защита состоится " /7" ЯНбаР9 1997 г. в часов на заседанш

диссертационного Совета Д-071.02.01 по защите диссертаций на соисканш ученой степени доктора геолого-минералогических наук при Всероссийское нефтяном научно-исследовательском геолого-разведочном институте (ВНИГРИ (191104, г.Санкт-Петербург, Литейный пр., 39, ВНИГРИ)

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке института

Разослан

Ученый секретарь диссертационного Совета, кандидат геолого-минералогических наук

А.К.Дертев

Актуальность проблемы. Финальная стадия регионального этапа геологоразведочных работ на нефть и газ - изучение зон нефтегазонакопления - имеет основополагающее значение для их целенаправленного продолжения, особенно в условиях лицензионного освоения недр. Существующие эценки зон нефтегазонакопления выполнены только в отдельных субаквальных районах России в отсутствии единого подхода и эффективных методов прогноза. В этой связи совершенствование научно-методических основ и приоритетный зональный прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин России представляется достаточно крупной и актуальной проблемой морской яефтяной геологии.

Цель работы - развитие научной базы зонального прогноза нефтегазоносности морей России и его выполнение в районах ближайшего проведения дефтегазопоисковых работ.

Основные задачи исследования.

1. Прогноз зон нефтегазонакопления в наиболее освоенных бассейнах экраин континентов для подготовки эталонных районов и научно-информационного обеспечения зонального прогноза нефтегазоносности морей России.

2. Анализ и обобщение нефтегеологаческих характеристик установленных зон нефтегазонакопления, выявление закономерностей размещения и главных факторов формирования зон нефтегазонакопления в разнотипных бассейнах экраин континентов.

3. Выявление историко-геологических предпосылок формирования, основных типов вероятных источников УВ и главных особенностей фазовой специа-гизации природных скоплений в нефтегазоносных бассейнах окраин континентов.

4. Разработка методических основ зонального прогноза субаквальных нефтегазоносных бассейнов России.

5. Выделение и оценка зональных объектов нефте- и газонакопления в Пе-торском, Балтийском, Карском и Охотском морях.

Новизна исследования. Приоритетный прогноз зон нефтегазонакопления и возможностей открытия крупнейших месторождений нефти и газа та морях России; выделение и оценка зон нефтегазонакопления в наиболее хвоенных зарубежных бассейнах с определением закономерностей их формирования и размещения для использования в зональном прогнозе отечественных 5ассейнов. Применение учения о континентальных окраинах в качестве научной эсновы изучения зональных скоплений нефти и газа. С учетом главных положе-

ний учения о континентальных окраинах, одним из разработчиков которого яв ляется автор доклада, установлена определяющая роль эволюции переходны областей на стыке континентов и океанов в создании и изменениях типа ) свойств зон нефтегазонакопления в субаквальных бассейнах. Разработка мето дической схемы их прогнозирования в условиях морских недр.

Практическое значение имеют результаты выявления и оцеп ки зональных форм концентрации УВ в важнейших для освоения ахваториаль ных районах России на Печорском, Балтийском, Охотском морях и в южно] части Карского моря. На основе ресурсной оценки выделенных зон осуществли прогноз крупности ожидаемых месторождений. Проведена оценка фазового со стояния УВ в зонах их концентрации, позволяющая однозначно наметить объек ты поискового бурения раздельно по нефти и газу.

Практическое значение также имеют: 1) результаты изучения 25 нефтегазо носных районов Мира как эталонных объектов для зонального прогноза; 2) дан ные о величинах и плотностях ресурсов УВ, а также площадях и этаже нефтега зоносности в зонах нефтегазонакопления разнотипных окраин континентов н; всех стадиях их развития; 3) типовые варианты размещения зон нефтегазона копления; 4) установленные особенности фазовой специализации УВ по зонах их концентрации в бассейнах континентальных окраин; 5) методические при емы выделения и количественной оценки субаквальных зон нефтегазонакопления.

Перечисленные разработки вносят определенный вклад в новое разви вающееся направление - изучение закономерностей нефтегазоносности морскю недр и в практику зональной оценки их нефтегазовых ресурсов.

Основные результаты выполненного прогноза и рекомендации к его дальнейшему продолжению и использованию переданы в форме отчетов, докладов служебных записок и карт в руководящие геологические ведомства странь] (Министерство природных ресурсов Российской Федерации и др.) и заинтересованные научные и производственные организации. Они также оформлены I виде докладов и статей в отечественных и зарубежных изданиях.

Апробация работы. Основные положения и разделы диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих научных и практических мероприятиях в России и за рубежом: на международных симпозиумах па строению, динамике и нефтегазоносности переходных областей (Калгари 1974, Сочи 1983); на межведомственной и международной конференциях по новейшим достижениям в морской геологии, компьютерной графике, банкам данных

и компьютерному моделированию (Санкт-Петербург 1994, 1995); на международном симпозиуме по топливно-энергетическим ресурсам России и других стран СНГ, а также на международной конференции по освоению шельфа арктических морей России (Санкт-Петербург 1995); на международных совещаниях по геологии, нефтегазоносности и разведке месторождений в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море, а также в Западно-Тихоокеанском регионе и на сопредельных платформах (Санкт-Петербург 1994, 1996), на 29-ой и 30-ой сессиях Международного Геологического Конгресса в г.г.Киото и Пекин (1992, 1996).

Результаты изучения структурных и историко-геологических предпосылок нефтегазоносности морей России учтены в серии опубликованных карт масштаба 1:2500000: "Тектонической карте нефтегазоносных провинций и областей СССР" (1983), "Карте нефтегазоносности СССР" (1988), "Карте нефтегазогеоло-гического районирования СССР"(1990), одним из составителей и членом редколлегии или соредактором которых является автор. Вклад автора в составление названных карт отмечен тремя медалями ВДНХ. По результатам исследований эпубликовано более 50 работ, отражающих содержание диссертации.

Автор благодарен за плодотворное научное сотрудничество ученым и спе-диалистам, профессиональные интересы которых связаны с изучением геологии л нефтегазоносности Мирового океана и морей России: М.Т.Аванесяну, Я.М.Алиеву, Т.А.Андиевой, Н.А.Андреевой, ГЛ.Берсону, МЛ.Вербе, "Б.Воложенину, Ю.С.Воронкову, Е.В.Герману, Ю.Н. Гололобову, ?.А.Драновскому, Л.И.Жуковой, В.М.Закальсхому, Е.В.Захарову, Э.Г.Коблову, З.С.Ковальчуку, Д.В.Лазуркину, Л.ИЛебедеву, Ю.С. Мавринскому, Т.С.Маргулису, Е.А.Маргулис, Л.Б.Мейснеру, И.М.Мирчинку, Б.К.Остистому, 1.А.Туголесову.

Работе способствовали творческие контакты с Б.А.Соколовым, Н.Г.Чочиа, ЬЭЛевиным, В.В.Семеновичем, В.С.Соболевым, ВЛ. Ивановым, О.К.Бажено-юй, Г.С.Оруджевой, В.Г.Варнавским, В.Н.Макаревичем, ГЛ.Кирилловой, ).В.Ермаковым, А.В.Журавлевым, исследования которых внесли ценный вклад в юзнание особенностей нефтегазоносности окраин континентов.

При выполнении исследований и подготовке диссертационной работы, автор юльзовался научными консультациями В.Д.Наливкина, Я.П. Маловицкого, 1.С.Грамберга, М.Д.Белонина, В.В.Самсонова, И.В.Высоцкого, Б.АЛебедева, 1.А.Крылова, Г.П.Сверчкова, Ю.К.Бурлина, Л.И.Ровнина, которым выражает нубокую признательность.

1. СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОШ1ЕНИЯ НА МОРЯХ РОССИИ.

Моря России являются крупнейшими в мире для поисков нефти и газа. В и; пределах располагаются 10 нефтегазоносных провинций (НГП) и нескольк« нефтегазоносных областей (НТО) самостоятельного значения. К 1996 г. здса проведено 462 тыс.пог.км региональных профилей и 55Q тыс.пог.км детализаци онной сейсморазведки; выполнено более 750 тыс.м глубокого бурения и открытс 31 месторождение.

Главными результатами морских геологоразведочных работ (ГРР) являются создание геолого-тектонической основы нефтепоисков, нефтегеологическо« районирование акваторий России, количественная оценка ресурсов углеводоро дов (УВ) шельфа и внутренних морей, открытие уникальных и крупных место рождений нефти и газа /17, 21, 25/. В результате морских ГРР и предшество вавших им нефтегазопоисковых работ на сопредельной суше была обоснован; нефтегазоносность северо-восточного шельфа Сахалина, Азовского, Печорской морей, Калининградского участка Балтийского моря, южной акватории Карско го моря и показано первоочередное значение этих районов для поисково разведочных работ на нефть и газ. Разведанность ресурсов в этих районах до

стигает 15-25%, плотность сейсморазведки до 2,0 пог.км/км и более, общее ко личество выявленных структур превышает 150 единиц. Итоги морских ГРР, ; также состояние изученности примыкающих к этим районам территорий Тима но-Печорской провинции (ТПП), Балтийской НГО, северной части Западно Сибирской мегапровинции и Северо-Сахалинского нефтегазоносного бассейн; (НГБ) позволяют поставить вопрос о возможности и необходимости выделенга здесь субморских зон нефтегазонакопления (ЗНГН) как главных объектов бли жайших нефтепоисковых работ.

Между тем, на всех отечественных акваториях, в том числе и в названньг районах, вторая стадия регионального этапа - изучение ЗНГН - не проведена, j этап в целом оказывается незавершенным. Исключением является северо восточный шельф Сахалина, где морское бурение (125 тыс.м) и прогноз ЗНП на геолого-геохимической основе (Э.Г.Коблов и др.) позволяют оценить пер спективы нефтегазоносности отдельных участков шельфа. В то же время имен но при изучении ЗНГН детализируются предшествующие ресурсные оценки п< объектам ближайшего освоения на конкурсной основе, а также реализуютс

гервые этапы раздельного прогноза нефти и газа. Следовательно, анализ ЗНГН [вляется необходимой частью морских ГРР на нефть и газ, а его базовая состав-[яющая - прогноз зон нефтегазонакопления - важнейшим элементом изучения гедр, особенно при их лицензионном освоении.

Трудности прогноза субаквальных ЗНГН определяются геологическим свое-¡бразием большинства морских НГБ, их принадлежностью к элементам переходного ряда - континентальным окраинам (КО), несовершенством теории и гетодики зонального прогноза и его полной неразработанностью примени-ельно к условиям акваторий /24,28/. Зоны, являясь категорией нефтегеологи-1еской, выделяются и оконтуриваются не по признакам их нефтегазоносности, а ю разнообразным трудно сопоставимым с нею характеристикам: структурно-ектоническим.фациально-литологическим, гидродинамическим и др. Разница в физнаках выделения затрудняет сравнительный анализ зон, разработку статис-ических основ и универсальных положений зонального прогноза. Практически ю оценивается фазовое состояние УВ в зонах их концентрации. Принципиаль-ю новые решения в сфере прогноза субаквальных ЗНГН, которые позволяют греодолеть эти трудности, могут быть достигнуты: при применении в качестве >сновы прогноза учения о КО, при подготовке эталонных данных для зонально-■о прогноза, при внедрении нового единого принципа выделения ЗНГН как ес-'ественных скоплений месторождений для объективного изучения факторов и >собенностей зонального нефтегазонакопления, наконец, в результате прогноза разовой специализации УВ в недрах через изучение типа нефтематеринских ;вит (НМС), анализ биомаркеров и газовой составляющей нефтей и конденсатов.

Существо учения о КО составляют закономерные взаимосвязи между их ¡троением, эволюцией и нефтегазовым потенциалом, а также пространственным «определением месторождений, т.е. между тектоническим, историко-геологи-¡еским и некоторыми другими факторами и нефтегазоносностью /10, 19, 31/. 1рогностические возможности учения заключаются, в частности, в реализации точненной научно-обоснованной оценки нефтегазоносности морских недр на юлее детальном - зональном уровне.

Прогноз зон нефтегазонакопления с применением ресурсно-геологического «ализа зон доказанного нефтегазонакопления является новым методическим годходом к выявлению зональных скоплений нефти и газа. Впервые такой подход, но применительно к характеристике НГБ был предложен В.Д.Наливкиным 1974).

Выявление зон доказанного нефтегазонакопления по объективно су шествующим признакам - наличию месторождений и их пространственно] группировке - наиболее объективный путь изучения критериев прогноза в услс виях весьма разноречивой и ограниченной информации по акваториям Мирг Использование единого принципа выделения ЗНГН, как естественных природ ных группировок месторождений, позволяет осуществить их сравнительны; анализ и наметить некоторые общие факторы формирования и прогноза /35/.

Необходимым элементом этого прогноза является оценка возможных источ ников нефти и газа, что в условиях больших фациальных неоднородностей оса дочного чехла и изменяющейся во времени термобарической обстановки нед предполагает привлечение разносторонней геохимической информации, как н региональном, так и на зональном уровнях. На основе обобщения геохимиче ских материалов по многочисленным бассейнам КО (В.С.Соболев, 1989, 1996 оказалось возможным выделить четыре основные формационно-генетически: типа природных нефтей. Они хорошо согласуются с некоторыми намеченным] нами геологическими формациями осадочного чехла, которые обычно выполня ют функции основных нефтематеринских свит и представлены: глинистыми ] биокремнистыми отложениями доманикового типа - I, шельфовыми и верхне склоновыми пелитовыми образованиями - П(м) и турбидитовыми, межфеновым] илами - П(т), тонкоритмичными существенно глинистыми озерными литофа циями - Ш(оз) и подводно-окраиннодельтовыми отложениями - Ш(ц), а такж разнообразными по микрокомпонентному составу ОВ угленосными комплексам] - IV /38/.

Рассмотренные аспекты совершенствования научной базы зонального про гноза являются логическим развитием интересных и важных разработо: Г.Т.Юдина(1977), И.И.Нестерова(1978), С.П.Максимова (1978, 1985), А.А.Баки рова(1979,1982), В.СЛазарева(1979, 1990), В.ПЛкуцени(1980), К.А.Клещев (1981,1984), А.А.Трофимука (1982), Н.Г.Чочиа(1982,1989), Б.П.Кабышев (1984), Б.АЛебедева (1984,1986,1992), Б.А.Соколова(1985), В.В.Самсонов (1986, 1987), В. А.Дедеева(1987), А.И.Дьяконова(1988), В.С.Суркова(1990; В.И.Богацкого (1990), А.Э.Конторовича(1995).

2. ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ КОНТИНЕНТАЛЬНЫХ ОКРАИН В СВЯЗИ С РАЗРАБОТКОЙ ОСНОВ ЗОНАЛЬНОГО ПРОГНОЗА МОРЕЙ РОССИИ.

Для развития научных основ зонального прогноза отечественных акваторий в этсутствии необходимых данных основополагающее значение имело изучение параметров и особенностей зонального нефтегазонакопления в достаточно освоенных НГБ окраин континентов. Наряду с обеспечением научно-информаци-знной базы и выяснением общих закономерностей и факторов зонального нефтегазонакопления в ходе этого изучения разрабатывались эталоны для последующего зонального прогноза: нефтегазоносное™ морских НГБ России.

Среди последних доминируют НГБ переходных областей Евразии, непрерывной полосой окаймляющих с севера, востока и юга территорию России. Меньшее число нефтегеологических элементов располагается в пределах эпи-континентальных акваторий и представляет собой субаквальные окончания НГБ сопредельной суши /30/.

В главе излагаются результаты анализа и обобщения нефтегеологических характеристик ЗНГН, выделенных нами в некоторых хорошо освоенных НГБ окраин континентов. В состав 25 изученных эталонных бассейнов включены иефтегеологические элементы всех разновидностей КО кроме НГБ заключительного этапа развития тихоокеанских окраин.

2.1. Обшие особенности строения, развития и нефтегазоносности окраин континентов.

В составе подводных окраин континентов в направлении к океану следует различать эпизодически представленные эпиконтинентальные акватории и повсеместно развитые КО. Эпиконтинентальные акватории отличаются от внутри-континентальных районов главным образом присутствием водного слоя. Собственно КО входят в состав переходных областей на стыке континентов и океанов, занимая их тыловую зону, обращенную к материковой суше /10/.

Целый ряд свойств переходных областей, естественно, характеризует и КО. Это активные геодинамические режимы определяющие здесь широкомасштабный рифтогенез, сдвиговые смещения, повышенную сейсмичность и вулканизм /13, 14/. Пространственные изменения геодинамических режимов создают многообразие геодинамических обстановок и, тем самым, типов окраин и их текто-

нических элементов /29/.

Фундаментальным свойством КО является направленность и стадийност развития соответственно эволюции системы континент-океан. Выделяются дв группы окраин и, соответственно, две ветви их развития: атлантическая и тихс океанская. Полный эволюционный ряд атлантической группы или окраин втс ричных океанов включает пять этапов: 1- предшествующий или рифтовый этаг 2- раннеокеанический - начало формирования окраин по периферии новообра зованных океанических впадин или в средиземных морях, сопряженных океаном; 3- синокеанический этап - пассивные окраины по периферии зрелог океана; 4- переходный или средиземноморский этап - характеризуется перепле тснием элементов пассивных и активных окраин, сохранением океанических ) возникновением новообразованных структур континентального ряда; 5- завер шающий, коллизионный с трансформацией КО в орогены и краевые системы н их границах с платформой.

Последовательность этапов для тихоокеанской ветви развития менее очевид на. Среди тихоокеанских переходных областей обособляются: островодужная андийская и невадийская разновидности. Данные В.Д. Чеховича (1980), Дж.Кро уча (1981), Л.М.Парфенова (1984) свидетельствуют о последовательной смене в< времени островодужпых окраин андийскими, а затем и невадийскими.

Типы и набор структур собственно КО, показанные в табл.1, тесно связань с направленностью и этапами эволюции переходных областей /12, 19/. Эпикон тинентальным акваториям обычно отвечают подводные окончания эпигерцин ских, эпибайкальских и эпикарельских плит /17, 18/.

Особенности нефтегазоносное™ тесно связаны с природой и свойствам! окраин континентов. Для собственно КО наиболее общими и характерными яв ляются: - значительное количество крупных нефтегеологических объектов I ранге провинций и мегапровинций; преимущественно мезозойский и кайнозой ский возраст нефтегазоносных комплексов; тесная связь с активными геодинамическими режимами, создающими оптимальные условия для проявления наиболее благоприятных форм онтогенеза нефти и газа; наиболее широкий при родный спектр нефтегазоносных комплексов; своеобразие тектонотипов нефтегазоносных структур, не имеющих аналогов на континентах; более высокая мо-ристость осадочных разрезов КО и лучшая сохранность их недр, что предопределяет возрастание концентрации УВ и изменение соотношения нефть/газ I пользу нефти; меньшая деформированность чехла морских НГБ в сравнении с интракратонными бассейнами и, как следствие, возрастание доли неструктурных

Таблица 1

Нефтегазоносные и возможно-нефтегазоносные бассейны собственно континентальных окраин

руппа Этапы развития КО или типы КО

НГБ и НГП окраин Характерные геоструктуры (примеры))__

Плотность

УВ тыс.т/

2**1 тг\м '

я X и и Г

е-х

п <

Рифтовый

Раннеокеаничес-

Синокеаничес-кий

Переходный

Красноморский Суэцкий

Норвежский (1) Бо-форта-Маккензи (2) Восточно-Арктический (3)

Новошотландский, Кампос, Карнарвон Тирренский (1), Южно-Каспийская (2), синеклиза Мексиканского залива (3), Алжиро-Ливийская и Восточно-Присреди-земноморская (4) Нижне и Средне-Индский (5), Центрально-Иранский (6)

Рифты и связанные с ними гра- 53,3> бены

Краевые плиты параллельного

(1) и торцевого вида (2), квази- 37(61

плиты (3)

Периконтинентальные прогибы 30(2п

Мегавпадины тирренского (1) и южно-каспийского (2) вида; узловые синеклизы (3) зоны пе-рикратошшх опусканий (4), 40(32)

краевые (5) и межгорные (6) прогибы

Завершающий Западно-Канадский Предгорные прогибы

(9)

Я V

и о о

Островодужный (тыловая часть переходной области)

Андийский

Невадийский

Завершающий

Сиамский (1) Севе-ро-Сахалинский, За-падно-Папаванский (2), Южно-Суматрннский (3)

Гуаякильский Санта-Мария Скина, Уилламет-Валли

Прогибы пассивных участков активных окраин (1), присклад-чатые и периклинальные проги- 20(29) бы (2), грабены в составе мега-впадин; синклинали и межгорные прогибы (3)

Приокеанические прогибы 13(1 п

-II- 192(9,

Межгорные прогибы и впадины 10(6) аккреционного орогена

В соответствии с типами геоструктур в последующей графе таблицы. ' В скобках количество расчетных объектов.

комбинированных ловушек и возможное увеличение размеров антиклинальных Ю, 31/.

Нефтегазоносные бассейны собственно КО адекватны прогибам и впадина! четырнадцати тектонотипов и существенно варьируют по удельным концентра циям нефти и газа/11/.

Наиболее значительные изменения концентраций ресурсов, крупности ] площади НГБ коррелируют с этапностью развития КО, что позволяет говорит об историко-геологическом факторе нефтсгазоносности КО и его определяю щем значении (табл.1)/23/.

Установлено что в соответствии со спецификой строения и развития НП активных КО существенно уступают НГБ атлантической группы окраин по воз можностям нефтегазообразования и нефтегазонакопления (А.А.Геодекян и др. 1988).

Черты нефтегазоносности эпиконтинентальных акваторий здесь не рассмат риваются, поскольку они идентичны особенностям нефтегазоносности НГБ кон тинентов, широко освещенным в специальной литературе.

Общепланетарное значение системы НГБ подводных окраин континенте] подтверждается сосредоточением здесь значительной части разведанных запасо: нефти и газа. Несомненно, специфика разнотипных окраин сказывается и в зо нальном нефтегазонакоплении /28/.

2.2 Зоны нефтегазонакопления в нефтегазоносных бассейнах тихоокеанских окраин.

2.2.1. Западно-Тихоокеанская островодужная переходная область.

К ней приурочена наиболее значимая часть - 75% ресурсов УВ Тихоокеан ского суперрешона. Нефтегазоносность установлена здесь преимущественно ] кайнозойских, главным образом, неогеновых отложениях. Эти отложения вы полняют крупные ареалы кайнозойского прогибания, где они своими верхним! горизонтами объединяют разнообразные по генезису прогибы тыловой части пе реходной области 121.

Большинство залежей приурочено к брахискладкам, однако, упрощение I затухание складчатости в верхних горизонтах разреза и к центрам ареалов кай нозойского прогибания позволяет предполагать значительную потенциальнук роль неструктурных ловушек УВ.

Среди НМС западно-тихоокеанских бассейнов доминируют толщи морской генезиса П(м) и угленосные формации с углями разного микрокомпонентног« состава IV. Важное место принадлежит дельтовым комплексам Ш(д). В услови

их АВДД и высокой упругости газов чаще формируются смешанные по фазовому составу природные скопления УВ. В отдельных НГБ существенное значение приобретают газы верхней зоны газообразования /44/.

Зоны доказанного нефтегазонакопления очерчены и проанализированы в НГБ Таранаки и залива Кука, адекватных прискладчатым прогибам. Они изучены также в полигенном бассейне Саравак, который объединяет нефтегазоносные районы прискладчатых прогибов Сабаха и Баллингиана, карбонатной "платформы" Центральная Лукония и палеодельты Барам. Северо-Сахалинский НГБ соответствует бассейнам периклинальных прогибов. Зоны нефтегазонакопления НГБ Сиамского залива - это ЗНГН бассейна на пассивном участке современной активной Западно-Тихоокеанской окраины (рис.1).

В названных хорошо разведанных бассейнах ЗНГН, объединяющие от 2 до 11 месторождений нефти и газа, рассредоточены по всей площади НГБ, либо ассоциируют с краевыми грабенами и осадочными депоцентрами прогибов. Геотектоническая природа этих прогибов, равно как и мощность чехла оказывают прямое воздействие на размещение ЗНГН. Другими факторами являются: морфологический, контролирующий это размещение через пространственные комбинации ловушек; АВПД, очерчивающее общий контур распространения зон и месторождений в бассейнах; литолого-палеогеографический, контролирующий плановое размещение зон через изменение условий формирования и состава НМС и коллекторских интервалов разреза.

Зоны нефтегазонакопления в НГБ Западно-Тихоокеанского региона достигают по площади 1,7 тыс.км , содержат до 1353 млн.т УВ и характеризуются плотностями до 8000 тыс.т/кмг (табл.2). За исключением площади, минимальные показатели ЗНГН свойственны зонам пассивных участков рассматриваемой КО. Максимальные зональные плотности и ресурсы УВ обнаруживаются в дельтовых системах (Барам), а также в прискладчатых и периклинальных прогибах.

Главными факторами, контролирующими богатство недр выделенных ЗНГН, определились: сопряженность с очагами генерации и мощность последних, морфологический фактор (размеры и плотность ловушек в их естественных природных группировках), литолого-палеогеографический фактор и дополнительное плиоцен голоценовое прогибание, особенно при его унаследованной локализации в кайнозойских депоцентрах. Проявление литолого-палеогеографического фактора многообразно. В Саравакском НГБ различия условий формирования и состава осадочной толщи в дельте Барам, в шельфовых обстановках Сабаха и Баллингиана, а также на карбонатной "платформе" Центральная Лукония опре-

масштаб 1:2500000 км25 0 25 50 75100км

СВОД _

ТЕНГОЛ

Рис. 1. Зоны нефтегазонакопления в Сиамском НГБ 1 - границы НГБ; 2 - изопахиты осадочной толщи, км, (по E.du Bois, 1985; Р.Г.Кулини и др., 1989); 3 - разломы; 4 - зоны газовых и газоковденсатных месторождений; 5 - зс ны нефтегазовых и газовых месторождений; 6 - зоны нефтяных месторождений; 7 границы областей с разным фазовым состоянием УВ в зонах; 8 - месторождения скважины: а - нефти, б - газонефтяные, в - газа и газоконденсата. Обозначения к колонкам (возраст, состав и мощность нефтегенерирующих толщ п C.Steve et al, 1994, C.Anun, 1994): 9 - угли, 10 - глинистые сланцы морские, 11 - пи нистые сланцы озерные, 12 - песчаники и алевролиты, 13 - мощности нефтегазогенер» рующих толщ, 14 - плотности УВ в зонах нефтегазонакопления.

делили различную крупность ЗНГН и кардинально различные зональные плот

ности ресурсов в соответствующих одноименных суббассейнах.

Достаточно определенные количественные зависимости соединяют также з; пасы месторождений и зон с площадью ловушек. Особенно четкие связи отмс чаются для антиклиналей площадью более 6-10 км2.

Таблица 2

Параметры установленных зон нефтегазонакопления в НГБ тихоокеанских окраин

НГБ Кол- число Площадь зон. Ресурсы геол., Плотность, Этаж Возраст

во м-ний км млн.т УТ тыс.т/км 1 нефт.-сти, коллекторов

зон в зоне от - до средняя от - до сред. от - до сред. и

Островодужный

Залив Кука 4 6 114-437 241 104-776 315 642-1774 1305 1400 N,.2

Таранаки 4 4 110-344 255 61-174 123 176-1000 482 890 Nf.Ni

Сиамский 24 4 112-1718 433 20-494 108 97-907 222 900 ы}-2

Саравакский 24 4 30-500 248 19-855 164 240-7916 657 - N1- М2

Се в.-Сахалинский 14 4 16-1350 199 1,5-1353 171 53-1598 857 1000 N1

Средние для типа 4-5 309 150 4&5

А н д и й с к и н

Гуаякильский 9 5 100-438 225 9-1122 165 43-1177 735 1000 ВД ' N1

Сакраменто 11 8 80-243 668 2-192 30 9-68 44 880 К,

Средние для типа 6 469 91 194

Невадийский

Сан-Хуакин 8 12 92-1880 549 11-2519 524 38-2076 955 620 К2-Ы2

Санта-Мария 5 7 90-511 276 29-344 202 32-920 732 540

Вентура 19 5 16-300 103 1-175 87 20-2920 845 550 К2,-Р, -N2

Лос-Анджелес 10 6-7 28-215 72 3-1566 436 80-11748 6031 720 К,. N,.2

Средние для типа 8 201 267 1327

Наряду с перечисленными факторами свое влияние на ресурсные параметр! зон нефтегазонакопления оказывают: многоэтапность их формирования, образо вание залежей биохимического газа, катагенетические превращения ОВ и по род, выраженные через плотность эмиграции УВ и т.п /42/.

2.2.2 Переходная область андийского типа.

Нефтегазовые ресурсы в недрах этой переходной области составляют вссг 1% общих ресурсов нефти и газа Тихоокеанского суперрегиона. При этом т всем главным показателям - площади, плотности и величине углеводородны; ресурсов - НГБ рассматриваемого типа уступают таковым в других притихооке анских переходных областях.

Приуроченные к приокеаническим прогибам НГБ современной окраины ан дийского типа представлены по западной периферии Южно-Американскоп континента в узкой полосе прибереговой суши и сопредельной акватории межд окраинно-континентальным плутоническим поясом Кордильер и Перуански! глубоководным желобом. Это серия изолированных друг от друга прогибов, сту пенчато погружающихся в сторону океана: Атрато, Гуаякиль-Прогрессо, Прити хоокеанский и др.

В соответствии с данными Е.Орвига (1974), Дж.Кроуча (1981) остаточньи бассейном аналогичного типа донеогеновой андийской окраины в притихооке анских районах Северной Америки можно считать НГБ Сакраменто.

Бассейны Южно-Американской КО отличает сложная разломно-блокова тектоника, высокая сейсмичность и, как следствие, значительные скоросп формирования и разрушения УВ скоплений. Нефтеносные горизонты приуроче ны к эоценовым, а также верхнемеловым, палеоценовым и миоценовым отложе ниям.

В бассейне Сакраменто нефтегазоносность свойственна меловым и кайно зойским отложениям. Подобно прогибам современной Южно-Американско] окраины, в НГБ Сакраменто значительную часть составляют неантиклинальны - литологические, стратиграфические и тектонически экранированные ловушки,

Главным источником УВ в бассейнах служат морские отложения шельфовы. и зашельфовых обстановок (тип Н(м)), представленные верхнемеловыми аргил литами формации петакас, датскими сланцами сен-джоз в НГБ Гуаякиль Прогрессо и меловыми горизонтами комплекса грейт-вэлли в НГБ Сакраменто.

Основное различие бассейнов современной и донеогеновой андийско; окраин - фазовое состояние УВ: превалирование газовых месторождений в НП

Сакраменто и преимущественно нефтяной состав скоплений в НГБ Гуаякиль-Прогрессо.

Размещение, состав и изменение крупности месторождений, а также вариации компонентного состава нефтей и газов свидетельствуют об односторонней, ступенчато-восходящей миграции УВ в общем направлении к континентальному краю бассейнов из их наиболее глубоких приокеанических зашельфовьгх участков. При этом различия в господствующем типе УВ сравниваемых бассейнов определяются формированием их скоплений на разных стадиях катагенеза исходного ОВ.

Как и НГБ в целом, зоны нефте- й газонакопления переходных областей андийского типа выделяются наименьшими значениями параметров нефтегазонос-ности среди зональных скоплений УВ притихоокеанских окраин (табл.2). Ресурсы средней по величине ЗНГН андийской окраины менее 100 млн.т. К положительным факторам, регулирующим величину газовых скоплений относятся АВПД, локально проявлявшееся плиоценовое прогибание и добавочные объемы газа биохимического происхождения.

Зоны нефте- и газонакопления существенно различны по площади, ресурсам и количеству месторождений. Различия усугубляются разницей в источниках УВ: единый источник, формирующий скопления жидких УВ, и множественные -образующие сложные и разнообразные по составу газы НГБ Сакраменто (Р.Дженден и И.Каплан, 1989).

При всех различиях зоны газо- и нефтенакопления объединяют сходные особенности и факторы размещения. Установленные ЗНГН группируются у современной береговой линии океана (Гуаякиль-Прогрессо) или протягиваются цепочкой вдоль края палеошельфа (Сакраменто). Такое расположение определяется литолого-палеогеографическими причинами - местоположением зон улучшенных коллекторов в прибрежных участках бассейна осадконакопления, а также миграцией УВ из глубокого депоцентра на океаническом фронте НГБ или даже за его пределами. Еще одним фактором, контролирующим размещение зон и месторождений газообразных УВ, является мощность осадочной толщи.

2.2.3 Невадийская переходная область.

По В.Е.Хаину (1984), переходные области этого типа распространены в центральном секторе тихоокеанского побережья Северной Америки и в Антарктиде. Их появление с конца олигоцена - начала миоцена отражает раннюю фазу закрытия океана или части последнего.

Кроме приокеанических выделяются межгорные прогибы и впадины бордер ленда. Северо-Американская окраина характеризуется напряженным геодинами ческим режимом, однако промышленная нефтегазоносность установлена толькс в приокеанических прогибах и в межгорном прогибе Сан-Хуакин.

Бассейны невадийской окраины выделяются достаточно яркими особенно стями нефтегазоносности. Прежде всего, выделяются два весьма характерны) типа нефтегазоносных формаций, с которыми связана основная продуктивное^ бассейнов. Это подводно-склоновые отложения фэновых комплексов (формации пуэнте и т.п.) и карбонатно-кремнистая формация монтерей. Наряду со cbohmî коллекторскими возможностями они являются выдающимися материнскими сви тами, причем монтерейские сланцы отличаются ранней генерацией жидких У1 (Н.А.Крылов и др., 1988; О.К.Баженова, 1991). И те, и другие, относятся к тапу НМС и продуцируют утяжеленные и высокосернистые нефти.

Количественные показатели нефтегазоносное™ невадийских НГБ уникаль ны. Плотность ресурсов на порядок превышает таковую в НГБ других переход ных областей. Анализируя факторы богатства недр невадийских бассейнов, исследователи отмечают: 1) замкнутость нефтегеологических систем НГБ и высо кий уровень аккумуляции генерированных УВ - до 35% их первоначальной объема; 2) качество и особенности распространения НМС, прежде всего, со хранность ОВ за счет высоких скоростей захоронения отложений; 3) благопри ятный тектонический режим и сейсмическую активность, способствовавшие ак тивной миграции УВ; 4) эмерджентность, многоэтапность формирующегося УЕ потенциала НГБ как результат особого качества НМС - их способности к мно гократной "синусоидальной" генерации УВ и, как итог, благоприятные условиз нефтегазообразования и нефтегазонакопления на каждом из этапов эволюцю бассейнов.

Зоны нефтегазонакопления невадийских бассейнов в среднем объединяют дс 8-9 месторождений и располагают ресурсами и плотностями УВ, в нескодькс раз превышающие таковые в ЗНГН других притихоокеанских переходных об ластей. Они, таким образом, повторяют свойства НГБ, также превышающих пс концентрации ресурсов другие бассейны Тихоокеанского суперрегиона.

В качестве факторов, определяющих размещение и ресурсные особенности ЗНГН, необходимо прежде всего назвать качество и тип НМС. В НГБ Лос Анджелес одновозрастные, замещающие друг друга формации пуэнте, мош-epei и моделло при прочих равных условиях генерируют соответственно 515, 455 \ 386 баррелей нефти на акр (АДжефри и др., 1991).

Не менее яркое влияние обнаруживает фактор дополнительного плиоцен-голоценового прогибания. Во всех НГБ певадийской окраины оно характеризуется значительной амплитудой - до 6-7 км. По периферии, а иногда и внутри ареалов плиоцен-голоцеового прогибания, формировались наиболее богатые ЗНГН, резко отличные по своим параметрам от ЗНГН других участков бассейнов. Так в НГБ Сан-Хуакин, где два депоцентра кайнозойского осадконакопле-яия более чем в два раза различаются мощностью новейших осадков, средняя плотность УВ в зонах вокруг первого из них составляет 1340 тыс.т/км2, тогда сак во втором всего 220 тыс.т/км2.

Среди других факторов, контролировавших размещение и параметры ЗНГН, выделяется литолого-палеогеографический, который определял эти важнейшие качества ЗНГН через состав, мощность и распределение НМС. Наконец, фактором, количественно определяющим величину нефтегазового скопления в зоне, является суммарная площадь или объемы ловушек в ее контуре.

2.3. Зоны нефтегазонакопления в НГБ континентальных окраин атлантической группы.

Окраины этой группы характерны для обрамления Атлантического, Индийского, Северного Ледовитого и Южного океанов. Все они моложе триаса и формировались вдоль рифтовых разломов Лавразии и Гондваны. Приуроченные к ним нефтегазоносные бассейны и пояса вносят наиболее высокий вклад в общемировые ресурсы УВ /30, 31/.

2.3.1. Рифтовый этап

Геолошческие особенности и благоприятный флюидодинамический режим большинства рифтов способствуют их значительной нефтегазоносности. Рифт Красного моря представляет собой океаническую структуру, на продолжении оси разрастания которой располагается внутриконтинентальный рифтовый прогиб-Суэцкий грабен.

Осадочное выполнение прогиба представлено преимущественно неогеновыми отложениями. Предшествующий платформенный чехол достигает толщины 2 км и развит, главным образом, на флангах. Морфология грабена определяется разломами двух основных систем: продольными северо-западного простирания и почти ортогональными к ним разломами в дорифтовом субстрате. Разломы второй категории образуют две крупные шарнирные системы Заффаран и Морган,

которые разделяют прогиб на три блока: северный, центральный и южный различными направлениями наклона.

Основная масса УВ Суэцкого бассейна генерирована мергельнокарбонатш ми нефтематеринскими свитами доманикового I типа в дорифтовых комплекс, верхнего мела и эоцена. В южных районах нижне-среднемиоценовые карбона но-кремнистые отложения типа П(м) дополнительно генерируют незрелые нас теновые нефти. В целом для НГБ величина ресурсов определяется главным о! разом потенциалом дорифтовых комплексов и режимом формирования синрис] товых отложений. Б.А.Соколов и Е.ПЛарченков (1992), сформулировавшие эт положение, считают также, что для Суэцкого НГБ характерен режим поздне реализации нефтегазоматеринского потенциала и, как следствие, преобладай* нефти над газом.

Шестнадцать зон нефтегазонакопления Суэцкого НГБ отличаются наимен) шей площадью - в среднем 103 км и значительными концентрациями УВ - б( лее 800 тыс.т/км2 (табл.3). Однако включение в расчеты дополнительных НП вероятно, понизило бы средние показатели нефтегазоносности ЗНГН рифтовы бассейнов.

Природа высоких концентраций УВ в ЗНГН Суэцкого НГБ, прежде всей связана с типом нефтематеринских свит, а также с особенностями строения латеральными изменениями осадочного чехла. Снижение мощности чехла, ш пример, в северном секторе НГБ сопровождается резким пяти-десятикратны: падением плотности УВ в зонах. Напротив, возрастание его мощности до 6 к\ как это наблюдается на юге бассейна, приводит к увеличению количества неф тегазогенерирующих интервалов в разрезе и сопровождается большими плотне стями УВ в зонах.

Наряду с изменениями мощности продуктивной части разреза плотности У] в зонах объясняются проявлением эмерджентного фактора. "Суммирование" ре зультатов генерации УВ в нижних дорифтовых и миоценовых синрифтовы НМС несомненно привело к возрастанию нефтяного потенциала южного и, осо бенно, центрального блоков, что выразилось в средних показателях зональны: плотностей, соответственно 1566 и 3052 тыс.т/км2 .

Размер и суммарная площадь ловушек в зонах является еще одним факто ром, регулирующим ресурсы и плотность УВ ЗНГН.

Наконец, достаточно очевидно размещение наиболее крупных по концентра-

Таблица '3

Параметры установленных зон нефтегазонакопления в НГБ окраин атлантической группы

НГБ, НГП* Кол- Число Площадь зон, Ресурсы геол., Плотность, Этаж Возраст

во м-ний км млн.т УТ тыс.т/км 2 н-сти, коллекторов

зон в зоне от - до средняя от - до сред. от - до сред. м

Рифтовый этап

Суэцкий 16 3 500-255 173 1-690 152 26-2704 880 350 Ф-Т* -2

Раннеокеанический этап

Северного скл.Аляски* 5 5 300-2275 880 3-7808 1739 6-3432 1976 570 Ф-Т \ СГКЬ Кг

Свердруп 6 3 730-2100 1158 40-271 137 54-153 118 480 Т,-К,

Бофорта-Маккензи 10 4 112-700 304 11-402 114 83-748 374 830 К,-Р.

Средние для этапа 4 896 663 740

Сип-Океанический этап

Жанна д'Арк 4 4 125-325 260 2-494 270 62-1756 1037 720

Новошотландский 5 4 212-737 353 58-153 105 187-680 299 800 Ь-К

Кампос 5 6 125-437 323 162-1132 638 1168-3470 1977 -

Нигерийский 17 23 300-5000 1512 68-1161 651 226-893 430 1170 К-Кг

Карнарвон 5 5 524-1185 674 9-777 317 21-818 470 720 Т,-К

Средние для этапа 8 930 485 521

Переходный этап

Галф-Кост 38 9 13-4588 900 до 1474 258 до 691 287 -

Сирт 13 5 150-2000 957 136-4180 1378 312-12667 1439 500 С'-Рз

Триасовая пров.***' 8 4 342-2578 1784 342-3638- 1192 39-941 668 840 С - т

Впадина Иллизи ***' 12 5 150-2250 758 28-1208 279 96-1018 368 - С - О!

Средние для этапа 6 986 572 580

Заключительный этап

Вол го-Уральская 221 5 40-4520 598 0,1-797 112 3-1181 186, - 02еГ - ОзГ,, Из - Р2

Провинции (НГП) Фундамент; *"' В составе Алжиро-Ливийской НГП.

ции УВ зон доказанного нефтегазонакопления в наиболее приподнятых участка всех трех различно наклоненных блоках бассейна: северного, центрального 1 южного.

2.3.2. Раннеокеанический этап.

Наиболее характерными структурными элементами КО этого этапа являютс краевые и квазиплиты, среди которых различаются субпараллельные и торцевы по отношению к срединноокеаническому хребту /12, 19/.

Краевые плиты приурочены к кайнозойским океанам (Северная Атлантикг Евразийский бассейн), а также к мезозойским, но недолговременно разрастав шимся бассейнам(Баффино-Лабрадорский, Амеразийский).

Среди нефтегеологических элементов раннеокеанического этапа иногда вы деляют и дельтовые бассейны. В качестве эталонных бассейнов рассматри ваемого этапа проанализированы НГП Северного склона Аляски, НГБ Свердру и дельтогенный НГБ Бофорта-Маккензи (рис.2).

Присутствие предшествующих платформенных формаций или формаций бо лее древних КО, как и значительная мощность чехла, отличительные черты НЛ окраин раннеокеанического этапа.

В итоге, интервал прогнозируемой или доказанной нефтегазоносности ока зывается чрезвычайно широким. Так в НГБ Бофорта-Маккензи, Северног склона Аляски и Свердруп он начинается с девона-карбона и завершается мело выми или кайнозойскими горизонтами.

Нефтегазоматеринские свиты и продуктивные интервалы разреза представ лены во всех этажах осадочного чехла. Основная часть генерирующих сви принадлежит рифтовому и предшествующему комплексам. Для комплексе предшествующего и рифтового этапов характерно преобладание тяжелых сер нистых нефтей с биомаркерами в нефти и ОВ нефтематеринских свит I, меньшей степени Н(м) типов. В плитном комплексе распространены легкие, ма лосернистые нефти из НМС Ц(М) типа, а также НМС дельтового генезиса с ке рогеном экзинитового типа Ш(д). Кроме скоплений нефтей трех названных ти пов, в бассейнах раннеокеанического этапа представлены месторождения и зош сухого низкоконденсатного изотопно относительно легкого газа высоких стада катагенеза ОВ, а в обнажениях - продукты превращения тяжелой сернисто; нефти - асфальты. В отдельных бассейнах (Бофорта-Маккензи) установлен] залежи биохимического газа.

Зоны нефтегазонакопления в НГБ раннеокеанического этапа выделяюта

Рис. 2. Зоны нефтегазонакопления в НТВ Бофорта-Маккензи

- месторождения: а - нефти, б - газа; 2 - зоны нефтегазонакопления; 3 - границы по-ей с разновозрастными коллекторами в зонах нефтегазонакопления (по Y.Dixon et al, 994): А - в нижнемеловых и палеозойских отложениях, Б - в палеоцен-эоценовых и оцен-олигоценовых отложениях, В - в олигоценовых отложениях формации Kugmallit;

- граница НГБ; 5 - локальные структуры; 6 - мощность кайнозойского дельтового омплекса, км (по P.Willumsen and R.Cote, 1982); 7 - скважины; 8- рйЗЛОЯЫ.

воими ресурсными характеристиками в сравнении с другими зональными скоп-

ениями УВ в недрах атлантических окраин. За исключением рифтового этапа,

араметры для которого рассматривались по одному бассейну и, таким образом,

югут сравниваться с прочими с определенной поправкой, значения зональной

лотности УВ в раннеокеанических НГБ являются максимальными (740 тыс.т/

м2).

Отличительной особенностью бассейнов раннеокеанического этапа является ногофакторность размещения и формирования ЗНГН. При этом главными ^акторами, которые контролируют зональное нефтегазонакопление, определи-ись литолого-палеогеографический, геотектонический, эмерджентный, фактор ополнительного прогибания, морфологический фактор и АВПД.

Первый из них - литолого-палеогеографический- проявляется через контроль азмещения и параметров ЗНГН особенностями строения и развития НМС и оллекторских интервалов разреза. В НГБ Свердруп обособлены две группы зон Мелвилл и Лохид-Эллеф-Рингес.

Первая из них объединяет зону газовых гигантов Гэкла и Дрейк-Пойнт в

верхнеюрских-нижнемеловых отложениях, зону нефтегазонакопления в среди девонских известняках (Бент-Хорн), скопление битумов и асфальтовых песков триасовых и нижнемеловых отложениях (зона Мэри). Все УВ этих зон происх< дят из доманикоидных отложений нижнего-среднего палеозоя - силурийски сланцев филлипс и девонских сланцев эйдс.

Вторая группа ЗНГН -Лохид-Эллеф-Рингес - объединяет четыре зоны ере, них и мелких газонефтяных и нефтегазовых месторождений. Заполнение лов; шек в месторождениях не более 10%. Газ отличается жирностью и более тяж1 лым изотопным составом, свойственным ОВ пород дельтового генезиса. Нефть месторождениях, залежах и оторочках легкая, парафинистая, произошедшая I того же верхнетриасового-нижнеюрского дельтового комплекса. Плотности УВ зонах почти в два раза меньше таковых в зонах группы Мелвилл.

Эмерджентный фактор в нарастании ресурсного потенциала недр ярко пр( явился при формировании ЗНГН в бассейне Северного склона Аляски. В круг нейшей зоне этого НГБ - зоне Прадхо на рифтовом этапе развития окраин было сформировано около 60% ее ресурсов. Залежи оказались приуроченным к отложениям предшествующего комплекса и, отчасти, к рифтовым отложеш ям. На раннеокеаническом этапе в кайнозое оказались сформированным остальные 40% ресурсов зоны в виде залежей тяжелых нефтей и газов в от л с жениях плитного комплекса.

Связь площади и ресурсов УВ ЗНГН с особенностями размещения и разме рами антиклиналей выражена в морфологическом факторе (НГБ Свердруп, Бс форта-Маккензи и др.).

Влияние АВПД как фактора, определяющего предельный контур размещени ЗНГН и частично фазовое состояние УВ в зонах отчетливо обозначилось в НГ Бофорта-Маккензи.

Наконец, миоцен —плиоценовое прогибание, которое предопределило ш реформирование скоплений УВ и образование новых залежей нефти, газа афальтов в ЗНГН "дуга" Барроу Северного склона, а также наибольшие зонаш ные плотности УВ в дистальной части НГБ Бофорта-Маккензи, является еш одним фактором зонального нефтегазонакопления в НГБ раннеокеаническог этапа.

2.3.3. Синокеанический этап.

Зоны нефтегазонакопления в НГБ синокеанического этапа охарактеризован] нами на примере бассейнов Жанна д'Арк, Новошотландский, Кампос, Кар

карвон, Нигерийский (табл.3). Подобные НГБ легко узнаются по своему расположению в переходной области от континентов к океану: почти все они располагаются на внешнем шельфе и континентальном склоне, будучи оконтуренными со стороны океана линией резкого сокращения толщины осадочной линзы.

За исключением дельт, все бассейны принадлежат к единому структурному типу - периконтинентальным прогибам, достаточно характерным по своему строению и развитию /12/.

Промышленная нефтегазоносность установлена в каждом из трех структур-но-формационных комплексов чехла, однако, их относительная роль в НГБ си-нокеанического этапа неравнозначна.

Типоморфный проградационный комплекс в периокеанических прогибах содержит залежи нефти и газа только в отсутствии подстилающего непроницаемого интервала и при наличии коллекторов. Наиболее яркой нефтегазонос-яоетью он обладает в НГБ Кампос, где в турбидитовых коллекторах кайнозоя :одержится более 65% всех ресурсов бассейна.

В дельтогенных НГБ аналоги типоморфного комплекса в дистальных фациях эасполагают значительной массой тонкодисперсного резинитового материала, ¡то определяет их богатый нефтематеринский потенциал (свита аката Нигерийского НГБ). Он реализуется в присутствии большого числа нефтяных, реже га-ювых месторождений, которые содержат легкие высокопарафинистые низкосернистые нефти.

Самый нижний - рифтовый - комплекс интересен прежде всего присутствием НМС и сравнительно редко промышленной нефтегазоносностью. Нефтемате-нгнекие свиты типа Ш(03) (свита ля-фея НГБ Кампос и свита букомази Кванза-«Самерунского НГБ) имеют неоком-аптский возраст и являются главными, если ie единственными источниками нефти в бассейнах своего развития. Нефти раз-юобразны - от легких малосернистых до нафтеновых, сернистых, напоми-тющих нефти доманикового типа.

Наиболее характерным и устойчивым в отношении нефтегазоносности яв-[яется трансгрессивный комплекс, который содержит как продуктивные гори-онты, так и источники нефти и газа. НМС представлены преимущественно юркими свитами типа П(м).

В существенно газоносных НГБ нефтегазоматеринские свиты представлены линистыми морскими толщами с низководородистым ОВ обломочного проис-;ождения (Новошотландский НГБ).

Зоны нефтегазонакопления в НГБ сннокеанического этапа располагаю меньшими, чем на раннеокеаническом или переходном, но все же значительны ми ресурсами УВ - в среднем 480,5 млн.т. Такие ресурсы обеспечивают зональ ные плотности свыше 500 тыс.т/км2. Следует подчеркнуть, что особенно значи тельные по площади, количеству месторождений и ресурсам УВ зоны присущ] дельтогенному (Нигерийскому) НГБ.

Принципиальная схема распределения ЗНГН в осадочной линзе бассейш тенденция их перемещения к океану, характерная именно для НГБ синокеани ческого ряда, определяется литолого- палеогеографическим фактором. Доста точно упомянуть приуроченность основной части ЗНГН бассейна Кампос : позднемеловым-кайнозойским турбидитовым коллекторам одноименной форма ции и перемещение зонального нефтегазонакопления от центральных участко современного шельфа на континентальный склон по мере омоложения возраст коллекторов.

Месторождения и зоны в Новошотландском НГБ размещены вдоль прости рания окраины и концентрируются в полосе окраинно-шельфовых и дельтовы: коллекторов мик-мак и миссисоуга в их соприкосновении с относительно глу боководной глинистой НМС верилл каньон. Наконец русла-рукава лопастно) палеодельты Нигера определили не только местонахождение, но также количе ство и размеры ЗНГН в кайнозойской толще одноименного НГБ (И.ЭджедеЙЕ 1981; Е.Аюла, 1983).

Структурный фактор проявляется в приуроченности ЗНГН к линиям анти клинальных складок в рифтогенных палеопрогибах и к горстовым ловушка» (НГБ Карнарвон) или к системам антиклиналей перекатывания в комплекса: дельт.

Еще одним достаточно ярким фактором размещения ЗНГН в прогибах сино кеанического этапа развития окраин является АВПД. В суббассейне Барроу Дампьер (НГБ Карнарвон) с ним ассоциируют все нефтяные месторождения. I Новошотландском НГБ контур развития АВПД однозначно совпадает с грани цами размещения месторождений и ЗНГН. Все продуктивные скважины в НП Жанна д'Арк - с АВПД. Оно отмечено здесь на участке максимального прога бания и целиком отвечает району распространения титон-кимериджских нефте газоматеринских сланцев эгрет.

Количественные параметры ЗНГН отчетливо регулируются рядом уже рана названных факторов. Среди них морфологический, который подтверждаете: увеличением запасов и плотностей УВ в зонах горстовых или конседиментаци

онных антиклиналей, а также в скоплениях больших по площади ловушек (НГБ Карнарвон, Жанна д'Арк, Нигерийский).

Литолого-палеогеографический фактор влияет на нефтегсологические параметры зон через состав и особенности развития НМС и коллекторских толщ. Наибольшие плотности ресурсов - 1977 тыс.т/км2 наблюдаются в зонах нефтега-зонакопления, связанных с генерирующими свитами озерных глин 1П(оз) в НГБ Кампос и Кванза-Камерунский. Наименьшие - 299 тыс.т/км2 - в ЗНГН Новошотландского бассейна, где газогенерирующая толща вершш каньон располагает низким содержанием и неблагоприятным (арконовым) составом ОВ.

2.3.4. Переходный этап.

Окраины континентов этого связующего этапа между синокеанической и внутриконтинетальной фазами развития системы континент-океан представлены в Средиземноморском поясе (Тетис), включая западное звено последнего - Мек-сикано-Карибский регион.

Южные окраины Тетиса от триаса до олигоцена характеризуются преимущественно карбонатной седиментацией с формированием на нескольких временных уровнях НМС I типа, иногда в ассоциации с нефтегазоматеринскими толщами типа П(м). Это среднеюрские-меловые свиты Персидского залива и Мексики, меловые и мел-палеогеновые отложения Маракаибо и Сирта, кайнозойские толщи Оринокского НГБ. К НМС И(м) типа относятся кайнозойские глинистые сланцы НГБ Сирт и Маракаибо. В Алжиро-Ливийской НГП главные НМС имеют более древний ордовикско-силурийский возраст. Сернистые и высокосернистые нефти асфальтового основания, генерированные этими НМС, составляют до 90% и более нефтей НГБ широтного пояса Тетиса (О.А.Радченко, 1965).

Северный край Тетиса от Каспия до Галф-Коста объединяет бассейны смешанного нефтегазонакопления, которые характеризуются несколькими разновидностями источников нефти и газа. В юрско-меловом и кайнозойском интервалах разреза здесь представлены НМС типа Щм) и, отчасти, Ш(д). Наряду с жидкими УВ и сопутствующими жирными газами широко распространены сухие, иногда сероводородные газы поздних стадий катагенеза ОВ, а также биохимические газы. Биохимические газы широко распространены в Галф-Косте и в Паданском бассейне. Не менее 30% газовых ресурсов они составляют в хадум-ском горизонте Восточно-Кубанской впадины и Ставропольского свода (А.С.Пшгченко, В.Г.Вершовский 1978; В.П.Строганов, 1980).

Геохимическая специализация НМС и УВ нефтегазоносных бассейнов се верных и южных окраин Тетиса дополняет их тектонические и формационньк различия. Эти различия отчетливо выражаются как в преобладающем типе УВ так и в величине нефтегазовых ресурсов, в целом значительно больших в юж ной группе НГБ.

Для анализа особенностей зонального нефтегазонакопления выбраны НП Сирт, Алжиро-Ливийская НГП и НГБ Галф-Кост. Зоны нефтегазонакопления i НГБ переходного этапа, как и скопления в недрах раннеокеанических окраин выделяются наиболее высокими нефтегеологическими показателями. Нефтегазо вые ресурсы средней (расчетной) ЗНГН составляют 572 млн.т, плотность УВ 580 тыс.т/км2.

Общим и наиболее влиятельным фактором размещения ЗНГН является лито лого-палеогеографический. Именно этот фактор контролирует широко известную последовательность омолаживающихся к заливу осадочных трендо! НГБ Галф-Кост и вместе с нею размещение и латеральную смену разновозрастных зон нефтегазонакопления. Разнообразные фации осадочных серий Галф-Коста, в том числе формаций фрио и флеминг, предопределили через распределение и качество коллекторов расположение, форму и даже ресурсы ЗНГН.

В "Триасовой провинции" Алжиро-Ливийской НГП сопряженность наиболее благоприятных коллекторов с комплексами прибрежно-морского генезиса предопределила расположение основной части УВ скоплений в прибрежной полосс триасового морского палеобассейна (И.В.Высоцкий и др., 1990).

Достаточно очевидным фактором размещения ЗНГН является морфологический. Большая часть-80% ЗНГН бассейна Сирт приурочена к горстовым градам которые рассматриваются в качестве структур, аккумулирующих УВ потоки и: смежных грабенов. Размещение ЗНГН контролируется также особенностями пространственного развития структурных ловушек.

Наиболее заметным фактором количественных изменений параметров ЗНГН является эмерджентный. Нефтегеологическая ситуация в Алжиро-Ливийской НГП и НГБ Сирт свидетельствует о многократном формировании и переформировании нефтегазовых скоплений по мере эволюции КО. Сравнительный анали: показывает последовательное увеличение плотностей УВ от объектов с исключительно палеозойским разрезом к зонам с палеозойско-мезозойским НТК и, наконец, к ЗНГН, где основное значение принадлежит мезозойским и кайнозойским отложениям. На предшествующих этапах развития КО были сформированы средние и мелкие месторождения и ЗНГН в палеозойских отложениях

(впадины Ахнет, Иллизи 43-367 тыс.т/км ). События переходного этапа, включая закрытие океана и преобразование окраины в мегазону перикратонного опускания, определили формирование ЗНГН в мезозойском комплексе и переформирование палеозойских залежей с возникновением гигантских скоплений типа Хасси-Р'Мель. Плотности УВ в зонах достигли здесь 444-915 тыс.т/км2.

С кайнозоем связан еще один крупный импульс нефтегазообразования, определивший формирование месторождений и ЗНГН в НГБ Сирт со средней плотностью ресурсов до 1439 тыс.т/км . Неоднократное поступление сернистых, а затем и парафинистых нефтей в ловушки Сирта привело к образованию на ВНК мощных асфальтовых пробок (м-ие Сарир). Эти пробки являются, таким образом, свидетельством многоэтапного формирования УВ скоплений.

Показательно, что процессы многократного нефтегазонакопления в максимальной степени реализованы на периокеанической части окраины - в северных окончаниях гряд Алжиро-Ливийской Hi ll и в ЗНГН Сирта, тогда как южные области, обращенные к континенту, практически лишены крупных нефтегазовых скоплений.

Достаточно четкое влияние на количественные параметры ЗНГН оказывает литолого-палеогеографический фахтор.

Наконец, чрезвычайно важен структурный аспект вариаций количественных показателей ЗНГН. Это хорошо иллюстрируется прямой зависимостью УВ потенциала от суммарной площади ловушек, возрастанием плотностей ресурсов УВ в зонах, приуроченных к областям галокинеза и даже увеличением запасов нефти в локальных скоплениях с большей интенсивностью разломной тектоники.

2.3.5. Заключительный этап.

В качестве объекта для нефтегеологической характеристики бассейнов и зон нефтегазонакопления на заключительном этапе развития окраин атлантической группы выбрана Волго-Уральская Hill. Заключительный этап, который здесь начался с конца палеозоя - в раннем триасе, характеризуется становлением всех основных структурных элементов, максимумом процессов нефтегазообразования и формированием всех главных зон нефтегазонакопления в контурах, близких к современным, а также вертикальным перераспределением в мезокайнозое УВ и переформированием залежей с окончательным оформлением ЗНГН (Л.З.Аминов и др., 1977; К.А.Клещев, 1989).

Наиболее значительное количество установленных ЗНГН - 161 и основная

часть ресурсов нефти связаны с верхним, верхнедевонско-верхнепермским НТК: в нижнем, эйфельско-нижнефранском, выделено 77 зон, суммарные запасы которых в 3-4 раза мешьше таковых для вышележащего НТК.

Основным источником нефти в Волго-Уральской НГП считается глинисто-карбонатно-кремнистая доманиковая формация (НМС типа I), которая накапливалась в некомпенсированных прогибах камско-кинельского типа на синокеани-ческом этапе развития КО. Однако во впадинах Предуральского прогиба, не территории Волгоградского и Саратовского Поволжья доминируют НМС тиш Ц(м), видимо связанные с сероцветными терригенными формациями девона ь нижнего-среднего карбона или с нетипичным домаником в мелководных фациях. Они контролируют нефтегазовые скопления с повышенной газонасыщен-ностыо нефтей и высокой упругостью газов, а также зоны газоконденсатона-копления в верхнем НТК.

Зоны нефтегазонакопления Волго-Уральской НГП отличаются чрезвычайные разнообразием геологических условий локализации. Они приурочены к валам, I том числе с биогермными постройками в ядрах, выступам, структурным террасам, зонам линейных дислокаций и изометричным поднятиям, к цепочкам рифов.

ЗНГН с повышенными плотностями УВ ресурсов приурочены к осевым частям и бортам палеопрошбов Камско-Кинельской системы, а также к краевые частям сопредельных сводов. В нижнем НТК значительные по ресурсам ЗНГН встречаются вплоть до вершин наиболее крупных из них. Эта особенность зонального нефтегазонакопления неоднократно подчеркивалась многими исследователями.

Литолого-палеогеографический контроль формирования, размещения и неф-тегеологаческих параметров ЗНГН проявляется также в расположении большей части этих объектов, в контуре развития типично доманиковых отложений или вблизи этого контура.

Еще одним подтверждением решающего значения этого фактора в зональном нефтегазонакоплении является приуроченность ЗНГН к системам разновозрастных рифов в различных частях НГП.

Многие залежи в ЗНГН приурочены к головам выклинивающихся пластов на склонах сводов, к участкам регионального выклинивания коллекторов или их значительных эпигенетических преобразований.

Рядом исследователей отмечалась связь наиболее интенсивного нефтегазонакопления со сводами древнего (девонского) заложения. В современном струк-

гурном плане своды, их склоны, борта прилегающих впадин и разделяющие сед-товины служат главными тектоническими элементами в размещении ЗНГН.

В.М.Проворов (1985) считает, что для формирования крупнейших, крупных и значительных зон аккумуляции решающим является наличие крупных узловых поднятий и структурных выступов вблизи очагов генерации УВ. Такие узловые поднятия возникают при пересечении разноориентированных антиклинальных пиний. По нашим данным, зоны с узловыми месторождениями характеризуются значениями плотностей запасов по верхнему НГК в 410-620 тыс.т/км2, что в несколько раз выше таковых в среднем по НГО.

Анализ более пятисот зон доказанного нефтегазонакопления по 25 наиболее эсвоенным бассейнам Мира позволяет подитожить некоторые морфологические и ресурсные показатели зонального нефтегазонакопления на окраинах континентов.

Большинство ЗНГН имеет площадь в 400-800 км2, объединяя в среднем от грех до восьми месторождений УВ. Этаж их нефтегазоносности составляет 3001500 м. В целом, он выше на активных окраинах и несомненно увеличивается в зонах дополнительного прогабания - кайнозойского в атлантической группе КО и плиоцеЙголоценового - в пределах тихоокеанских окраин.

Ресурсы фактических ЗНГН составляют в НГБ атлантических окраин в среднем около 300 млн.т, а в НГБ окраин тихоокеанской группы - 180 млн.т. Число зон нефтегазонакопления в НГБ варьирует от 4 до 30 и, как правило, больше в бассейнах окраин атлантической группы.

Наибольшими ресурсами УВ и размерами ЗНГН характеризуются НГБ ран-пеокеаничсского и переходного этапов развития окраин атлантической группы; на окраинах тихоокеанской группы наилучшими нефтегеологическими параметрами выделяются ЗНГН невадийских бассейнов, однако несколько уступающие по размерам (площади) ЗНГН островодужных НГБ. !

В целом, размеры и ресурсные характеристики ЗНГН в бассейнах атланта-ческих окраин оказываются более высокими, нежели таковые в НГБ окраин тихоокеанской группы. Изменение нефтегеолошческих показателей ЗНГН в цикле развития КО атлантической группы и их превалирующие величины на ранче-синокеаническцх и переходном этапах свидетельствуют о более благоприятных режимах формирования ЗНГН в условиях зрелой системы континент-океан и морфологически развитых подводных окраин континентов.

Выявленные особенности формирования и размещения ЗНГН в разнотипных бассейнах КО, как и их нефтегеологические количественные характеристики,

следует использовать в прогнозе аналогичных по масштабу скоплений УВ в НГЕ России. Наибольшее значение, при этом, имеют параметры зон в НГБ раннео-кеанического и переходного (средиземноморского) этапов эволюции КО атлантической группы, а также результаты изучения ЗНГН в островодужных НГБ, Это значение определяется возможностью аналогий соответствующих по тип) окраин; арктических шельфов России - с раннеокеаническими КО, дальневосточных островодужных окраин (Берингово, Охотское и Японское моря)- с аналогичными по типу элементами Западно-Тихоокеанской переходной области, наконец, некоторых южных морских районов России - с окраинами Палеотети-са на средиземноморском этапе их развития.

Большинство охарактеризованных НГБ по результатам изучения зон доказанного нефтегазонаколления могут служить эталонами для зональной прогнозной оценки УВ недр акваторий, в первую очередь, в субаквальных НГБ России.

3. ФАКТОРЫ И МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ В УСЛОВИЯХ АКВАТОРИЙ.

3.1. Обшие особенности и факторы размещения зон нефтегазонакопления.

Сравнительный анализ зон доказанного нефтегазонакопления в двадцати пяти достаточно освоенных нефтегазоносных бассейнах Мира позволяет охарактеризовать главные факторы и особенности их размещения.

Традиционно в качестве одного из важнейших факторов размещения ЗНГН рассматривается геотектонический. Предполагается, что размещение определяется особенностями тектонического плана КО и индивидуально в каждой из основных геоструктур /18,20/. Действительно, в рифтовых НГБ атлантических КО зоны нефтегазонакопления вытянуты субпараллельно простиранию грабена и располагаются на ступенях и градах по его бортам, либо объединяют месторождения в надблоковых антиклиналях. В раннеокеанических НГБ зоны ассоциируют с погребенными рифтами доплитного комплекса (НГБ Свердруп), либо приурочены к окраинно-шельфовым поднятиям краевых плит (НГБ Северного склона Аляски).

Видимо косвенно связанным с геотектоническим фактором, но уже в НГБ тихоокеанских окраин, является расположение ЗНГН по периферии, изредка внутри главных депоцентров прогибания отрицательных геоструктур, соответ-

ствующих этим бассейнам. Такова схема размещения ЗНГН во многих НГБ островодужных окраин, а также в единичных бассейнах невадийской окраины.

Активно воздействующим на размещение ЗНГН на всех этапах развития окраин является литолого-палеогеографический фактор. Местоположение ЗНГН он контролирует через размещение и мощность нефтематеринских свит и фации улучшенных коллекторов. Наиболее четкая предопределенность размещения ЗНГН литолого-палеогеографическим фактором имеет место в НГБ андийских окраин, где они вытянуты в линию вдоль побережья океана или вдоль кромки палеошельфа (НГБ Гуаякиль-Прогрессо, Сакраменто).

Доминирующее значение литолого-палеогеографический фактор приобретает в размещении ЗНГН на синокеаническом этапе развития атлантических КО. Через изменение местоположения участков формирования улучшенных коллекторов в турбидитовой толще НГБ Кампос он предопределяет перемещение к океану зон разновозрастного нефтегазонакопления.

Важным условием возникновения ЗНГН в большинстве бассейнов является наличие структурных ловушек нефти и газа. В НГБ тихоокеанских окраин проявление морфологического (структурного) фактора выражено в приуроченности большинства ЗНГН к линиям. антиклинальных складок различной протяженности и типа (НГБ островодужных и невадийских окраин). В НГБ атлантических окраин морфологический фактор выражен слабее. Определенными исключениями являются: области галокинеза, присутствующие в НГБ синокеаническо-го и переходного этапов; антиклинали перекатывания в дельтогенных НГБ, а также сетки пересечения продольных к окраине и трансформных разломов, которые определяют размещение ЗНГН в рифтовых и некоторых синокеанических бассейнах.

Наряду с названными, размещение ЗНГН определяется и некоторыми другими факторами, в частности АВПД.

Различные комбинации и интенсивность проявления факторов определили несколько вариантов размещения ЗНГН (рис.3). Первый это их размещение по всей площади НГБ. Он характерен для бассейнов невадийских и наиболее богатых НГБ островодужных окраин, а на атлантических окраинах - для НГБ заключительных, иногда синокеанических этапов эволюции. Этот вариант возникает как результат совместного проявления примерно равных по значимости нескольких факторов зонального нефтегазонакопления. Разновидностью этого варианта является дельтогенный способ размещения ЗНГН, морфологически близкий к предыдущему.

GS1 H2 E233 B4 CDS ВШВ6 Рис. 3 Основные варианты размещения зон нефтегазонакопления в НГБ окраин континентов:

I - рассредоточенность по бассейну (Волго-Уральская НГП), II - полосой вдоль палеогеографических линий ОБ (НГБ Сакраменто), III - вокруг депоцентра прогибания по периферии бассейна (НГБ Лос-Анджелес), IV - в основном определяемый геоструктурами бассейна (НГБ Сирт).

1 - зоны нефтегазонакопления, 2 - границы НГБ, 3 - шарнирная линия позднемелового осадочного бассейна, 4 - периферийные участки НГБ, 5 - депоцентры прогибания, 6 -горстовые поднятия.

Второй вариант - полосовидное, субпараллельное оси НГБ размещение ЗНГН - характерен для андийских окраин и контролируется, главным образом, возникновением двух сопряженных поясов осадконакопления: шельфового-верхнесклонового с оптимальными фациями терригенных коллекторов и более глубоководного пояса, где формируются НМС.

Третий вариант - периферийное, вокруг депоцентра и ближе к бортам прогибов распространение ЗНГН. Оно отличает многие НГБ островодужных окраин и единичные НГБ невадийской подгруппы (НГБ Лос-Анджелес).

Наконец, четвертый тип размещения ЗНГН морфологически наиболее четко определяеся геотектоническими элементами бассейна (сводами, горстами, ступенями на бортах прогибов). Этот вариант размещения ЗНГН встречается почти на всех этапах развития атлантических КО и полностью отсутствует в НГБ окраин тихоокеанской группы.

Приведенные варианты размещения ЗНГН являются наиболее распространенными и могут служить основой анализа и типизации объектов по способу пространственного распределения зон нефтегазонакопления в НГБ.

3.2. Особенности п; газонакопления,

Неравномерное распределение ресурсов УВ в бассейнах и зонах нефтегазо-накопления сопровождается большим разнообразием их фазового состояния при широких вариациях соотношения нефти и газа. Естественно полагать, что око связано с разнообразием и природой НМС, а также с физико-химическими процессами дифференциации УВ-систем в залежах и на путях миграции. Существенное влияние оказывают также процессы катагенеза ОВ как на ранних, так и на поздних стадиях его превращения, сопровождающиеся генерацией значительных масс углеводородных газов, иногда с высоким содержанием неуглеводородных компонентов (N2, СО2, H2S). Вместе с тем, проведенный анализ показывает некоторую специализацию ЗНГН от моно- до полифазных (смешанных) и преимущественно нефтяной, газонефтяной или существенно газовый профиль объединяющих их осадочных бассейнов /32, 34/.

Так, во внутренних, удаленных от океана областях островодужных КО преобладают зоны смешанного нефтегазонакопления с выделением вторичных конденсатов в самостоятельную фазу при сравнительно небольшом (18-22%) объеме газовой фазы, но в условиях высоких, близких к единице значений барических коэффициентов. Нефть и газ генерируются морскими толщами типа Н(м),в меньшей степени угленосными IV и дельтовыми типа Ш(д).

Для КО невадийского типа характерно преобладание монофазных нефтяных зон, контролируемых ареалами развития карбонатно-кремнистых по составу НМС 1-го типа.

Для НГБ андийских КО при единой природе НМС типа П(м) характерна отчетливая пространственная специализация зон нефте- и газонакопления, что связано со стадиальными катагенетическими превращениями ОВ пород. Нефтяным зонам здесь сопутствует жирный ассоциированный газ. В газоносных зонах значительные колебания плотностей УВ (НГБ Сакраменто) связаны с существенным влиянием биохимического газа.

Для окраин атлантической группы наиболее характерно пространственное обособление различных по фазовому состоянию углеводородных скоплений, имеющее, главным образом, генетические корни. Нефтяной профиль зон в значительной части бассейнов продиктован широким развитием НМС доманиково-го типа, а также высокоэффективных битуминозных нефтяных керогенов глинистых НМС солоноватых щелочных озер и, отчасти, дистальных областей па-

леодельт.

Преобладание доманикитов в НГБ Суэцкого залива, в известной мере, предопределило нефтяной профиль зон концентрации УВ в этом характерном бассейне рифтового этапа развития КО.

В бассейнах раннеокеанического этапа в зонах с умеренными стадиями катагенеза ОВ пород, связанных с НМС I, П(м) и Ш(д) типов, отчетливо формируется газонефтяной профиль при значительном преобладании нефти. Однако, одной из характерных особенностей, присущих этому этапу, является генерация значительных масс термального газа поздних (МК4 - МК5 ) стадий катагенеза ОВ, вытеснение нефтяных палеозалежей в приподнятые зоны и частичное растворение легких фракций нефти в сжатом газе с образованием крупных нефтяных оторочек остаточного типа (НГБ Свердруп).

Для НГБ синокеанического этапа развития КО в целом газонефтяного профиля характерна монофазная специализация нефтяных, газовых и конденсатных зон.

В средиземноморских бассейнах фазовая специализация НГБ и зон концентрации УВ проявляется в наиболее широком масштабе. Она оказывается различной для южного пассивного края Палеотетиса и его северных окраин. Бассейны южной окраины Палеотетиса отличаются моногенным нефтяным профилем, что определяется широким развитием карбонатных и глинисто-карбонатных доманикитов, развитых на нескольких стратиграфических уровнях. Однако, значительный вклад вносят и НМС типа П(м), контролирующие зоны развития нефтяных месторождений с газовыми шапками.

Более разнообразным смешанным нефтегазонакоплением выделяются сложные гетерогенные НГБ северного края Палеотетиса, ярким представителем которых является бассейн Галф-Кост. Для северной области Палеотетиса, от Галф-Коста до Каспия, характерно также существенное влияние глубинного термального газа с высоким содержанием катагенного сероводорода (Аквитанский НГБ) и углекислоты (Паноннский НГБ). Значительную долю в ресурсах (до 30%) иногда составляет раннекагагенетический газ.

Рассмотренные примеры фазовой специализации зон нефте- и газонакопления, предполагающие решающее значение природы НМС и последующих стадиальных преобразований ОВ, лежат в русле представлений многих исследователей, специально рассматривавших те или иные аспекты сложной проблемы фазового состояния УВ скоплений (М.СМоделевский, 1971; С.П.Максимов, В.П.Строганов, 1978; П.КЛяхович, 1981; Е.А.Ус, 1982; А.С.Панченко, 1985;

Л.А.Онищенко и др., 1986; ИС.Старобинец, 1986; и др.).

Факторы формирования ЗНГН весьма многообразны.К.Бойсом, Г.Гессом и А.Перродоном (1975) по результатам изучения установленных зон нефтегазона-копления в бассейнах Венесуэлы, Колумбии, Перу, Бирмы, Индонезии, Югославии и стран Персидского залива также подтверждена многофакторность образования ЗНГН. Ими установлены корреляционные связи колебания величины ресурсов зон с изменениями мощности и состава НТК, а также типа ловушки, содержащей наиболее существенные запасы УВ.

Г.Т.Юдин (1977) для продуктивных зон Предкавказья показал, что их ресурсы связаны со степенью структурной дифференциации и раскрытости недр, с глубинами новейшего погружения, с наличием в осадочном чехле окон гидродинамической связи между комплексами. Система тектонических факторов, определяющих формирование и крупность ЗНГН, установлена исследователями под руководством В.Д.Наливкина (1983). Пространственные и генетические связи ЗНГН с очагами нефтегазогенерации обстоятельно проанализированы Б.А.Соколовым (1985). Прогнозным критерием нефтегазовых скоплений, согласно Е.П.Свистунову и О.В.Крылову (1996), являются различия в геотермических режимах НГБ.

Спектр факторов зонального нефтегазонакопления оказывался, таким образом, чрезвычайно широким, однако степень их относительной значимости и универсальность проявления в различных геологических условиях и, особенно, на акваториях оставались неоцененными. В этой связи геологическая специфика морских акваторий, их преимущественная принадлежность к иным геологическим системам переходного значения на окраинах континентов, определили необходимость специального рассмотрения факторов формирования и критериев прогноза ЗНГН в нефтегазоносных бассейнах этих областей.

По итогам анализа многочисленных зон доказанного нефтегазонакопления в НГБ современных континетальных окраин (гл.2) в качестве важнейших определились: историко-геологический, литолого-палеогеографический, эмерджентный, морфологический геотектонический факторы и фактор дополнительного прогибания.

Историко-геологический фактор выступает в качестве главного, определяющего параметры и свойства зональных объектов в НГБ конти-

ментальных, окраин. Он контролирует особенности строения и группировки ЗНГН, их размеры, фазовое состояние УВ, величины удельных и суммарных ресурсов по эволюционным группам и этапам развития КО. Фактор является, таким образом, наиболее синтетическим по своему содержанию и соединяет предпосылки формирования ЗНГН на всех стадиях онтогенеза нефти и газа /45/.

Изменение этих параметров от этапа к этапу, как выяснилось, носит упорядоченный характер и по тенденциям аналогично таковым на уровне НГБ (табл.4). Как зоны нефтегазонакопления, так и НГБ оказываются наиболее богатыми и характеризуются наибольшими плотностями УВ на раннеокеаническом и переходном этапах эволюции окраин. Среди нефтегеологических объектов тихоокеанских окраин по плотности ресурсов выделяются бассейны и ЗНГН нева-дийских окраин. '

Таблица 4

Постоянные изменения некоторых характеристик зон нефтегазонакопления и нефтегазоносных бассейнов континентальных окраин *

Количество Средние значения параметров зон нефте- Средние зна-

Этап и тип проанализи- газонакопления чения

окраины рованных Площадь, Геологич. Плотность, плотности

зон км2 ресурсы, тыс. т/км2 ресурсов

млн.т УТ УВ для НГБ

тыс.т/км2

тихоокеанская группа континентальных окраин

невадийский 42(4), 201 267 1327 192(9)

остоводужный 70(5) 309 150 485 16(41)

андийский 20(2, 469 91 194 13(11,

атлантическая группа континентальных окраин

заключитель- 221ш 598 112 186 -

ный

переходный 71(4, 986 572 580 40(32)

синокеани- 36(5) 930 485 521 30(2!)

ческий

раннеокеани- 21(з, 896 663 740 37(6)

ческий

рифтовый 16п, 173 152 880 53(з,

*' в скобках количество проанализированных НГБ по данным Н.А.Калинина и др. (1983)

По характеру оказываемого воздействия историко-геологический фактор близок к комплексному критерию нефтегеологического режима Б.А.Соколова и Е.ПЛарченкова (1992).

Проявление литолого-палеогеографического фактора выражается изменениями ресурсов и фазового состояния углеводородов ЗНГН в зависимости от особенностей строения осадочной толщи НГБ, литофациального состава и колебаний мощности НМС, коллекторских горизонтов и покрышек.

Формационная специализация нефтегазоносных комплексов КО детально рассмотрена Н.А.Крьшовым, Ю.К.Бурлиным и Л.ИЛебедевым (1989); процессы их формирования - в одной из наших работ /13/. Как выяснилось, одним из главных аспектов проявления литологЖалеогеографического фактора является изменение нефтегеологических характеристик ЗНГН в соответствии с колебаниями состава НМС. Колебания толщины НМС также дифференцируют ЗНГН по ресурсам и плотности УВ (Сиамский НГБ). Напомним в этой связи, что среди НМС, которые определяют УВ состав и нефтегенерационный потенциал НГБ КО, нами выделено четыре группы и более шести разновидностей литологиче-ски, фациально и геохимически различных отложений /38/.

Механизм аккумуляции и типы ЗНГН в зависимости от характера эпигенетических изменений рассмотрены Б.АЛебедевым (1992). Литологопалеогеогра-фический фактор в итоге также оказывается многогранным в своем проявлении, контролируя наряду с размещением и фазовым состоянием УВ и ресурсные параметры ЗНГН.

Эмерджентный фактор, как явление суммирования, накапливания свойств и в результате приобретения системой новых качеств, предложен Е.Р.Алиевой и Е.В.Кучеруком для оценки НГБ (1987). Анализ зон доказанного нефтегазонакопления в разнотипных бассейнах подводных КО показал, что фактор проявляется и на уровне зональных объектов. В этом случае фактор количественно связывает величины УВ ресурсов зон и их местоположение в профиле континент-океан с импульсами нефтегазообразования и процессами переформирования первичных скоплений нефти и газа в ходе эволюции КО /33/.

Наиболее ярким результатом действия эмерджентного фактора является возрастание плотностей УВ в ЗНГН "Триасовой провинции" Алжиро-Ливийской Hill и НГБ Сирт в результате неоднократной активизации процессов нефтегазообразования в приокеанической части КО Тетиса, которые начались в палеозое и периодически возобновлялись вплоть до триаса, а в НГБ Сирт - до кайнозоя включительно.

Таким образом эмерджентный фактор представляется одним из важнейших в формировании ресурсного потенциала ЗНГН на окраинах континентов. Его троявлению способствует геодинамическая активность переходных областей, в

том числе широко распространенное явление дополнительного кайнозойского или плиоцен-голоценового прогибания НГБ.

Морфологический фактор предполагает учет структурны* особенностей осадочной толщи нефтегазоносных бассейнов. Наиболее ин тересные выводы предшествующих разработок касаются влияния на нефтегазо-носность ЗНГН региональных уклонов, морфологии и соотношений днища \ склонов бассейна, контрастности антиклинальных линий, к которым приурочены ЗНГН и т.п. (К.Н.Кравченко, 1981; В.СЛазарев, 1983; Я.А.Драновский 1987). В развитии этого критерия морфологические причины различий ЗНГН I бассейнах, выраженные через ресурсы и плотность УВ, могут быть дополнень влиянием градиентных зон, узлов пересечения тектонических линий и т.п. (НГЕ Лос-Анджелес, Жанна д'Арк, ВолгоУральская НГП).

Наиболее простой и количественно подтверждаемой составляющей морфоло гического фактора является связь ресурсов с суммарной площадью ловушсь ЗНГН. Эта связь является отражением влияния структурной дифференциации чехла на богатство недр нефтегеологических элементов (Г.Т.Юдин, 1977). Плотность запасов в ЗНГН оказывается зависящей от числа ловушек на км площадо зоны (К.Бойс и др., 1975), ресурсы - связанными с суммарной площадью лову шек или даже площадью зоны (рис.4). Линейный характер соотношения ресур-

160»

1400

1200

1000

800-

600-

400

200

геологические ресурсы, млн.т УТ

IV.

ц/*

—О—

\\\т\

площади ловушек, км2

500 1000 1500 2000 3000

Рис. 4 График соотношения ресурсов УВ и суммарной площади ловушек зон

нефтегазонакопления Зоны в НГБ и НГП: 1 - Лос-Анджелес, 2 - Санта-Мария, 3 - Галф-Кост,

4 - Западно-Сибирская сов и суммарной площади ловушек сохраняется в любом типе НГБ, однако на-

клон прямых на графике или степень зависимости величии различна и определяется строением месторождений в каждом из бассейнов.

Таким образом, в морфологическом факторе превалирует структурный аспект, что позволяет количественно выразить его влияние на ресурсные характеристики ЗНГН.

Фактор дополнительного прогибания, кайнозойского в бассейнах атлантических окраин и плиоцеЙголоценового - в тихоокеанских, является важнейшим в зональной оценке нефтегазовых ресурсов современных гео-динамически активных переходных областей. Кайнозойское или только плио-цен-голоценовое прогибание имеет результатом "наращивание" разреза, перемещение его новых дополнительных секций относительно границ стадиального эпигенеза и итоговое возрастание концентраций УВ. Не случайно именно кайнозойские (плиоцен-голоценовые) депоцентры осадочного чехла обрамляются наиболее богатыми ЗНГН и являются районами недавней и современной активной генерации УВ часто в условиях АВПД вплоть до формирования скоплений биохимического газа в молодых горизонтах разреза.

Количественные связи ресурсов НГБ и зон нефтегазонакопления с амплитудами дополнительного прогибания были установлены в значительном числе объектов раздельно для ранне- и синокеанического, а также переходного этапов развития атлантических окраин и дня объектов тихоокеанской группы (рис.5). Взаимосвязанные изменения ресурсов УВ в НГБ и в их средних (расчетных) зонах и амплитуд прогибания в процентах от общей мощности чехла бассейнов показаны на четырех графиках для разнотипных и разноэтапных НГБ и на одном общем графике для зональных скоплений.

Близкий характер всех пяти графиков подтверждает одноплановую генети-гескую сущность изменения плотности ресурсов при нарастании кайнозойского ми плиоцен-голоценового прогибания. В итоге открываются пути использования очерченной зависимости для дифференцированной оценки ресурсов УВ скоплений.

Еще одним важным фактором формирования ЗНГН, по-видимому, является ^тектонический, особенно с учетом его активной роли в размещении скопле-1ИЙ УВ в некоторых НГБ. Вместе с тем, анализ ресурсных показателей ЗНГН в еотектонически различных НГБ не дает однозначного ответа о влиянии текто-югипа бассейна на величину и плотность ресурсов в ЗНГН. Так средние плот-юсти УВ в ЗНГН для разнообразных по строению бассейнов атлантических

100

в м

§1 Е н

ь а

ф ООООО 2

о-== а

в--б

i» 11шм1 в

1500

210И

Ю I

2/ /

" I*!19

1000

500

24 и

420 *

26 Д прогибгшие в %

■ +24

8»-

325

•1

+ 2

1Г

I*1

.4.20

прогибание в %

50 от М чехла 50 о г М чехла

Рис. 5 Изменения плотностей углеводородных ресурсов нефтегазовых скоплений в связи с величинами кайнозойского и плиоцен- > голоценового прогибания А - нефтегазоносные бассейны: 1 - объекты на окраинах тихоокеанской группы .< плиоцен-голоценовым прогибанием, 2 - объекты на окраинах атлантической группы < кайнозойсхйм прогибанием: а - раннеокеаничесхого, б - сшюкеанического, в - пере ходного этапов.

Б - зоны нефтегазонакопления в бассейнах: 1 -тихоокеанской, 2 - атлантической груп пы, 3 - изменение плотностей УВ в зонах нефтегазонакопления. НГБ: 1 - Сан-Хуакин, 2 - Санта-Мария, 3 - Вентура-Санта-Барбара, 4 - Сакраменто, 5 Таранаки, 6 - Саравакский, 7 - Сиамский, 8 - залива Кука, 9 - Северо-Сахалинский, К

- Жанна д'Арк, 11 - Новошотлавдский, 12 - Кампос, 13 - Карнарвон, 14 - Мэриборо 15 - Кларенс-Мортон-Эск, 16 - Юкла, 17 - Перт, 18 - Огуэй, 19 - Бофорта-Маккензи 2(

- Свердруп, 21 - Арктического склона Аляски, 22 - Баффино-Лобрадорский, 23 - Нор вежский, 24 - Сирт, 25 - Южно-Каспийский, 26 - Восточно-Атласский, 27 - Предриф ский.

окраин оказываются близкими друг к другу, варьируя в небольшом диапазон« значений 823-945 тыс.т/км2 . Однако в разнотипных НГБ окраин тихоокеанскор группы плотности УВ в зонах нефтегазонакопления четко различаются. Их величины составляют ряд последовательно возрастающих значений от наименыпш

плотностей в ЗНП1 на пассивных участках окраин (160 тыс.т/км2) к ЗНГН в прискладчатых прогибах (527 тыс.т/км2), затем к ЗНГН псриклинальных прогибов и, наконец, к наибольшим по плотностям УВ зонам в приокеанических прогибах невадийской окраины (1327 тыс.т/км ).

Пять из шести охарактеризованных факторов - историко-геологический, ли-толого-палеогсографический, морфологический, эмерджентный и фактор дополнительного прогибания - в наибольшей степени отвечают нсфтегеологической специфике подводных КО и в этом смысле являются базовыми для зонального прогноза в условиях акваторий. Все они, как и геотектонический фактор, вносят свой вклад в формирование ЗНГН, в максимальной степени способствуя их продуктивности как "активное" генетическое звено (по А.А.Арбатову, 1977) в противовес наислабейшему звену В.СЛазарева (1979).

3.4. Методические основы прогноза зон нефтегазонакопления на акваториях России.

Сложность и новизна вопросов зонального прогнозирования в условиях акваторий, принципиальные различия двух геотектонических групп морей России - эпиконтинентальных акваторий и акваторий переходных областей на стыке с океаном, разнообразие их строения, а также неравномерная и, в целом, слабая изученность создают препятствия для разработки полноценной, комплексной системы зонального прогноза. В этих условиях целесообразно ограничиться характеристикой его методических основ и некоторых ключевых методических приемов.

Различная геотектоническая позиция отечественных акваторий обуславливает две линии прогноза субаквальных зональных скоплений нефти и газа. В оценке эпиконтинентальных акваторий возможно использование всей совокупности критериев и методических приемов, разработанных для прогноза нефтегазоносных объектов континентов (Г.Т.Юдин, 1977; В.СЛазарев, 1979; А.А.Ба-киров, 1982; Я.А.Драновский, 1984; БЛ.Кабышев, 1984; А.И.Золотов и др., 1987; В.И.Богацкий, 1990; А.Э.Конторович и др., 1995). Наиболее распространенным является прогноз по схеме "суша-море", как правило, с использованием внутрибассейнового эталона. С разной степенью достоверности и полноты возможна оценка всех выявленных зон.

Зоны нефтегазонакопления в НГБ второй, более обширной группы акваторий, принадлежащих переходным областям, достаточно сложно оценивать по

аналогии с таковыми в бассейнах континентов. Геологическая специфика КО требует привлечения в этих случаях, наряду с традиционными, специальной системы критериев для оценки зональных объектов в НГБ переходных областей (гл.З). Прогноз осуществляется по схеме дальней межбассейновой аналогии, в редких случаях (некоторые бассейны активных окраин) с дополнением данными по сопредельной суше. Детальность количественной оценки значительно ниже, и во многих случаях ее возможно провести только на уровне показателей средней зоны бассейна.

Основой выполнения прогноза по каждому из двух обозначенных направлений является предваряющий анализ зон доказанного нефтегазонакопления в эталонных НГБ или районах. Такая зона может быть определена как природное элементарное скопление закономерно связанных друг с другом различных по крупности месторождений УВ, ограниченное областью их отсутствия или значительного удаления друг от друга с убыванием к границам зоны процента площади занимаемой месторождениями, плотности ресурсов и величины этажа нефтегазоносное™. Иногда границы зон могут быть определены по изменениям количества залежей в месторождениях (В.М.Губпицкий, 1994). Приведенное определение отвечает всем требованиям, которые обеспечивают однозначность выделения объекта (А.А.Трофимук и др., 1982). В нем задана мера общности и связи, учтены требования реализуемости, т.е. оно построено на признаках, привлечение которых технически возможно; в определении также содержится указание на композицию месторождений при их группировке в зоны.

Методика выделения фактических зон нефтегазонакопления или ресурсно-геологического анализа подробно рассмотрена в нашей работе /35/.Она предполагает выполнение четырех этапов: 1) районирование осадочной толщи НГБ по вертикали с выделением НТК и определением покомплексного распределения зон доказанного нефтегазонакопления; 2) районирование по площади с оконту-риванием зон для каждого НТК по серии показателей; 3) суммирование результатов районирования с окончательным выбором границ ЗНГН; 4) определение нефтегеологических характеристик и факторов формирования и размещения зон доказанного нефтегазонакопления.

Целевым назначением ресурсно-геологического анализа зон доказанного нефтегазонакопления является получение количественных характеристик их нефтегазоносности в эталоне и анализ факторов формирования для последующего прогноза и количественной оценки зон вероятного нефтегазонакопления. При этом выделение и оценка прогнозных ЗНГН в пределах эпиконтиненталь-

пых акваторий по внутрибассейновой схеме может проводиться методами сравнительных геологических аналогий (Методические указания... 1983), качественно-количественного зонального прогноза Я.А.Драновского (1984) или наислабейшего звена, предложенного В.СЛазаревым (1979). Поскольку все эти методы предполагают оценку факторов во взаимосвязи с нефтегазоносностью недр, их изучение применительно к зонам нефтегазонакопления имеет опорное значение.

В условиях специфических бассейнов подводных КО вряд ли возможно применение методов с фиксированным набором показателей, предложенных для НГБ континентов. Важнейшие факторы продуктивности зон нефтегазонакопления здесь еще только начинают определяться на основе статистических выборок и сравнительного изучения данных по многочисленным ЗНГН в системе НГБ переходных областей (гл.2, табл.2,3). В перечень установленных главных факторов прогноза вполне обоснованно входят историко-геологический, литолого-палеогеографический, эмерджентный, морфологический, дополнительного прогибания, геотектонический. Как было показано, именно они определяют размещение и нефтегеологаческие, ресурсные параметры зон нефтегазонакопления в НГБ окраин континентов. Кроме того, они отвечают всем главным методическим требованиям к критериям прогноза: приоритетности, ограшгченности числом, информативности, прямому отношению к онтогенезу нефти и газа (Я.АДрановский, 1987). Наконец, и это особенно важно, некоторые из этих факторов имеют реальные количественные связи с зональными параметрами нефтегазоносности, приобретая тем самым свойства критериев количественного прогнозирования. Таковы фактор дополнительного прогибания (рис.5), морфологический -через соотношения ресурсов и суммарной площади ловушек в ЗНГН (рис.4), возможно, историко-геологический, раскрывающий количественные тенденции изменения параметров ЗНГН в соответствии с эволюцией КО (табл.4).

Однако, несомненно, спектр факторов зонального нефтегазонакопления в каждом конкретном НГБ окраин континетов значительно шире. Например, в 2евера~Сахалинском бассейне, наряду с названными общими факторами, достаточно четко проявляется зависимость ресурсных характеристик и размещения ЗНГН от величины эмиграционного потенциала и особенностей гидрогеологи-геского режима бассейна (Т.И.Евдокимова и др., 1978; Э.Г.Коблов и др., 1990). В этой связи, прогноз с использованием общих, эмпирически установленных фитериев требует обязательной дополнительной оценки ЗНГН на основе анало-"изации бассейна с одним из двадцати пяти изученных НГБ мировой системы

КО. Итоговые поэтапные данные статистических выборок по этим бассейнам и их зонам (табл.2,3,4) выполняют при этом функцию показателей средних ожидаемых величин для ЗНГН в прогнозируемом бассейне.

Как для первой (эпиконтинентальной), так и для второй (переходной) групп акваторий зональный прогноз возможен только после выявления соответствующего количества ловушек. Естественные природные группировки этих ловушек, оконтуренные по приведенным выше эмпирическим правилам выделения фактических зон концентрации месторождений, и являются предметом дальнейшей оценки.

Последующими методическими составляющими прогноза являются: - выделение и анализ зон доказанного нефтегазонакопления в эталонных НГБ, а в случаях внутрибассейновых аналогий - по отдельным районам с определением на этой основе особенностей размещения, параметров и факторов формирования объектов зонального уровня:

- оконтуривание на оцениваемой акватории естественных группировок выявленных ловушек, как возможных зон нефте-или(и) газонакопления, их качественный прогноз с учетом коэффициента успешности поисковых работ и особенностей размещения доказанных ЗНГН в эталоне; целесообразно также использование типовых вариантов размещения объектов этого класса, разработанных по материалам наиболее освоенных зарубежных НГБ (рис.3);

- оценка ресурсных параметров прогнозируемых ЗНГН: для НГБ эпиконти-нетальных акваторий - на основе факторных зависимостей в эталонах, для НГБ переходных областей - на основе межбассейновых аналогий с использованием данных по зонам подготовленного эталонного НГБ. Используются также системы поэтапных зональных характеристик и общие факторы размещения и формирования ЗНГН;

- экспертное уточнение ресурсных показателей прогнозируемых зон в соответствии с конкретной нефтегеологической ситуацией в районах их размещения.

Анализ фактических ЗНГН позволяет решать и еще одну задачу прогноза. С помощью построенного нами графика соотношения ресурсов и крупнейшего месторождения в доказанных зонах нефтегазонакопления можно оценивать максимальную величину ожидаемых месторождений в прогнозируемых зональных объектах (рис.6). Изучение зон становится при этом основополагающим элементом прогноза крупных локальных скоплений нефти и газа.

месторождения в доказанных зонах нефтегазонакопления

Прогноз фазового состояния УВ в недрах акваторий не является предметом ;пециального рассмотрения в работе. Учитывая однако его значимость в зональ-10м прогнозировании, сформулированы некоторые методические посылки и по эяду эпиконтинентальных морей осуществлены первые детальные оценки фазо-юго состояния УВ в недрах. При этом применен широкий комплекс достаточно градационных методических приемов геолого-геохимических аналогий с зонами 1ефтегазонакопления прилегающей суши. Выделены наиболее вероятные типы 1МС, оценены природа и объем газовой составляющей, выявлены тенденции ее трастания по разрезу и площади бассейнов. В зависимости от полноты геоло-■ической и геохимической информации по самим акваториям с большей или меньшей достоверностью, посредством аналогий оценены ориентировочные со-гшошения нефти и газа в зонах концентрации предполагаемых месторождений. ]дя нефтегеологических элементов акваторий переходных областей подобная ;адача методически может быть осуществлена лишь посредством межбассейно-1ых аналогий. При этом основными элементами аналогий являются разработан-ия типизация НМС и установленная специализация разнотипных и разноэтап-1ых КО по преобладающему фазовому состоянию УВ (гл.З).

Представляется, что при всей сложности проблемы результаты зонального прогноза субаквальных зарубежных бассейнов по всем разновидностям КО существенно приближают нас к выбору эталонов и созданию методических приемов общей оценки фазового состояния УВ даже при минимуме необходимой для этих целей геолого-геохимической информации.

4. ЗОНАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ МОРЕЙ РОССИИ.

В соответствии с концепцией районирования подводных континентальных окраин субаквальные нефтегеологические элементы России подразделяются на две группы. Группа НГБ эпиконтинентальных акваторий включает: морскую часть Балтийской НГО, морское окончание Тимано-Печорской НГП (Печорский шельф), Южно-Карскую НГО в составе Западно-Сибирской мсгапровинции, экваториальные участки Северо-Кавказско-Мангышлакской и Прикаспийской НГП в Азовском и Каспийском морях. Все нефтегеологические элементы эпиконтинентальных акваторий примыкают к хорошо изученным в отношении нефтегазоносности территориям. Это создает реальную возможность прогноза субаквальных ЗНГН на основе изучения зон доказанного нефтегазонакопления на сопредельной суше. В ТПП, а также в Прикаспийской провинции и Балтийской НГО - это ЗНГН в чехле эпибайкальской и эпикарельской плит в карбонатных и терригенных палеозойских отложениях, на экваториальных продолжениях эпигерцинских плит - в мезозойских и кайнозойских терригенных толщах.

Группа НГБ переходных областей, приуроченных к собственно КО, включает Баренцево-Карскую, Лаптевых, Восточно-Арктическую, Охотскую, Притихо-океанскую НГП и ряд областей самостоятельного значения. Для некоторых из них в связи с начавшимся освоением прогноз ЗНГН является задачей сегодняшнего дня (НГП Охотского и Баренцева морей), для остальных такая необходимость вырисовывается в ближайшей перспективе. Уже установленные и возможные зоны нефтегазонакопления этих акваторий отличаются чрезвычайным разнообразием и рядом особенностей формирования и размещения, отличных от таковых в НГБ континентов /36, 50/.

Результаты нефтегеологического районирования эпиконтинентальных акваторий и акваторий собственно КО России, а также геологические и тектонические предпосылки локализации ЗНГН в названных НГП и НГО отражены на

соответствующих изданных картах масштаба 1:2500000 - "Тектонической карте нефтегазоносных провинций и областей СССР" (1983) и "Карте нефтегазогеоло-гического районирования СССР" (1990). Ниже кратко характеризуются результаты прогноза ЗНГН в экваториальных районах ТПП, Балтийской и ЮжноКарской НГО (эпиконтинентальные акватории), а также на шельфах Северного Сахалина и Западной Камчатки в Охотской НГП (акватории переходных областей).

4.1 Зоны нефтегазонакопления в недрах Печорского шельфа.

В морской части ТПП сконцентрировано около трети ее ресурсов нефти и газа. Здесь предполагается высокая рентабельность морских ГРР на нефть и газ, значительная крупность месторождений и, что особенно важно, реальная возможность открытия залежей жидких УВ /21, 25/.

В НГП отмечается широкий стратиграфический диапазон нефтегазонос-ности, охватывающий отложения от ордовика до триаса включительно. Основными нефтегазосодержащими толщами являются визейско-нижнепермские карбонатные и среднедевонские терригенные отложения (В.А.Дедеев и др., 1987).

Изучение 16 зон доказанного нефтегазонакопления в среднедевонско-нижне-пермском и верхнепермско-мезозойском НТК на суше показало значительное влияние мощностей комплексов, контрастности структур, их интенсивности и региональных уклонов на размещение и ресурсные показатели этих объектов. В сачестве решающих факторов нефтегазонакопления установлены также геотектонический, морфологический, литолого-палеогеографический, факторы глубин югружения генерирующих отложений и гидродинамической связи НГК, а также *елый ряд предпосылок размещения нефтегазовых скоплений (В.А.Дедеев и др., 1987; В.И.Громека и др., 1994; О.М.Прищепа, 1994). Определено, что зоны доказанного нефтегазонакопления включают от 2 до 13 месторождений, имеют >таж нефтегазоносности 200-300 м, геологические ресурсы до 600 млн.т при ;редней плотности в 300-350 тыс.т/км2. Одним из важнейших условий зонально-о нефтегазонакопления является наличие очагов нефтегазогенерации высокой и редней продуктивности (О.П.Загулова и др., 1988).

Данные по фактическим ЗНГН в различных НГО провинции, включая графические соотношения плотности УВ ресурсов и различных геолого-ектонических параметров эталонов (рис.7), были использованы для прогноза ональных объектов на Печорском шельфе. Здесь выявлено 45 локальных объ-

ектов площадью в 40-250 км2 при максимальных амплитудах до 500 м. Коэф фициент успешности поисковых работ варьирует от 0,3 в Малоземельно Колгуевской до 0,8 в Варандей-Адзьвинской НТО. Субаквальные зоны выдёля лись как естественные группировки ловушек с последующей их оценкой к а) потенциальных ЗНГН. Выделена 21 зона нефтегазонакопления; шесть из низ подтверждены открытиями месторождений (табл.5).

400 300200100

плотность, тыс.т/км2

нефть а б

• о о о е> с и« «

•оОо0

/и

а"» *

в* I

20 40

400 300 200 100-1 0

плотность, тыс.т/км2

/ •/

/ }*

• <*> 7 ЧСС - '

нефть а б

• ООООО

газ а

• и О ,

ы. /

о *_ »

* -Л

0.1 0.2 0.3 0.4 м/км2

80 м/км

Рис. 7 Графики изменения плотностей УВ в зонах нефтегазонакопления от величин регионального наклона (А) и интенсивности структур контролирующих зоны, а - Западно-Сибирская НГТ1 (меловой НТК), б - Тимано-Печорская НГП (верхнефран ский-аижнепермский НГК).

Основная часть субаквальных ЗНГН характеризуется сочетанием антикли нальных, комбинированных и неструктурных ловушек. - Почти половина 301 включает установленные сейсморазведкой органогенные постройки девонского ] позднепалеозойского возраста. Средняя (расчетная) ЗНГН Печорского шельф;

имеет площадь 832 км , геологические ресурсы УВ около 160 млн.т, плотност; ресурсов около 200 тыс.т/км2. Этаж нефтегазоносности варьирует от 200 да 1500 м с максимальными значениями на морских продолжениях Варандей Адзьвинской и Печоро-Колвинской НТО.

Наиболее значительные ЗНГН прогнозируются на морском продолжении Ва рандей-Адзьвинской НТО. . Здесь на дизъюнктивных валах, приуроченных ] фронтальным участкам надвигов, прогнозируются четыре крупных зоны нефте

Таблица 5

Важнейшие прогнозные зоны пефтегазонакопления морей России

№ Наименование зоны Нефтегазонос- Площадь Плотн.геол. Геол. ре- Преобл.

п/п пефтегазонакопления ная область зоны, ресур. УВ, сур. УВ, фаз.состо-

км тыс.т/км2 млн.т УТ яние УВ

Тимано-Печорская НГП (Печорское море)

1 Песчаноозерская Малоземельско- 925 150 139,0 нгк

2 Таркская Колгуевская 562 85 48,0 н

3 Ижма-Печорская 700 60 42,0 н

4 Колоколморская 825 150 124,0 нгк

5 Сев.-Поморская Печоро- 525 110 58,0 гк

6 Поморская Колвинская 750 120 90,0 ПС

7 Сев.-Колоколморская 662 120 79,0 нгк

8 Сев.-Таркская 937 60 56,0 гк

9 Печороморская Северо- 1137 200 227,0 гк

10 Папанинская Печорская 550 100 55,0 гк

И Сев.- Папанинская 875 75 66,0 гк

12 Русская Хорейверская 1262 220 278,0 НПС

13 Паханческая 1012 163 165,0 н

14 Сорокинская-море 1000 500 500,0 н

15 Медынсхая-море Варандей- 575 200 115,0 н

16 Долганская Адзьвинская 1125 240 270,0 нгк

17 Ссв.-Гуляевская 1675 360 603,0 ИПС

Западно-Сибирская НШ (Карское морс)

1 Татариновская 1700 590 1003,0 г

2 Галлекая 1000 210 210,0 гк

3 Воронинская 1100 240 264,0 гк

4 Мининская 1000 210 210,0 г

5 Лутковская 900 225 202,0 НПС

6 Безымянная Ихмо- 500 200 100,0 нгк

7 Невская Карская 1200 315 380,0 ПС

8 Аквамариновая (меловые 900 250 225,0 нгк

9 Обручевская отложения) 900 200 180,0 гк

10 Зап.-Шараповская 1950 515 1000,0 гк

11 Харасавэйская 2300 630 1450,0 гк

i2 Русановская 3600 1280 4600,0 ПС

3 Ленинградская 2600 1750 4550,0 гк

4 Нярмейская 800 500 400,0 нгк

Охотская НГП (шельф Северного Сахалина)

1 Сев.-Эспенбергская 400 300 120,0 нг

2 Таликская 250 150 37,5 нг

3 Сев.- Астр аханоьс Сахалинская 725 370 268,2 г

\ Вост.-Одоптинская 325 150 49,0 н

5 Лагунная 75 150 11,2 II

5 Баутинская 55 150 8,3 I!

и нефтегазонакопления. Крупные ЗНГН предполагаются во франско-артинскиэ отложениях Северо-Хорейверской ступени (Русская ЗНГН), а также в прибреж ной части морского продолжения Хорейверской НГО "в девонских и, возможно силурийских отложениях (Паханческая ЗНГН). В экваториальной части Печоро Колвинской НГО ЗНГН приурочены к Поморскому и Колоколморскому гемива лам, разделенным областью значительного - до 7,5 км-погружения фундамен та. Вблизи сводовых участков этих гемивалов группируется заметное количеств» позднедевонских-раннепермских рифов. Открытие месторождений предполага ется и в зонах Малоземельско-Колгуевской НГО.

Прогнозируемые и установленные ЗНГН в ТПП связаны с несколькими ис точниками нефти и газа. На восточном морском продолжении провинции опре деляющее значение принадлежит ордовикско-силурийским и девонским домани китам, контролирующим преимущественно нефтяной, реже газоконденсатно нефтяной профиль УВ скоплений. Западнее с раннепалеозойскими НМС соче таются более активные визейские и нижнепермские источники нефти и газа Смешанный состав ОВ и умеренно-восстановительные условия в диагенезе при вели к резкой газонасыщенности нефтей и формированию в недрах центрально; и западной акваторий шельфа разнообразных нефтегазоконденсатных и га зоконденсатных систем.

Зоны нефтяных месторождений представлены в прибрежных районах Хо рейверской впадины, на морском продолжении Варандей-Адзьвинской НГС включая район Приразломнош месторождения. На западе близкие условия ха рактеризуют большую часть Малоземельско-Колгуевской моноклинали. Зош газоковденсатных месторождений прогнозируются в Печоро-Колвинском авла когене, в Северо-Печорской и Предновоземельско-Коротаихинской НГО. Неф тегазоконденсатный участок охватывает почти все экваториальное продолжени Хорейверской НГО и Алексеевско-Долганский район с уже открытым Севере Гуляевским месторождением. Второй район нефтегазоконденсатного состояни УВ в недрах занимает северо-восточную часть о-ва Колгуев и прилегающую за падную полосу Печоро-Колвинского авлакогена с Колоколморской ЗНГН. Тг ким образом, в сравнении с сушей в морской части ТПП прогнозируется несом ценное увеличение газовой составляющей. За исключением юго-западной и юге восточной акваторий здесь превалируют площади нефтегазоконденсатного и гг зоконденсатного накопления /34/.

С использованием статистической зависимости величин ресурсов и паи большего месторождения в ЗНГН (рис.6) на шельфе Печорского моря прогнозу

>уется открытие не менее 12 крупных месторождений, наибольшее из которых оставит около 100 млн.т.

4.2 Зоны нефтегазонакопления Южно-Карской нефтегазоносной области.

Южно-Карская НГО как экваториальная часть Западно-Сибирской мегапро-инции всегда высоко оценивалась в отношении нефтегазоносности /9, 20/. 1осле проведения здесь значительного объема сейсморазведки (70 тыс.пог.км), ыявления около 50 локальных поднятий и открытия двух уникальных место-ождений - Ленинградского и Русановского - встал вопрос о детализации обще-егиоиальной оценки и о прогнозе зональных форм концентрации УВ.

НГО отвечает одноименная синеклиза с тремя структурно-формационными гажами: разновозрастным фундаментом, промежуточным комплексом толщиной 3-4 км) и собственно осадочным чехлом триасово-антропогенового озраста мощностью до 7 км (Л.Ш.Гишгорн и др., 1986).

Основные ресурсы УВ содержатся в меловой части разреза; в юрских отло-:ениях немногочисленными скважинами установлены единичные залежи нефти конденсата (Е.В.Герман и др., 1985). Неокомский и апт-сеноманский интерва-ы мелового разреза резко различаются по составу УВ. В первом - распростра-ены нефтяные и конденсатные залежи и скопления жирных и полужирных га-зв. Они возникли в результате фазовой дифференциации при формировании и играции УВ из единого источника - юрских отложений (А.Э.Конторович и др., 975, 1996). В апт-сеноманских отложениях представлены сложные по составу генезису сухие метановые газы и низкоконденсатные газовые скопления. Осо-гнности их состава свидетельствуют о смешанном происхождении - из доюр-сих или нижнеюрских секций чехла и в результате раннекатагенетических аохимических превращений ОВ меловых пород (А.В.Строганов, 1990; ,С,Ровенская и Н.Н.Немченко, 1992; В.С.Соболев, 1996).

Варьирующие количественные содержания УВ в неокомском и апт-:номанском интервалах позволяют, тем не менее, определить их усредненное ютношение как 40 к 60%. Показательно, что на акватории два первых место-эждения установлены пока только в апт-сеноманских отложениях. Увеличение зли сухого газа верхних секций разреза в общей массе УВ Южно-Карской ГО можно предполагать также, исходя из возрастающего к северу заполнения В сеноманских ловушек (АЛ.Ровенская и Н.Н.Немченко, 1992), благоприят->1Х особенностей развития синеклизы на новейшем этапе ее прогибания

(Ю.Н.Кулаков и др., 1975), в связи с распространением АВПД и большей мои ностью меловых отложений на акватории.

Богатство и фазовое состояние УВ в 14 прогнозных зонах нефтегазон: копления акваторий оценены на основе закономерностей изменения нефтеге< логических характеристик 43 фактических зональных скоплений нефти и газа Ямальской, Гыданской, Надым-Пурской и Пур-Тазовской НТО Западне Сибирской мегапровинции /41/. По аналогии с перечисленными областям предполагается размещение ЗНГН на валах и крупных поднятиях, которые ра; деляют депрессионные структуры Южно-Карской НТО. Наряду с локальным структурами этих поднятий, залежи УВ прогнозируются также в неантиклинаш ных ловушках на их склонах, террасах, выступах и т.п. В настоящее время лс вушки, связанные с выклиниванием песчаных пластов неокома являются в ах нейшим объектом нефтегазопоисковых работ (Е.В.Герман и др 1985).Установлены сложные и неоднозначные зависимости количественных пг раметров нефтегазоносности зон доказанного нефтегазонакопления от интек сивности структуры, контролирующей зону, от мощности НГК в ее своде, с времени формирования и устойчивости контура структуры, по крайней мере, сеномана, от объема ловушек, от глубины погружения кровли юрских отложс ний, от особенностей развития покрышек и АВПД (И.И.Нестеров и др., 197? Е.В.Герман и Н.Н.Перугин, 1982; В.И.Славин и др., 1990). Критическими фа* торами зонального нефтегазонакопления выступают мощность НГК, а также ти и поведение покрышек. В целом особенности формирования ЗНГН отвечаю принципиальной модели формирования нефтегазовых скоплений, разработанно группой исследователей ВНИГРИ под руководством В.Д.Наливкина (1969).

При мощности меловых отложений 2,2-3,8. км главные показатели зон докг занного нефтегазонакопления, за исключением Уренгойской ЗНГН, изменяютс в следующих пределах: площадь 0,7-5,8 тыс.км2, ресурсы УВ - от 122 до 500 млн.т УТ, плотность геологических ресурсов 82-2355 тыс.т/км2. Определенны по факторным графикам (рис.7 ) нефтегеологические характеристики прогноз ных субаквальных зон нефтегазонакопления в целом оказываются ниж предыдущих. Во многом это проистекает из самого способа оценки через наис лабейшее звено (В .С.Лазарев, 1979), однако, не менее важной причиной являет ся исключение из прогноза в связи с недостатком данных юрских отложений. ] фактических ЗНГН они содержат в среднем до 20-30% оцененных УВ. Площад прогнозных ЗНГН составляет 0,9-3,6 тыс.км2, геологические ресурсы 100-46! млн.т, плотность от 200 до 1750тыс.т/км2 (табл.5).

Рис. 8 Зоны нефтегазонакопления Южно-Карской НТО - зоны нефтсгазонакопления; 2 - углеводороды: а - газ и газоконденсат, б - нефть, в -ефтепроявления; 3 - залежи: а - в отложениях апта и сеномана, б - в отложениях нео-ома и юры, в - в юрских и меловых отложениях; 4 - изогипсы подошвы осадочного ехла в км; 5 - фазовое состояние УВ в субаквалышх зонах: а -газовые, б - низкога-жонденсатные, в - нефтегазоконденсатные.

Большинство субаквальных скоплений УВ прогнозируются как существенно иовые или газоконденсатные зоны. Наибольшие значения плотностей и ресур-зв, как и в целом по мегапровинции, характеризуют ЗНГН центральных уча-гков синеклизы с максимальной мощностью чехла и уже открытыми газокон-гнсатными месторождениями (рис.8). По результатам бурения этаж нефтегазо-осности в этих многопластовых месторождениях достигает 940 м, дебиты газа 54 тыс.м /сут. Предполагается, что бурением вскрыта основная апт-гноманская часть продуктивного разреза, однако, в качестве перспективных цениваются также отложения неокома, а в отдельных зонах и юры. При этом в эответствии с ростом содержания жидких УВ в газах районов АВПД

(А.,С.Ровенская и Н.Н.Немчешсо, 1992) ЗНГН центральных, наиболее погр> женных, участков Южно-Карской НТО прогнозируются в качестве газоконден сатных объектов со значительным содержанием жидкой фазы.

Среди прогнозных или частично подтвержденных ЗНГН наибольший интс рес для освоения имеют Харасавейская и Нярмейская ЗНГН. Помимо их опта мального размещения вблизи вероятных очагов нефтегазогенерации и благопрк ятных ресурсных характеристик, значительную ценность имеет расположени этих зон вблизи или до пятидесятиметровой изобаты, которая ограничивает те> нически доступные ресурсы Карского моря.

4.3 Зоны нефтегазонакопления в недрах шельфа Северного Сахалина.

Шельф Северного Сахалина один из немногих морских районов России, гд ранее выполненный прогноз нефтегазовых скоплений обеспечил высокую эс| фективность ГРР. Не меньшее значение имели и объемы последних. Сейсмичс скими исследованиями, плотность которых на мелководье до изобаты 50м сс ставила 2-5 км/км2, выявлено более 30 структур. Поисковым бурением (20скв открыто семь месторождений. Среди открытых - два уникальных и три крупны нефтегазоконденсатных месторождения, одно крупное газоконденсатное и одн небольшое чисто газовое месторождение. Большинство месторождений мноп пластовые, имеют сложное строение и составляют несколько зон нефтегазош копления площадью до 1350 км2. Плотность запасов в этих случаях достигае 1000 тыс.т/км и более. , . .■

Выделение на шельфе зон нефтегазонакопления было обеспечено значител) ным научно-практическим опытом зонального районирования и изучения ос< бенностей зонального нефтегазонакопления в недрах о.Сахалин. Уже к 1974 на Северном Сахалине были выделены и охарактеризованы 13 промышлени нефтегазоносных зон (С.Н.Алексейчик, 1972; Г.И.Евдокимова, 1973). В поел! дующем вопросы, которые имеют непосредственное отношение к формиров; нию и размещению ЗНГН, рассматривались Е.Г.Арешевым, В,Ш.Брутмано! В.А.Завадским, В.С.Ковальчуком, Б.К.Остистым и многими другими исследов; телями. Особенно большой вклад был внесен Э.Г.Кобловым, В.В.Харахиновы и РЛ.Буценко, подитожившими свои разработки системой зонального и локал нога прогаоза нефтегазоносности для субаквальных районов Дальнего Восто! России (Э.Г.Коблов и др., 1996). В ходе ее разработки были всесторонне ра смотрены геохимические, литофациальные и катагенетические факторы нефт

азоносносги; факторы, определяющие газовую составляющую в месторождени-:х УВ; оценены структурные формы локализации последних; условия формиро-ания и критерии прошоза крупных ЗНГН и т.п. Было установлено, что разме-цение и размеры нефтегазовых скоплений регулируются строением природных юзервуаров и их взаимоотношением с нефтегазопроизводящими комплексами; ыяснены оптимальные соотношения коллекторов и флюидоупоров для резерву-ров разного типа; ресурсы ЗНГН оценены как эффект реализации нефтегазо-фоизводящего потенциала всего нижележащего разреза (Э.Г.Коблов, 1987; $.Г.Варнавский и др., 1990; В.В.Харахинов, 1991).

К сожалению, практическая реализация всесторонней научной основы, размотанной коллективом сахалинских геологов под руководством Э.Г.Коблова, атруднена предложеным ими же способом выделения прогнозных ЗНГН по •сям синклиналей, которые разделяют мегаподнятия. В итоге, площади трех фогнозируемых на северо-восточном шельфе нефтегеологических элементов

¡оставляют 5-12,5 тыс.т/км , что в 4-8 раз превышает площадь наибольшей из же установленных зон - Одоптинской и, более чем на порядок, величину :редней зоны в НГБ островодужного типа тихоокеанских окраин.

Шесть прогнозных зон нефтегазонакопления, выделенные нами по принципу жонтуривания естественных природных группировок сближенных локальных »бъектов, располагаются на северном и северо-восточном участках шельфа Се-¡ерного Сахалина (табл.5). Они оценены путем сравнения с шестнадцатью зо-тми доказанного нефтегазонакопления Сахалина и смежного шельфа и с уче-ом нефтегеологических характеристик ЗНГН в НГБ островодужных окраин (гл. I, 3), к подгруппе которых принадлежит рассматриваемый бассейн /2, 46/.

Выделенные ЗНГН представляют собой ареальные или линейные группиров-:и из двух - четырех структурных ловушек УВ. Средняя площадь этих локаль-шх структур около 70 км2, что в четыре пять раз больше аналогичного показа-еля для суши. Предполагается, что за исключением Северо-Астрахановской 5НГН, где месторождения ожидаются в среднемиоценовой дагинской свите, все »стальные зоны содержат залежи нефти и газа, главным образом, в нутовском верхнемиоценовом) интервале. В условиях нарастающей глинизации этого ин-■ервала восточнее Одоптинской ЗНГН достаточно реально перемещение основ-гой продуктивной части разреза в верхненутовский подгоризонт в располо-кенных мористее Восточно-Одоптинской, Баутинской и Лагунной прогнозных ¡онах.

Известно, что характер нефтегазоносности Северо-Сахалинского НГБ регу-

лируется развитием биокремнистых глинистых НМС типа П(м) в восточной час ти бассейна мористее субмеридиональной линии Календо-Паромай-Монге ] дельтовых субугленосных отложений типа Ш(д) западнее этого раздела. В это связи, а также с учетом сложного строения складок и, как следствие, возмож ной дегазации недр, ЗНГН Восточно-Одоптинская, Лагунная и Баутинская прс гнозируются как существенно нефтеносные. В Хангузинской ЗНГН в связи процессами ранней генерации нафтеновых нефтей (О.К.Баженова, 1991) прад ставлены монофазные залежи жидких УВ. В прогнозных ЗНГН северной ахвг тории Таликской, Северо-Эспенбергской и Северо- Астрахановской, напротш ожидается значительное количество газообразных УВ. При этом в ЗНГН, гд предполагается продуктивность нутовского интервала, не исключено ирису! ствие газа ранней генерации подобно тому, как это имеет место в НГБ залив Кука и Сиамском.

В количественной оценке намеченных шести субаквальных ЗНГН Севере Сахалинского региона использованы важнейшие элементы научно-методическо системы зонального прогноза Э.Г.Коблова и его соавторов с некоторыми допоз нениями сравнительно-геологического плана. Одно из них сводится к необхода мости существенного понижения концентраций УВ в недрах Восточж Одоптинской, Лагунной и Баутинской ЗНГН в связи с глинизацией отложени нижней части нутовской свиты и перемещением возможного интервала нефтеп зоносности в верхненутовский подгоризонт. Литолошческое замещение проду! тивных песчаников нутовской свиты установлено бурением на восточных крь льях Аркутун-Дагинского и Пильтун-Астохского месторождений соседней фа! тической ЗНГН и является веским доказательством снижения коллекторско1 потенциала разреза в прогнозируемых зонах.

Второе дополнение также проистекает из ведущей роли в зональном нефт< газонакоплении литолого-палеогеографического фактора, в частности, из опр( деляющего влияния типа разреза и строения резервуаров на нефтегазоносност: Прогнозируемые ЗНГН в основном принадлежат к районам распространен* менее благоприятного Охинско-Эхабинского типа разреза с наиболее вероятны пластовым резервуаром и с коэффициентом реализации эмиграционного поте! циала по Э.Г.Коблову (1990) в 40-50 ед. Только в Северо-Астрахановской з< не, которая и по объему и по плотности ресурсов УВ оценивается нескольк выше остальных, вероятно можно ожидать присутствие массивно-пластового р( зервуара и, как следствие, более благоприятные условия газонакопления.

Третье и последнее дополнение определяет количественные пределы ресур

ой оценки прогнозируемых зон, исходя из среднестатистических зональных гличин в НГБ островодужных окраин. Средняя плотность УВ по 23 зонам до-азанного и предполагаемого нефтегазонакопления Северо-Сахалинского НГБ оставляет 490 тыс.т/км2. Для 56 фактических ЗНГН в четырех детально рас-мотрешшх НГБ островодужных окраин - Таранаки, Сиамском, Саравакском и игава Кука плотность УВ в среднем составляет около 450 тыс.т/км2. Предпола-1ется, что близость цифр является одним из доказательств оптимальной оценки ропгозных ЗНГН на шельфе Северного Сахалина /40, 42/.

4.4 Зоны нефтегазонакопления п недрах Западно-Камчатского шельфа.

Охотско-Камчатский НГБ, наряду с сушей, занимает значительную часть [ельфа Западной Камчатки, где установлено морское продолжение Охотско-олпаковского прогиба с многочисленными - более сорока локальными струк-фами /2, 43/.

Анализ всего имеющегося фактического материала по суше и акватории поюлил оконтурить в пределах шельфа 17 прогнозных ЗНГН, характеризуются следующими показателями: площадью - от 80 до 675 км2 ; мощностью Зъединенных НГК - 4,5 - 8,0 км; плотностью геологических потенциальных ;сурсов УВ - 90-312 тыс.т/км2 и более; начальными суммарными геологически-и ресурсами УВ - до 115,3 млн.т УТ /49,50/.

В структурном отношении большинство этих ЗНГН приурочено к крупным, ¡тональным зонам антиклинальных складок, протягивающимся с суши на ак-торию.

Оценка прогнозных ЗНГН базируется на трех вариантах расчета. Первый ва-Ш1Т учитывает различия в плотностях ресурсов УВ бассейновых и межбассей-звых зон (В.СЛазарев, 1983). Ресурсы депрессионных (бассейновых) участков хотско-Колпаковского прогиба установлены в ходе количественной оценки :рспектив нефтегазоносности региона (1993). Системы антиклинальных подня-[й, разделяющих депрессии и рассматриваемые в качестве прогнозных ЗНГН, ,ши условно приравнены к межбассейновым областям. По В.СЛазареву удель-ресурсы межбассейновых областей в среднем в 3 раза выше, чем в бассей->вых. Применительно к прогнозным ЗНГН з недрах западнокамчатского шель-1 это соотношение позволяет оценить плотность ресурсов в 193 тыс.т/км2.

Второй вариант расчета предполагает выбор ресурсных показателей ЗНГН > результатам сравнительной оценки Охотско-Колпаковского прогаба с близ-

кими по строению НГБ островодужных окраин Таранаки и Сиамским. По ш логии с этими НГБ, где нами детально изучены параметры и особенности ; нального нефтсгазонакопления (гл.2,3), средняя плотность ресурсов УВ в ЗН]

/у

на западнокамчатском шельфе может быть оценена в 200-500 тыс.т/км , вида

л'

реально составляя 200-300 тыс.т/км .

Третий вариант расчета выполнен по аналогии с Северо-Сахалинским Н1 где плотности ресурсов УВ в субаквалышх зонах нефтегазонакопления в раза выше таковых на суше. При аналогичном увеличении значений плотное УВ в зональных объектах шельфа по отношению к фактическим ЗНГН на км западной Камчатке они составят 160-200 тыс.т/км .

Таким образом, по всем трем вариантам оценки средние плотности ресурс УВ зон нефтегазонакопления в недрах шельфа Западной Камчатки оказываю! близкими друг другу и равными 190-320 тыс.т/км2. Плотность в 250 тыс.т/к позволяет оценить суммарные геологические ресурсы УВ в прогнозных ЗН1 западнокамчатского шельфа в 1,5-1,7 млн.т.

4.5 Зоны нефтегазонакопления в недрах российского шельфа Балтийского моря.

В пределах российского шельфа Балтийского моря располагаются центраг ная и южная часть одноименной НГО суммарной площадью около 11 тыс.ю Сравнительно удовлетворительная изученность акватории (плотности сейсмор; ведки 1,2 км/км2, бурения - 2,8 м/км2) и, особенно, сопредельной суши поз! ляют вполне корректно решать вопросы зональной оценки нефтегазоносное субаквальных объектов.

Общерегиональная нефтегеологическая основа зонального прогноза не субаквальной части Балтийской НТО подробно освещена в работах А.А.Гс декяна (1976), Е.М„Пашкова (1977), Ф.К.Волколакова (1977), В.Н.Макареви (1980) и Л.СМаргулиса (1990). Перспективы района, как и всей НГО, связань кембрийско-силурийскими отложениями; промышленно-нефтеносными являют терригенные отложения среднего кембрия, мощность которых варьирует от до 94 м, а глубины залегания от 2000 до 3000 м.

Проведенной сейсморазведкой выявлено около 30 локальных структ; большинство из которых представляют собой брахискладки небольшого разме площадью от 5 до 45 км2 и амплитудой до 50 м, реже более. Основная час складок концентрируется в линейных приразломных участках гемивалов: Га*

кого, Западно-Ниденского, Западно-Клайпедского, Пограничного; меньшая - в реальных системах локальных поднятий типа Северо-Гданьской. Большинство емивалов - это достаточно крупные структуры длиной до 100-120 км при ширине 10-30 км; высота валов не превышает 100 м. Особенности размещения и юрмирования месторождений свидетельствуют, что их скопления на гемивалах ледует рассматривать в качестве зон нефтегазонакопления.

Наиболее изученные Калининградская и Гаргждайская зоны доказанного ефтенакопления, объединяющие, соответственно 9 и 8 месторождений, послу-сили эталонами для оценки аналогичных по масштабу субаквальных объектов. 1ощность продуктивного интервала разреза в первом из эталонных участков -5-87 м существенно превосходит таковую в Гаргждайской зоне (20-35 м). Ана-отчным образом различаются и коллекторские свойства пород продуктивного нтервала. В итоге только в Калининградской ЗНГН представлены месторожде-ия с геологическими запасами более 10 млн.т.; в Гаргждайской ЗНГН все ло-альные скопления УВ относятся к категории весьма мелких (около 1 млн.т.). !оответственно минимальные плотности в эталонах составляют 30-40 тыс.т/км2, величиваясь в 1,4-1,8 раза в наиболее благоприятных участках Калининград-кого вала.

Главньми факторами при сравнительно-геологической оценке субаквальных бъектов являются морфологический (структурный) и литолого-палеогеогра-1ический (состав продуктивных отложений, в том числе в связи с глубинами их огружения).

Оптимальными показателями нефтегазоносности в сравнении с эталонными эъектами располагает Западно-Ниденская ЗНГН, где открыто наибольшее из 2 выявленных в НТО месторождений - Кравцовское. Значительную продуктив-ость зоны подтверждает и открытие здесь еще одного месторождения на груктуре Д-5. Несмотря на высокую оценку Западно-Ниденской ЗНГН щотность ресурсов УВ 74 тыс.т/км2), она нуждается в доизучении, в частности опоисковании структуры Д-6 южная.

Западно-Клайпедская и Пограничная ЗНГН объединяют около 10 локальных эъектов возможных нефтепоисков, однако нефтегеологические характеристики -их зон значительно уступают таковым в эталонной Калининградской и даже в *ргждайской ЗНГН. В этих двух оцениваемых зонах заметно снижаются разме->1 локальных структур и, вероятно, происходит увеличение глинистости про-тстивного интервала палеозойского разреза, обычное для центрального и за-щного районов Балтийской НГО. Плотность в 40 тыс.т/км2 (Западно-

Клайпедская ЗНГН) видимо является предельно высокой в оценке названнь

знгн.

Основные итоги зонального прогноза в важнейших субаквальных район; России сводятся к следующему:

-на подводных КО России оконтурены 62 прогнозные зоны нефтегазон копления и оценены их нефтегазовые ресурсы. Среди выделенных объект< представлены ЗНГН в нефтегазоносных бассейнах эпиконтинентальных аквап рий (Печорское, Карское, Балтийское моря) и ЗНГН в недрах акваторий пер ходных областей (шельфы Северного Сахалина и Камчатки);

-площадь ЗНГН варьирует от 50 до 3600 км2; предполагаемое количесп локальных объектов доходит до 10, геологические ресурсы УВ составляют от ] до 4600 млн.т УТ при плотности ресурсов от 50 до 1750 тыс.т/км2. По этим п раметрам прогнозные ЗНГН в недрах отечественных акваторий вполне впиа ваются в систему зональных объектов подводных окраин континентов Мир охарактеризованную через изучение зон доказанного нефтегазонакопления;

-общее количество локальных структур, сгруппированных в вероятга ЗНГН, превышает 130. Вместе с открытыми месторождениями (31) оцененш локальные объекты составляют не менее 161 ед. На акваториях России I 1.01.1996 выявлено около 270 структур. Таким образом более ста из них явл ются резервом для дальнейшего прогноза нефтегазоносности недр акваторий I зональном уровне /48/;

-в ряде прогнозируемых ЗНГН уже открыты месторождения нефти и газ общее количество которых - 18. Наиболее крупными из. них являются: Прира ломное (нефтяное), Русановское и Ленинградское (газоконденсатные), Одопт море, Лунское, Аркутун-Дагинское, Пильтун-Астохское (нефтегазоконденса ные);

-выявленная эмпирическая зависимость между ресурсами и величиной на большего месторождения в доказанных ЗНГН позволила спрогнозировать в з нах открытие месторождений нефти с геологическими ресурсами в 100 млк (Печорское море), газа - от 50 до 470 млрд.м (Карское море); нефтегазоконде сатных месторождений с суммарными геологическими ресурсами УВ до 31 млн.т УТ ( шельф Северного Сахалина). Всего прогнозируется открытие кру ных месторождений УВ: в Печорском море -не менее 12; в Карском море - ] менее 25; на шельфе о.Сахалин - не менее 4. Ресурсы прогнозируемых мест рождений сопоставимы с месторождениями суши или превышают их;

-необходимость правильной ориентации морских ГРР на нефть и газ и п

ановка вопроса о целесообразности освоения газовых месторождений выдают задачу раздельного прогноза зон нефте- и газонакопления. Эта задача >едварительно решена на стадии оценки ЗНГН. Впервые осуществлен прогноз гзового состояния УВ в недрах Печорского и Карского морей. Количественная (енка зон преимущественного нефтенакопления позволила уточнить выпол-;нную оценку нефтяных УВ на отдельных акваториях, где ранее она была за-жена (Баренцево, Карское моря);

-результаты выполненного зонального прогноза показывают, что ЗНГН со-ржат значительные ресурсы УВ и являются важнейшими объектами ГРР работ . лицензионной основе;

-среди выделенных и оцененных ЗНГН первоочередными для постановки фтегазопоисковых работ являются: Сорокинская, Долганская, Колоколмор-ая ЗНГН в Печорском море; Харасавейская и Нярмейская ЗНГН в Карском >ре; Северо-Астрахановская, Восточно-Одоптинская и Северо-Эспенбергская шельфе о.Сахалин, Западно-Ниденская и Западно-Клайпедская ЗНГН в Бал-йском море.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главным содержанием выполненных исследований является разработка на-ных основ прогноза зон нефтегазонакопления на морях России и приоретное уществление этого прогноза в первоочередных для освоения субаквальных йонах Печорского, Карского, Охотского и Балтийского морей. Выделение ьектов зонального уровня в отечественных и зарубежных бассейнах выполне-с применением единого основополагающего принципа оконтуривания и енки ЗНГН, как элементарных природных группировок месторождений или зушек нефти и газа. В результате на большой фактической основе (свыше 3 зон) оказалось возможным впервые получить количественные нефтегеологи-жие характеристики зональных УВ скоплений в недрах акваторий, а также -ановить факторы зонального нефтегазонакопления на подводных контине-гьных окраинах России и Мира.

Применение учения о КО в качестве научной базы прогноза зон нефтегазо-сопления обеспечило эволтоционно-генетическую основу для систематизации тученных данных и выявило постадийные изменения параметров, факторов рмирования и размещения зон в цикле эволюции окраин континентов.

Основные защищаемые положения сводятся к следующему:

1. При начавшемся лицензионном освоении отечественных акваторий вы ление и оценка зональных скоплений нефти и газа является оптимальной ф мой прогноза нефтегазоносное™ морских недр и непременным условием дальнейшей успешной разведки. Прогноз возможен при соответствующем ур не выявления ловушек УВ, который позволяет наметить их естественные гр пировки как потенциальные зоны нефтегазонакопления.

2. Изучение и анализ зональных форм нефтегазонакопления необход! осуществлять на основе учения о КО, которое раскрывает взаимосвязи стр ния, эволюции и нефтегазоносности акваторий. Они должны проводиться с пользованием единого принципа выделения ЗНГН как элементарных природа скоплений нефтегазовых месторождений.

3. Зонам нефтегазонакопления свойственны существенные различия и этапные изменения ресурсных характеристик в цикле развития КО. Геологи ские ресурсы ЗНГН в НГБ атлантических окраин (в среднем около 300 мл! почти двукратно превышают таковые на тихоокеанских окраинах. Главнь общими факторами формирования ЗНГН являются: историко-геологическ литолого-палеогеографический, эмерджентный, морфологический и фактор полнительного прогибания.

4. Зоны нефтегазонакопления характеризуются фазово-генетической спец лизацией от моио- до полифазных, которая формирует нефтяной и газонеф ной или существенно газовый профили НГБ. Специализация во многом опре ляется разнообразием и природой НМС. Установлены четыре группы и неско ко разновидностей НМС, распространение которых связано с типом и эволю] ей окраин континентов.

5. В качестве научного обеспечения зонального прогноза недр морей Рос< вьщвигшотся результаты изучения факторов формирования и размещения бо. 500 зон доказанного нефтегазонакопления, а также эталоны, подготовленные итогам анализа 25 наиболее освоенных бассейнов Мира. Методологически основами являются раздельный прогноз для эпиконтинентальных и перехода ахваторий на стыке с океаном, аналогизация с зонами доказанного нефтега накопления, использование статистических зональных характеристик по ми вой системе НГБ.

6. Зоны нефтегазонакопления в НГБ Печорского, Карского, Охотскогс Балтийского морей являются ближайшим резервом отечественных морских бот на нефть и газ. Здесь установлены 62 прогнозных зоны с максималы

отностью геологических ресурсов УВ более 1500 тыс.т/км . В этих зонах про-озируется открытие не менее 40 месторождений крупнее 30 млн.т УТ. Перво-[ередными объектами ГРР являются Сорокинская ЗНГН в Печорском море, арасавейская - в Карском, Северо-Астрахановская на шельфе Сахалина и За-1Дно-Ниденская в Балтийском море.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах авто-

Литодого-палеогеографические карты палеоцена, эоцена и олигоцена СССР. ПалеотектоЕшческие эты палеоцена, эоцена и олигоцена - начала среднего миоцена СССР (Камчатка и сопредельные ¡атории). Атлас литолого-палеогеографических карт СССР. М-б 1:7500000. Палеогеновый, неогено-« и четвертичный периоды, 4.1V. Л., 1967.

Крупнейшие зоны кайнозойского прогибания акваторий и смежных районов суши северо-западного тора Тихоокеанского подвижного пояса - основные объекта поисков нефти и газа.- В сб.: Текто-са и нефтегазоносность Востока СССР. Л., ВНИГРИ, 1972, внп.309, с.30-47. Совместно с ^.Андиевой.

Основные типы формаций Корякско-Камчатского региона,- В сб.: Тектоника и нефтегазоносность яока СССР. Л., ВНИГРИ, 1972, вып.309, с.9-20. Совместно с Я.А.Драновским и др. Камчатка,островные дуги, окраинные моря,- В кн.: Палеогеография СССР, t.1V Палеоген - неоген. Недра, 1972, с.7-59. Совместно с В.А.Гроссгеймом и др.

Перспективы нефтегазоносносш и основные объекты нефтепонсковых работ дальневосточных аква-ий СССР.-В сб.: Перспективы нефтегазоносное™ акваторий СССР. Л., ВНИГРИ, 1972, с.165-179. зместно с ГЛ.Бсрсоном и др.

Тектонический фактор в прогнозе нефтегазоносности Сибири, Дальнего Востока и смежных шель-

5.- В сб.: Тектоника нефтегазоносных областей Сибири и Дальнего Востока. Тр. ЗапСибНЙГНИ, '6, вып. 95, с.90-91. Совместно с Э.А.Базановым и др.

Карта новейшей тектоники СССР и сопредельных областей. М-б 1:5000000. Мингео СССР. Аэрология, 1977 (соредактор); регион, макет - совместно с Ю.С.Немаевым и др.

Нефтегазоносные провинции и области подвижных поясов (Охотская провинция, Анадырская, Во-чно-Камчатская обл.).- В кн.: Нефтегазоносные провинции СССР. М„ Недра, 1977, с.228-292. Со-стно с Л.С.Баклановой.

Нефтегазоносные и возможно-нефтегазоносные провинции и области акваторий морей СССР.- В Геологическая структура и нефтегазоносность континентального шельфа и внутренних морей СР. Л., ВНИГРИ, 1977, с. 19-39. Совместно с Л.С.Баклаиовой и др.

Тектоника и прогноз нефтегазоносности подводных континентальных окраин.- Проблемы геологии гги и газа. Юбилейная сессия Ученого Совета ВНИГРИ. Л., 1979, с.52-56.

О прогнозировании нефтегазоносности недр акваторий. Методика и экономика морских геолого-¡едочных работ, 4.1. Л., Недра, 1980, с.23-39. Совместно с О.И.Супруненко и др. Типизация структур подводных хонтинентальных окраин и внутренних морей.- В сб.: Методика и номика морских геологоразведочных работ, ч.1. Л„ Недра, 1980, с.б-23. Совместно с Т.А.Авдиевой j.

К познанию процессов формирования структурно-вещественных комплексов в переходных зонах.-

6.: Основные этапы развития осадочных бассейнов северо-западной части Тихоокеанского подвиж-э пояса. Л., ВНИГРИ, 1982, с.77-95.

Палеогеновый вулканогенный пояс на севере Притихоокеаяской зоны. ДАН СССР, 1982, т.267, с.702-705. Совместно с Н.М.Столбовым.

Нефтегазоносные провинции СССР. Справочник (2-ое издание). М., Недра, 1983, 270с. Совместно Х.Диххенштейном и др.

16. Палеогеновые континентальные окраины на севере Тихоокеанского региона.- В сб.: Тектоник нефтегазоносность континентальных окраин. Л., ВНИГРИ, 1983, с.54-83.

17. Тектоническая карта нефтегазоносных провинций и областей СССР. М-б 1:2500000. Мш СССР, Киев, 1983 (соредактор); регион, макет - совместно с А.В.Журавлевым.

18. Тектоника нефтегазоносных территорий СССР. (Объяснительная записка к тектонической ка территорий СССР м-ба 1:2500000). М„ Недра, 1984, 120с. Совместно с Г.Х.Диккенштейном и др.

19. Строение и эволюция осадочных бассейнов краевой системы между континентом и океаном, кн.: Строение и динамика зон перехода от континента к океану. М„ Наука, 1986, с.115-120. Совт но с В.Д.Наливкиным и др.

20. Нефтегазоносность СССР.(Объяснителышя записка к картам нефтегазоносное™ и нефтегазогес гического районирования СССР м-ба 1:2500000.- М.: Воениздат, 1987, 224с. , Совместно Г.Х.Диккенштейном и др. _

21. Карта нефтегазоносности СССР. М-б 1:2500000.- Мингео, Миннефтепром, Мипгазпром СС 1988 (соредактор); регион, макеты - совместно с Э.Г. Кобловым и др.

22. Состояние и пути совершенствования прогноза нефтегазоносности подводных окраин копти* тов.- В сб. Геология, эволюция и нефтегазоносность современных и древних зон сочленения ко} нентов и океанов. Л., ЪНИГРИ, 1988, с.б-20. Совместно с О.И.Супруненко.

23. Историко-теологические предпосылки нефтегазоносности осадочных бассейнов в зонах древ: континентальных окраин,- В кн.: Проблемы нефтегазоносности Мирового океана. М„ Наука, И с.53-61. Совместно с Т.А.Андиевой и др.

24. Теоретико-методические основы прогнозирования зон нефтегазонакопления в условиях акватор] В сб.: Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР. 2-ая Науч практич. конф., г.Мурманск, 1989, с.88, (тез. докл.). Совместно с В.Г.Коцем и др.

25. Карта нефтегазогеологического районирования СССР. М-б 1:2500000. Мингео, Миннефгепр Мингазпром СССР, 1990 (соредактор); регион, макеты - совместно с Ю.С.Воронковым и др.

26. Современные представления о закономерностях нефтегазообразования и нефтетазонакоплени недрах Мирового океана,- В кн.: Геология и минеральные ресурсы Мирового океана, • гл.2.Варшава, Интерморгео, 1990, с.357-361.

27. Базовые критерии прогноза нефтегазоносности и главные линии эволюции континенталы окраин.- Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР. Всес. ко! ч.1„ М., 1990, с.154-155 (тез. докл.). Совместно с Т.А.Ангшевой.

28. Особенности зонального прогноза нефтегазоносности в условиях акваторий.- В кн.: Актуалы проблемы нефтегазовой геологии. Л., Недра, 1991, с.50-56. Совместно с В.Г.Коцем и др.

29. Роль континентальных окраин в формировании тектонических структур Земли.- В сб.: Науч технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. ВИЭМС N10-11. 1991, с.14-15. Совместно с Т.А. Андиевой.

30. Структурные и историко-теологические предпосылки нефтегазоносности морей СССР. Автор диссерт. канд. геол.-минерал, наук. Л., 1991, 28с..

31. Строение, развитие и нефтегазоносность континентальных окраин.-Советская геология, 1992, > с.62-68. Совместно с И.М.Мирчинком и др.

32. Геология нефти и газа, методы прогноза и поисков месторождений углеводородов (по матер. ХЗ сессии МПС, междунар. конф. и симп.). Обзор. Роскомнедра, ВНИГРИ, М., 1994. Ч.З Проблемы н тегазоносносгя акваторий, с.44-69.

33. Зональный прогноз нефтегазоносности в условиях акваторий; специфика и базовые критерии,-Межвед. конф. по новейшим достиж. в морской геологии, СПб, 1994, с.49-50 (тез. докл.).

34. Нефтегазоносность шельфа Печорского моря.- В сб.: Поиски, разведка и добыча нефти и таз Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. СПб, 1994, с.42-47.

35.Ресурсно-геологический анализ зон фактического нефтегазонакопления при выявлении скопле! нефти и таза в нефтегазоносных областях Северо-Запада России.- В сб.: Поиски, разведка и доб) нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и Баренцевом море. СПб, 1994, с.48-53. Совмести Е.В.Германом.

Важнейшие нефтегазоносные области арктической континентальной окраины России: перспективы кайшего и долгосрочного освоения.Освоение шельфа арктических морей России. 2-ая Междунар.

СПб., Техн. унив-т, 1995, с.56-58 (тез. докл.). Совместно с М.Д.Беяониным и др. Геолого-экономическая оценка УВ ресурсов морей России, прогноз возможной крупности место-дений, динамика их выявления и освоения.- Топливно-энергетические ресурсы России и других н СНГ. Междунар. симп. 24-26 апреля 1995, СПб, с.13-14. Совместно с Ю.В.Подольским. Вероятные источники углеводородов на окраинах континентов.В сб.: Геохимическое модеяирова-и материнские породы нефтегазоносных бассейнов. СПб., 1995 (в печати). Совместно с .Соболевым.

Зональный прогноз нефтегазоносности: информационное обеспечение и компьютеризация.- Ком-терная графика, банки данных, компьютерное моделирование в нефтяной геологии. 1-ая Между-конф. 20-24 ноября 1995, СПб, с.69 (тездокл.). Совместно с Ю.Н.Гололобовым. Зоны нефтегазокакопления Северного Сахалина и сопредельного шельфа,- Нефтегазоносные бас-га Западно-Тихоокеанского региона и сопредельных платформ: Сравнительная геология, ресурсы и даективы освоения. 1-ая Междунар. конф. 21-26 апреля 1996. СПб, 1996, с.53 (тез. дохл.). Со-л-но с Л.С.Маргулис и др.

Зоны нефтегазонакопления Южно-Карской синеклизы-перспективные объекты освоения северо-дных акваторий России,- Поиски, разведка и добыча нефти и газа в Тимано-Печорском бассейне и енцевом море, 2-ая Междунар. конф. 24-28 июня 1996. СПб, 1996, с.70 (тез.докл.). Совместно с .Германом и др.

Прогноз зон нефтегазонакопления в нефтегазоносных бассейнах Западно-Тихоокеанского региона: дифиха и базовые критерии.Нефтегазоносные бассейны Западно-Тихоокеанского региона и сопре-,ных платформ: сравнительная геология, ресурсы и перспективы освоения. 1-ая Междунар. конф. !6 апреля 1996. СПб, 1996, с.36 (тез. докл.). Совместно с Л.И.Жуковой и др. Main Tectonic features of Northern part of Pacific Mobile belt. AAPG v.54/12 December, 1970, !479-2480. Совместно с Б.Х.Егиазаровым и др.

The oil and gas productive basins of the shelves of Northeastern Asia. Canada's Continental Margins Offshore Petroleum Exploration.-Calgary, 1975, рр.663-668.Совместно с К.К.Макаровым и др. Historical-geological factor for petroleum forecast of sedimentary basins in Pacific region. 29th Inter. 1, Congress 24 august-3 September 1992. Abstracts v.3 of 3. Kyoto, Japan, 1992, p.804. Совместно с .Андиевой и др.

Specific Features of hydrocarbon localization in sedimentary basins of Northeart Asia. AAPG rn.Confer.and Exhibition "Exploration frontiers in Asia and the Western Pacific". Abstracts 1992, p.40. местно с МД.Белониным.

Structure, history and petroleum prospects of the Okhotsk sea region. 29th Inter. Geol. Congress 24 □st- 3 September 1992. Abstracts v.3 of 3. Kyoto, Japan, 1992, p.804. Совместно с Т.А.Андиевой и

Petroleum accumulation zones of continental margins - principal objects of oil prospects in the near and future. 30th Inter. Geo 1. Congress 4-14 August 1996, Abstracts v.2 of 3. Beijing, China, 1996, p.833. The most important petroleum-bearing objects of Russian East: prospects of development. 30th Inter, il. Congress 4-14, August 1996, Abstracts v.l of 3. Beijing, China, 1996, p.374. Совместно с [.Белониным и др.

Hydrocarbon distribution in sedimentary basins of the Northeastern Asia. Journal of Petroleum Science Engineering v.15 1996, pp.261-269. With George V.Chilingar et al. л

Подписано в печать 11.12.96 Формат 60x84 1/1 б' Усл. печ. л. 4.2 Печать офсетная. Тираж 100. Бесплатно.

Информация о работе

Григоренко, Юрий Николаевич
доктора геолого-минералогических наук
Санкт-Петербург, 1996
ВАК 04.00.17

Автореферат

Похожие работы