Нефтегазоносность дальневосточного региона по данным гравиметрии и геотермии

При годовом использовании нефти и нефтепродуктов в количестве 15−19 млн.т. и газа порядка 4 млрд.м.куб. Дальний Восток остается в числе энергодефицитных регионов России, поскольку удовлетворяется собственной добычей." лишь на 10%. Морская нефть сахалинских шельфовых проектов почти целиком уходит в компенсацию издержек зарубежных инвесторов [ 99,231 ]. Поэтому, открытие новых месторождений нефти и газа на Дальнем Востоке остается задачей большой государственной важности и на решение ее должны быть направлены основные усилия геологов производственных и научных организаций [ 121 ].

Осадочные бассейны акватории и материковой части региона представлены осадочно-породным выполнением порядка 65 прогибов и впадин кайнозойского и юрско-мелового возраста. Осадочные бассейны с установленным промышленным потенциалом нефтегазоносно-сти расположены, в основном, на западе Охотского моря в пределах о. Сахалин и присахалин-ского шельфа. В начале 80-х годов в Колпаковской впадине Западной Камчатки открыты первые газовое и газоконденсатные месторождения^ 147 ]. Разведанными являются только неогеновые отложения с промышленными запасами нефти и газа.

Кардинальным решением по собственному энергообеспечению Дальневосточного региона (ДВР) является формирование, начиная с 2020 года, нового Магаданско-Западно-Камчатского центра нефтегазодобычи. Для этого необходимо развертывание региональных работ по подготовке участков лицензирования в Хабаровском крае, Магаданской области, Корякском и Чукотском АО [ 22,99,150,167 ]. Перспективным считается переориентации ГРР в Северо-Сахалинском центре нефтегазодобычи (о. Сахалин) с миоценовых отложений, в которых фактически исчерпаны эффективные запасы [ 20 ], на новые объекты в палеогеновых и, возможно, верхнемеловых отложениях. Последние прогнозируются специалистами как ведущие нефтегазогенерирующие комплексы [ 25,108 ].

Оценивая роль газовой компоненты в развитии ТЭК Сибири и Дальнего Востока, специалисты считают, что газоваяиндустрия создает «энергетический мост» в экологически безопасное общество [ 172 ]. За последние два десятилетия доля газа в мировом ТЭК возросла с 10 до 22%. Ожидается, что эта тенденция сохранится, по крайне мере, до 2040;2050 г. г. [ 234 ]. В этом аспекте привлекательно выглядит существенная роль континентальной седиментации в межгорных впадинах материковой части Дальнего Востока [ 24,59 ]и, вероятно, высокая степень катагенеза палеогеновых и верхнемеловых отложений Сахашна, что создает предпосылки для формирования газовых и газоконденсатных месторождений.

Учитывая, что временной интервал от поисковых работ до передачи месторождения УВ в эксплуатацию составляет до 10−15 лет, настала необходимость организовывать поиски нефти и газа на новых территориях материковой части ДВР и в палеоген-верхнемеловых отложениях Сахалина путем вовлечения перспективных участков в геологоразведочный процесс.

Выполненные на сегодняшний день районирование перспектив, оценки прогнозных ресурсов по ДВР, особенно в части соотношения нефть/газ, ставятся под сомнение. Для организации поисковых работ на длительную перспективу проблемным вопросом становится оперативная и комплексная переоценка прогнозных ресурсов региона на основе проведения единой стандартной оценки потенциала нефтегазоносных бассейнов ДВР, акцентированной на анализе динамики УВ — систем [ 99,128,153 ].

Если резюмировать опыт ведущих организаций (ВНИГРИ [ 14'], МГУ [ 7 ], РГУ нефти и газа [ 51 ], ИГНГ СО РАН, СНИИГГИМС, ТПУ [ 73,163 ], ВНИИГЛЗ [ 64 ], ОАО Восток-газпром [ 175 ], ГП Востокгеология [ 10 ], ИМГиГ ДВО РАН [ 107 ], СахалинНИПИморнефть [ 8,26 ], ИТиГ ДВО РАН [ 24,102 ], ДВИМС МПР РФ [ 22 ] и др.), в части критериев прогноза нефтегазоиосности в Сибири и на Дальнем Востоке, то анализ новых территорий и стратиграфических уровней должен выполняться с учетом современных воззрений на формирование осадочно-породных бассейнов, значения нефтегазоматеринских отложений с позиций признания унаследованного влияния очагов нефтегазообразования на формирование скоплений нефти и газа. Так, к региональным критериям прогноза, помимо мощности осадочного выполнения, относятся территории развития материнских пород и зоны флюидомиграции. Под последними понимаются «тектонически ослабленные зоны» («зоны разуплотнения»), прослеживаемые в разрезе и плане. К зональным критериям прогноза — литостратиграфическим, литолого-петрофизическим, свидетельствующим о высокой вероятности обнаружения скоплений УВ в пределах регионально перспективной территории, относят присутствие в разрезе нефтематеринских пород, толщ потенциальных пород — коллекторов и толщ флюидов. Для выделения и картирования таких толщ подчеркивается необходимость проведения гравиразведки. Для количественных расчетов генерации углеводородов предлагаются методы, основанные на изучении степени катагенеза ОВ. Степень катагенеза пород также рассматривается как особенно важный фактор выделения «катагенетической зоны оптимального нефтегазонакопления» [ 26 ].

Следует отметить, что для регионального изучения коллекторских свойств осадочных толщ на слабоизученных территориях, в сложных сейсмогеологических условиях гравиметрические данные давно рекомендовались Д. С. Миковым [ 165 ] и Ю. А. Косыгиным [ 119].

Как в России, так и в мировой практике, региональное прогнозирование (идентификация) нефтегазоматеринских толщ осуществляется, в основном, по прямым признакам степени катагенеза ОВ — отражательной способности витринита и данным пиролитических исследований керна отдельных скважин [ 21, 228 и др.]. Исключение составляет методический подход прогнозирования материнских пород по результатам геотемпературного моделирования, который внедряется для оценки прогнозных ресурсов нефтегазоносных провинций и областей Арктического супербассейна [ 162 ] и осадочных бассейнов Черноморско-Каспийского региона [ 137 ].

Рассматриваемая в настоящей работе авторская методика [ 79,245 ] регионального прогнозирования зон хороших коллекторов и нефтегазоматеринских пород основывается на математическом моделировании осадочного разреза в гравитационном и геотемпературном полях. Это новая объемно-площадная методика, в которой прямые признаки степени катагенеза ОВ принимаются в качестве опорных (контрольных) данных. Объектом приложения методики является нефтегазоносный осадочный бассейн (НГБ) как целостная и достаточно автономная система генерации и накопления УВ органического происхождения [ 26, 53, 110,189 ]. Это, как правило, осадочно-породное заполнение тектонических элементов 2−1 порядка. Используемые основные фактические данные — гравиметрическая съемка 1:200 ООО и крупнее, сейсмогеологические разрезы вдоль региональных профилей, петрофизические определения и термокаротаж в скважинах. Фундаментальный расчетный геодинамический параметр — распределение значений теплового потока из основания.

Для построения исходных сейсмогеологических разрезов вдоль региональных профилей, петрофизических моделей, выполнения палеотектонических реконструкций, сопоставлений с прямыми признаками нефтегазоносности требуется анализ огромного количества фактического геолого-геофизического материала. Для организации оперативного (автоматизированного) доступа к исходным данным проблемным вопросом становится создание компьютерного банка геолого-геофизических данных по нефти и газу Дачьневосточного региона.

Нужно сказать, что вопросу создания автоматизированных банков геологических информационных ресурсов приоритетное внимание уделяется как на отраслевом уровне [ 60,138 ], так и на территориатьно-регионатьном [ 105,215 и др.].

Проектирование, формирование и ведение регионатьного банка цифровой геологической информации на углеводородное сырье — сложная научно-техническая проблема. С точки зрения предметной области, здесь мы имеем дело с многоуровенной иерархией геологических объектов, с трудно обозримым спектром методов (технологий) полевых, скважинных и лабораторных работ, причем диапазон получения геолого-геофизических данных варьирует от регионально-оценочных работ до эксплуатации месторождений, а их ретроспектива (на Сахалине) составляет 60−70 лет.

С точки зрения технической реализации, привлечение для создания регионального банка зарубежных специализированных систем, как-то Open Explorer и др., представляется далеко не бесспорным и эффективным решением проблемы. Дело в том, что импортные системы эффективны только для новейших данных, полученных с использованием импортных технологий. Подгонка всей ретроспективы данных под международные стандарты (POSC) или. невозможна,' или требует очень больших затрат, если, к тому же, учесть цены на импортные специализированные банки.

Из отечественных технических решений проблемы создания регионального банка данных на нефть и газ, имеющих единую концепцию построения банка и использующих промышленную программно-аппаратную платформу, отметим разработки ЦГЭ МинЭнерго [ 232 ] и тюменского ЗапСибГеоНАЦ МПР [ 219 ].

Рассматриваемый в настоящей работе уникальный на Востоке России региональный банк данных на нефть и газ [ 80, 96 ] проектируется и формируется в Дальинформгеоцентре [ 270,276 ] на основе концептуальной модели [ 104 ], утвержденной МПР и ГлавНИВЦем [ 271,274 ]. Ниже будут изложены методологические основы проектирования и состояние Дальневосточного регионального банка данных.

В Дальинформгеоцентре в начале 90-х годов по авторской методике регионального прогнозирования нефтегазоматеринских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления выполнен прогноз нефтегазоносности для Лунской [ 84'], Набильской [ 82 ] впадин, Нышско-Тымского прогиба [ 87 ] и верхнемеловых отложений зоны Центрально-Сахалинского разлома [ 83 ]. Выполнена оценка температурного режима осадочной толщи Восточно-Камчатского прогиба [ 81 ] и предварительная оценка степени катагенеза ОВ осадочных отложений Анадырского прогиба Чукотки [ 38 ]. Математическое. моделирование выполнялось на основе сквозной автоматизированной технологии на ЭВМ ЕС.

В настоящее время в Дальинформгеоцентре, в сотрудничестве с кафедрой прикладной математики Новосибирского ГТУ, возобновлено функционирование автоматизированной технологии геоплотностного моделирования, палеотектонических реконструкций и палео-температурного моделирования на современной компьютерной технике с привлечением новых эффективных численных методов [ 86 ]. Восстановление технологии математического моделирования выполнено в рамках научно-исследовательских и тематических работ по договорам с ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» [ 265 ] и ООО «Альянс-Хабаровск» [ 253 ] по объектам прогнозирования в НГБ Сахалина и континентальной части ДВР. Одновременно решалась проблемная задача реализации результатов моделирования в форматах графических файлов (ГИС-проектов) с целью выполнения последующих объемно-аналитических расчетов и картографических построений [ 142 ] с использованием средств промышленных ГИС-систем. Опыт выполнения таких расчетов уже имелся [ 222 и др.].

Таким образом, ОСНОВНАЯ ЦЕЛЬ НАСТОЯЩЕЙ РАБОТЫ продиктована потребностью создания регионально-зональной прогностической основы для организации поисковых работ на нефть и газ на новых территориях Дальневосточного региона, с определенным акцентом на новые объекты в палеоген-верхнемеловых отложениях, и заключается в развитии и широкой апробации методик прогнозирования, основанных на динамическом и генетическом анализе УВ-систем.

Настоящей работой решается КОМПЛЕКС АКТУАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ, связанных с прогнозом нефтегазоносности Дальневосточного региона. Проблемные вопросы включают:

1) проектирование и формирование специализированного регионального банка геолого-геофизических данных на нефть и газ;

2) создание адекватных математических моделей и современных компьютерных программ регионально-зонального прогнозирования материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления;

3) реализацию результатов моделирования (прогнозирования) в форматах промышленных ГИС-систем как компьютерную информационную базу для автоматизированных объемно-аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата НГБ;

4) апробацию научных, методических, проектных и технических решений для прогнозирования нефтегазоносности осадочных бассейнов региона.

Всеми перечисленными вопросами автор занимался в качестве научного руководителя, ответственного исполнителя и непосредственно, работая в ГП «Дальинформгеоцентр» в 1980;2002г.г. [ 92, 250−254, 257−276 ]. В процессе опытно-методических, тематических и научно-исследовательских работ выполнена широкая апробация метода палеотемпературного моделирования в сочетании с методом геоплотностного моделирования для прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальневосточного региона. Так, в Набильской впадине Сахалина, на основе карт распространения материнских пород и плотностных неоднородно-стей свит, даны рекомендации по расширению группы поисковых скважин на Междуречен-ской площади с ожидаемыми притоками нефти и конденсата в палеогеновых отложениях [ 82, 85 ]. По результатам картирования материнских пород и зон флюидомиграции в меловых отложениях Юга Сахалина проведено ранжирование по степени перспективности 20-ти ан-" тиклинальных структур в миоценовых отложениях с прогнозом фазового состояния залежей УВ [ 39, 83 ]. По договору с ООО «Альянс-Хабаровск» выполнено картирование материнских толщ и локальных зон вероятного нефтегазонакопления в Средне-Амурской впадине и даны рекомендации по постановке поискового бурения на газ в меловых отложениях [ 34 ]. По договору с ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» выполнено картирование нефтемате-ринских пород на сухопутной части Луиской впадины, что позволило оценить размещение зон катагенеза в миоценовых отложениях «транзитной зоны» и присахалинского шельфа [ 86'].

Наряду с вышеперечисленным, установлен ряд генетических и динамических особенностей УВ-систем региона, заключающихся в некоторых общих объемно-площадных закономерностях степени катагенеза (генерационной способности) и литоплотностных характеристик (возможности эмиграции и накопления УВ) мезозойско-кайнозойских отложений, включая палеоген-верхнемеловые комплексы [ 34, 39, 74,79, 86, 88, 91, 144].

Методологической основой прогнозирования является учение о стадийности процессов нефтегазообразования [ 27, 28 ], развитая теория зон катагенеза наиболее интенсивной генерации и эмиграции УВ [ 109−113 ], теория математического моделирования в геофизических полях строения и эволюции осадочно-породного бассейна [ 192, 193].

Таким образом, НА ЗАЩИТУ ВЫНОСИТСЯ:

1 .Региональный банк геолого-геофизических данных на нефть и газ, специализированной по информационной модели и модели реализации как информационно-аналитическая база научных и тематических исследований регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности.

2.Развитая компьютерная методика прогнозирования (картирования) материнских толщ (по геотемпературному критерию) и зон флюидомиграции, нефтегазонакопления (по гео-плотностному критерию), включающая адекватные математические модели и эффективные вычислительные средства — методы математического программирования и сеточные методы решения краевых задач математической физики.

З.ГИС-проект цифровых результатов прогнозирования материнских толщ и зон нефтегазонакопления, специализированный по информационной структуре и реализации как информационная база для автоматизированных объемно-площадных аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов УВ.

4.Результаты применения научно-методических и проектных решений по п.п. 1.-3. для регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности осадочных бассейнов Дальневосточного региона, изучения общих закономерностей размещения вероятных очагов нефтегазогенерации и зон флюидомиграции, нефтегазонакопления :

4.1. В восточной пришельфовой части суши Сахалина, в шельфовой зоне главная зона нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатиая зона приурочены, в основном, к неогенговым отложениям. В направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется. Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0−1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения.

4.2. В континентальной части региона (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основными нефтегазопроизводящими комплексами являются, вероятно, меловые отложения. Наиболее вероятными толщами нефтегазонакопления (преимущественно газа) являются верхнемеловые отложения.

4.3. Центрально-Сахалинский региональный разлом «проявляется» в меловом «базаль-ном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20−40 километровыми зонами аномального разуплотнения, отождествляемого с высокой проницаемостью пород, улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости.

4.4 Результаты моделирования литоплотностных характеристик и палеотемператур осадочного разреза зоны Центрально-Сахалинского разлома дают дополнительные основания считать, что поле развития верхнемеловых отложений западнее разлома представляет собой самостоятельный потенциально нефтегазоносный район, где существенная роль при поисковых работах должна отводится верхнемеловым осадочным комплексам.

4.5. Отдельные интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1−2 км от интрузии скопления УВ, вероятно, разрушают. Конструктивное тепловое влияние интрузивного тела на нефтегазоге-нерацию оценивается неопределенно.

4.6. Как правило, каждая из толщ (свит) не является толщей-коллектором (зоной нефтегазонакопления) или толщей-флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории своего распространения в пределах осадочного бассейна или отдельного крупного участка. Литофизические характеристики одновозрастных отложений существенно меняются в латеральном направлении. Поэтому толщи (свиты) по своему простиранию выглядят в отношении коллекторских свойств зонально-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3−6 до 12−20 км .

4.7. Для верхнемеловых отложений Средне-Амурской впадины установлена прямая связь (совпадение) между выделенными сейсмофациональным анализом дельтовыми седиментационными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности, установленными по результатам геоплотностного моделирования. Это существенно повышает потенциальные возможности гравиметрии по картированию зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе.

4.8. Территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона (ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы) картируются: по геоплотностному критерию крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакусти-ческого фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением.

4.9. Оценку перспектив нефтегазоносности локальных объектов, выявленных структурной сейсморазведкой, их ранжирование по степени перспективности следует выполнять по следующим основным факторам — критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложенийналичие аномального разуплотнения вмещающих отложенийналичие перекрывающих толщ — флюидоупоровблизость к зонам разломовблизость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию. Все перечисленные факторы — критерии картируются средствами разработанной компьютерной методики прогнозирования.

4.10. Целесообразным является расширение на восток группы междуреченских скважин в Набильской впадине, прогнозируются притоки нефти и конденсата из уйнинских отложений. Сформулирован прогноз нефтегазоносности 5-ти локальных объектов (Се-веро-Анатольевской, Верхне-Нышской, Голубичной, Западно-Татамской и Верхне-Татамской антиклиначьных структур) в Нышской впадине. Выполнено ранжирование по перспективам нефтегазоносности 20-ти локальных объектов в миоценовых отложениях южной части Сахалина с прогнозированием фазового состава пластовых флюидов. Даны рекомендации по постановке поискового бурения на газ в верхнемеловых отложениях Средне-Амурской впадины.

Основные результаты работы докладывались на: советско-японском симпозиуме «Геология и геофизика дна окраинных морей Восточной Азии» (Хабаровск, 1985) — XV сессии Научного Совета «Тектоника Сибири и Дальнего Востока» (Южно-Сахалинск, 1985) — V всесоюзной школе-семинаре «Теория и практика интерпретации потенциальных полей» (Ленинакан, 1986) — 18-й сессии Всесоюзного семинара им. Д. Г. Успенского «Вопросы геологической интерпретации гравитационных и магнитных аномалий» (Киев, 1989) — Международном симпозиуме «Геолого-геофизическое картирование Тихоокеанского региона» (Южно-Сахалинск, 1989) — региональной конференции «Геотермия и ее применение в региональных и поисково-разведочных исследованиях» (Свердловск, 1989) — XVII конференции молодых ученых ИМГиГДВО РАН «Актуальные вопросы геологии, геофизики и биологии» (Южно-Сахалинск, 1991) — рабочих совещаниях по ГБЦГИ при ГлавНИВЦ (Москва, 1995, 1996, 1997, 1998, 1999, 2000) — 1-й и 2-й региональной научно-практической конференции «Информация и информационные технологии в изучении и использовании природных ресурсов на Дальнем Востоке (Хабаровск, 2000, 2001) — региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России «300 лет горно-геологической службы России» (Томск, 2000) — международной научно-практической конференции «Горно-геологическому образованию в Сибири 100 лет» (Томск, 2001) — международном научном симпозиуме «Строение, динамика и металлогения Охотоморского региона и прилегающих частей Северо-Западной Тихоокеанской плиты» (Южно-Сахалинск, 2002) — международной конференции «Нефтегазовому образованию в Сибири 50 лет» (Томск, 2002). Научные результаты опубликованы в 47 работах [ 34, 38, 39, 72, 74−96, 104, 115−118, 125−127, 144, 168, 196, 197, 245−247, и др. ], в том числе 32 — в международных рецензируемых журналах [ 39, 75−77, 79, 81−84, 86−90, 94, 96, 104, 115−118, 125−127, 144, 168, 196, 197, 246, 247 и др. ], а также изложены в 24 отчетах научно-исследовательских и опытно-методических работ [ 250−254,257−276 ].

Автор считает своим долгом почтить светлую память безвременно ушедшего из жизни Кисловского О. А. — директора ГП «Дальинформгеоцентр», где проведена большая часть настоящих исследований.

Автор выражает глубокую признательность чл. — корр. АН СССР Сергееву К. Ф. и академику НАН Украины Старостенко В. И. за научно-педагогическое шефство с 1982 года. Автор благодарит д.г.-м.н. Косыгина В. Ю., д.г.-м.н. Красного M.JI. — соавторов при моделировании Курило-Камчатской переходной зоны и океанических геотраверсов, а также д.т.н. Соловейчика Ю. Г., к.ф.-м.н. Волкову Н. А., к.г.-м.н. Волгина П. Ф., Гуленок Р. Ю., Исаеву О. С., Шпакову Н. В., Юрчук А. А. — соавторов большей части проведенных исследований. Автор признателен д.г.-м.н. Кирилловой Г. Л., д.г.-м.н. Малышеву Ю. Ф., рекомендовавшим значительную часть материалов исследований к печати в «Тихоокеанской геологии». Автор выражает благодарность своим коллегам по исследованиям: Войковой С. И., Соколовой В. В., Москаленко Д. В., Ким А. Г., Ляшкевич Р. С., Бакунову А. В., Шибанову С, Н., Швец Л. Г., Ним Т. В., Чан Чо Те, к.т.н. Рояк М. Э., с.н.с. Веселову О. В., Оловянишникову Ю. С., Воронину.

Н.П., Прилуцкой И. В., а также замдиректора института «СахалинНИПИморнефть» Бычкову А. В. и гл. геологу ООО «Альянс-Хабаровск» Пляскину В.А.

Автор признателен профессорам Томского политехнического университета Ерофееву Л. Я., Кривошееву В. В., декану ГРФ Поцелуеву А. А., доценту Номоконовой Г. Г., поддержавших и стимулировавших логическое завершение настоящих исследований.

Основные результаты и. выводы, по проведенным исследованиям, связанным с прогнозом нефтегазоносности Дальневосточного региона, сводятся к следующему.

В части решения проблемы проектирования и формирования специализированного регионального банка геолого-геофизических данных на нефть и газ прогресс достигнут по следующим направлениям:

1) разработана концептуальная модель (информационная структура) банка данных, адекватная потребностям широкого спектра потенциальных пользователей нефтяного профиля, от специалистов отраслевых и академических НИИ до специалистов, формирующих пакеты геологической информации к лицензионному конкурсу;

2) для реализации банка данных привлечены относительно недорогие промышленные СУБД Oracle и Arc View, позволившие организовать эффективную клиент-серверную технологию обработки данных в режиме удаленного доступа;

3) использование в качестве клиентского приложение программы Arc View, обладающей графическим интерфейсом, обеспечило работу пользователя с данными в традиционном для геолога картографическом виде;

4) практически реализованы основные принципы научного проектирования распределенного банка данных — виртуальность представлений пользователей и прозрачность размещения данных. Виртуальность представлений, обеспечивая привычное (удобное) для геолога представление и манипулирование с данными, решило проблему избыточности данных в компьютерных базах. Прозрачность размещения данных предельно упрощает работу пользователя — пользователь работает как бы с централизованным банком данных;

5) спроектирована и действует система обновления и администрирования баз данных, обеспечивая стандартизацию данных и их защиту;

6) при разработке информационной и логической структуры (стандартов) Дальневосточного регионального банка данных, являющегося по статусу государственным, широко использованы инструктивно-методические материалы ГлавНИВЦа по ГБЦГИ;

7) подготовлены к эксплуатации интегрированные цифровые пакеты геолого-геофизических данных по отдельным осадочным бассейнам Дальневосточного региона, по составу ПТС доступные в эксплуатации практически каждому геологическому предприятию;

8) на основе цифровых пакетов по осадочным бассейнам Сахалина создан распределенный банк данных Сахалинской области, который стал основной информационно-аналитической базой научных и тематических исследований нефтегазоносности и оперативного получения разнообразной геолого-геофизической информации при управлении фондом недр;

9) интерфейс пользователя банка данных позволяет в автоматизированном режиме выполнить практически любой (непредсказуемый) аналитический запрос в процессе выполнения регионально-зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности, объемно-площадного изучения общих закономерностей степени катагенеза (распространения материнских толщ) и литоплотностных (коллекторских) характеристик мезокайнозойских свит;

Дальнейший прогресс в решении проблемы создания регионального банка данных заключается в наращивании информационной базы распределенного банка данными других осадочных бассейнов Дальневосточного региона и предоставлении информационных услуг клиентам (пользователям) всего региона на основе корпоративной вычислительной сети.

В решении проблемы создания адекватных математических моде. гей и современных компьютерных программ регионально-зонального прогнозирования материнских толщ и зон вероятного нефтегазонакопления получен определенный законченный результат:

1) создана компьютерная методика моделирования в гравитационном поле и поле теплового потока строения и эволюции осадочного разреза;

2) компьютерная методика реализуется геоплотностным моделированием, палеотекгоническими реконструкциями плотностных разрезов и палеотемпературным моделированием в условиях седиментации и магматизма;

3) математические модели и компьютерные алгоритмы плотностного моделирования, палеотектонических и палеотемпературных реконструкций учитывают изменение тектоники, седиментации, литофизичееких характеристик, теплового потока как в геологическом времени, так и в пространстве — по латерали;

4) математические модели и алгоритмы были подвергнуты всестороннему тестированию на квазирсальных моделях с оценкой возможных вычислительных погрешностей. Установлено, что эти погрешности являются приемлемыми для практики исследований;

5) компьютерная программа геоплотностного моделирования реализована алгоритмом квадратичного программирования, обеспечивает технологию многопараметрического многовариантного моделирования и технологию имитационного моделирования. Программа позволяет одновременно моделировать до 300 геоблоков плотностного разреза, погрешность расчета геоплотностей порядка ±0,02 г/см3 при точности наблюденного поля +0,50мгл;

6) проведено исследование целого спектра факторов, влияющих на величину максимума палеотемператур и время его проявления для осадочного разреза Дальневосточного региона. К существенным факторам отнесены величина теплового потока из основания, теплопроводность перекрывающих отложений, плотность внутренних радиоактивных источников, скорость осадконакопления и налхгше размывов в перекрывающих отложениях. Установлено, что присутствие в осадочном разрезе отдельных интрузивных образований (локальных источников тепла) может оказать существенное влияние на # катагенез и процессы нефтегазообразования только в пределах 1,5 -2,0 км вмещающих отложений;

7) компьютерная методика обеспечивает построаше объемно-площадной модели распространения нефтегазоматеринских пород, толщ-коллекторов и толщ флюидоупоров. При этом картирование материнских пород (по геотемпературному критерию) и зон нефтегазонакопления- (по геоплотностному критерию) осуществляется, как правило, для каждой стратиграфической едшпщы (свиты) неогеновых, палеогеновых и верхнемеловых отложенийш>

8) компьютерный прогноз нефтегазоносности осуществляется с использованием всей массы геофизических данных, большей частью сформированных в цифровом виде в региональном банке данных. Прямые признаки нефтегазоносности материалов бурения, изученность которым палеогеновых и верхнемеловых отложений относительно слабая, принимаются в качестве опорных (контрольных данных);

9) разработанная методика прогнозирования исследует основной комплекс факторов нефтегазоносности — генерацию, накопление и консервацию УВ. Методологической основой прогнозирования является учение И. Б. Вассовича о стадийности процессов нефтегазообразования, развитая А. Э. Конторовичем теория зон катагенеза наиболее интенсивной генерации и эмиграции УВ, теория В. И. Старостенко математического моделирования в гравитационном и геотемпературном полях строении и эволюции осадочно-породиого бассейна.

Перспективы развития компьютерной методики прогнозирования заключаются в совершенствовании программных средств в направлении повышения адекватности математических моделей [ 89, 90, 168 ] (учет изменения всех петрофизических свойств при литостатическом уплотнении, нестационарности теплового потока из основания, рельефа и глубины дна палеобассейнов осадконакопления и др.), структурной совместимости по данным между геоплотностной и палеотектоническими, палеотемпературными моделями.

В части решения проблемы реализации результатов прогнозирования в виде Гис-проектов как цифровой информационной базы для автоматизированных объемно-аналитических расчетов и картографических построений при оценке прогнозных ресурсов УВ сделано следующее:

1) определены достаточно унифицированные перечни картографических и фактографических материалов, макет и легенда, методика оцифровки и интеграции в системе Arc View результатов прогнозирования как в целом территории осадочного бассейна, так и отдельного района исследований в пределах НГБ;

2) практически выполнена подготовка ГИС-проектов, но результатам прогнозирования нефтегазоносности на территории Лунской впадины и Хорского лицензионного участка в пределах Средне-Амурской впадины — создана собственно цифровая информационная база объемно-площадного распределения подсчетных параметров для оперативной (автоматизированной) оценки прогнозных ресурсов УВ;

3) апробировано и установлено, что СУБД Arc View позволяет выполнять на основе данных ГИС-проекта в автоматизированном режиме всевозможные пространственные и тематические выборки, объемно-площадные аналитические расчеты, всевозможные, всемасшабные композиции карт, разрезов, тем с последующей распечаткой твердых копий.

Естественно, что следующим этапом научно-инженерной работы с ГИС-проектами должно быть введение в практику прогнозирования нефтегазоносности проведения на основе ГИС-проекта непосредственно оценок прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата осадочного бассейна in и района исследований.

По результатаи регионально-зонального прогнозирования нефтегазоности осадочных бассейнов Дальневосточного региона установлены следующие генетические и динамические особенности режима УВ-систем:

1) если в пришельфовой части суши, в шельфовой зоне главная зона нефтеобразования и глубинная газовая-газоконденсатная зона приурочены, в основном, к миоценовым отложениям, то в направлении от береговой линии в сторону суши положение этих зон как по гипсометрии, так и по стратиграфическому уровню существенно меняется. Зоны нефтегазогенерации по гипсометрическому уровню смещаются вверх на 1,0−1,5 км и более, при этом «погружаясь» в палеогеновые и верхнемеловые отложения. Причем, глубинная зона газогенерации практически повсеместно сопровождает верхнемеловые отложения;

2) в континентальной части региона (Средне-Амурская впадина) кайнозойские образования только в наиболее погруженных частях попадают в верхнюю зону газообразования, основнымииефтсгазопроизводящими комплексами (по степени катагенеза) являются, вероятно, меловые отложения. По литоплотностным характеристикам наиболее вероятными толщами нефтегазонакопления (преимущественно газа) являются верхнемеловые отложения;

3) региональные разломы «проявляются» в меловом «базальном этаже» и мезо-палеозойском фундаменте 20−40 километровыми зонами аномального разуплотнения, отождествляемого с высокой проницаемостью пород, улучшением коллекторских свойств за счет повышенной трещиноватости;

4) отдельные интрузии основного состава, которые могут сопровождать региональные разломы, создают в осадочном чехле дополнительные нестационарные температурные эффекты. Эти эффекты на расстоянии 1−2 км от интрузии скопления УВ, вероятно, разрушают. Конструктивное тепловое влияние интрузивного тела на нефтегазогенерацию оценивается неопределенно;

5) ни одна из толщ (свит) не является толщей-коллектором (зоной нефтегазонакопления) или толщей-флюидоупором (региональной покрышкой) на всей территории своего распространения в пределах осадочного бассейна или отдельного крупного участка. Литофизические характеристики одновозрастных отложений существенно меняются в латеральном направлении. Поэтому толщи (свиты) по своему простиранию выглядят в отношении коллекторских свойств зонально-блоковыми системами, с размерами «ячеек» от 3−6 до 12−20 км;

6) на примере Средне-Амурской впадины установлена прямая связь (совпадение) между выделенными сейсмофациональным анализом дельтовыми седиментанионными телами песчаного, песчано-глинистого состава и отрицательными аномалиями плотности, установленнымипо результатам геоплотностного моделирования. Это существенно повышает потенциальные возможности гравиметрии по картированию зон вероятного нефтегазонакопления в Дальневосточном регионе;

7) территории осадочных бассейнов юго-восточного обрамления региона (ЮжноКурильский и Ценрально-Курильский прогибы) картируются по гсоплотностному критерию крупной зоной пониженной плотности, расположенной ниже сейсмоакустического фундамента. Область Южно-Курильского прогиба представлена наибольшим разуплотнением;

8) оценку перспектив нефтегазоносности локальных объектов, выявленных структурной сейсморазведкой, их ранжирование по степени перспективности следует выполнять по следующим основным факторам — критериям: наличие вмещающих или нижележащих материнских отложенийналичие аномального разуплотнения вмещающих отложенийналичие перекрывающих толщфлюидоупоровблизость к зонам разломовблизость к зонам выклинивания материнских пород по восстанию. Все перечисленные факторы — критерии картируются средствами компьютерной методики прогнозирования.

Настоящей работой обоснована целесообразность расширения группы междуреченских скважин в Набильской впадине с прогнозированием притоков нефти и конденсата из уйнинских отложениях, сформулирован прогноз нефтегазоносности 5-ти локальных объектов-(антиклинальных структур) в Ньппской впадине, выполнено ранжирование по перспективам нефтегазоносности 20-ти локальных объектов в миоценовых отложениях южной части Сахалина с прогнозированием фазового состава пластовых флюидов.

Результаты моделирования литоплотностных характеристик и палеотемператур осадочного разреза зоны Центрально-Сахалинского разлома дают дополнительные основания считать, что поле развития верхнемеловых отложений западнее разлома представляет собой самостоятельный потенциально нефтегазоносный район, где существенная роль при поисковых работах должна отводится верхнемеловым осадочным комплексам.

В качестве одной из ближайших перспектив работ по прогнозированию исфтсгазоносностн региона, по нашему мнению, слсдуст рассматривать подготовку цифровых карт распространения нефтепроизводящих, газопроизводящих пород и зон вероятного нефтегазонакопления слабоизученных осадочных бассейнов западной части Сахалина — Западно-Сахалинского, Погибинского и Байкальского с тем, чтобы к 2004 -2005гг. создать аналогичные цифровые карты 15-ти осадочных бассейнов Сахалина для последующей оценки (переоценки) прогнозных ресурсов УВ [ 75, 88 ].

Весьма вероятно успешное приложение разработанной методики прогнозирования нефтегазоносности в НГБ других регионов, для осадочных разрезов которых характерна латеральная изменчивость одновозрастных отложений как по степени катагенеза, так и по другим литофизическим параметрам [ 72 ].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.