Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов

Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов (Галушкин Ю.И.)

Численный анализ истории погружения, термической эволюции

и процессов генерации углеводородов

в осадочных бассейнах

Необходимость и задачи моделирования

Поиски новых и доразведка старых месторождений в пределах освоенных неосвоенных бассейнов

конечный этап поиска залежей УВ – очень дорогое мероприятие.

Предварительное изучение бассейна геологическими, геофизическими или геохимическими методами, а также

методами физико-математического моделирования процессов

нефтегазообразования, способно заметно сузить площадные и глубинные границы предполагаемого

бурения и тем самым существенно снизить

затраты на поиски месторождений.

использует геолого-геофизическую базу данных о строении и развитии бассейна

позволяет численно восстанавливать:

температуру пород, степень катагенеза ОВ

реализацию потенциала генерации УВ материнских свит

в процессе погружения бассейна

и на этой основе оценивать перспективы нефтегазоносности изучаемой площади бассейна

Содержание курса (1)

1. Геодинамические обстановки формирования осадочных бассейнов, типы осадочных нефтегазоносных бассейнов

2. Численное восстановление истории погружения бассейнов.

3. Численная реконструкция термической истории осадочной толщи и подстилающей литосфе р ы бассейнов.

4. Анализ тектонического погружения бассейнов.

5. Расчёт изменения степени метаморфизма органического вещества осадочной толщи бассейнов.

4. Реконструкция истории реализации нефтегазогенерационного потен- циала бассейна и оценка порога первичной эмиграции жидких УВ.

5. Восстановление спектра химико-кинетических реакций, управляю- щих процессами созревания ОВ материнских свит бассейна.

6. Примеры моделирования бассейнов

Нефтегазоносные осадочные бассейны

Это сравнительно крупные геологические осадочные образования, в которых реализуются процессы генерации, миграции, аккумуляции, консервации и разрушения углеводородов (УВ), приводящие к формированию, а иногда и к разрушению месторождений нефти и газа.

Генерация УВ в таких бассейнах осуществляется за счет разложения (термического крекинга) органического вещества (ОВ), захваченного погружающимися осадками.

Нефтегазоносность есть свойство осадочного бассейна на определённой стадии его развития.

Эволюция осадочных бассейнов — их возникновение, развитие, преобразование или разрушение — составляет часть общей глобальной эволюции литосферы Земли.

Геосинклинальная теория

основана на признании ведущей роли двух исторических геологических категорий: геосинклиналей и платформ с доминирующим влиянием вертикальных движений.

Формирование геосинклиналей представлялось как процесс интенсивного прогибания коры с компенсационным накоплением мощных толщ осадочных и магматических образований и с последующей инверсией тектонического режима и возникновением на месте геосинклинальных прогибов горноскладчатых сооружений.

Платформы рассматривались как крупные структуры земной коры с более спокойным нежели у геосинклиналей тектоническим режимом развития.

Эта теория основана на изучении геологии континентов и признавала развитие геосинклиналей главным образом за счет вертикальных движений, практически не учитывая горизонтальные перемещения литосферных плит.

Движение плит, вулканизм, сейсмичность, тепло- вой поток и изменение

температуры пород с глубиной — всё это

отражение современного энергетического состояния Земли и, в частности, конвективных движений вещества мантии

Земля нагревается изнутри, в основном за счёт выделения гравитационной энергии роста ядра и энергии, выделяющейся при распаде радиоактивных элементов.

Остывает Земля за счет теплопотерь с поверхности.

Среднее значение термической диффузии пород Земли ( = K/ Cp) не более 0.01 см 2 /сек и тогда характерное

время остывания Земли за счёт кондуктивной теплопроводности имеет порядок t = (0.1 – 1) R 2 /

10 11 –10 12 лет, т.е. на порядки величины больше возраста Земли. Следовательно, несмотря на высокую теплопроводность ядра, средняя теплопроводность мантии 0.01-0.03 кал/(см-сек-°К)] недостаточна, чтобы объяснить наблюдаемое остывание Земли кондуктивным переноса тепла.

Чтобы избежать перегрева внутренних областей в мантии, должен существовать эффективный механизм теплопереноса —

– это конвекция в мантии и ядре Земли.

Конвективная теплопроводность — единственный механизм, обеспечивающий эффективный перенос тепла из любой внутренней области Земли к поверхности за времена, заметно меньшие возраста нашей планеты.

Конвекция-эффективный механизм теплопереноса

Для Релей-Тейлоровской конвекции в верхней мантии с ячейками, длиной L и глубиной d отношение конвсктивного теплопереноса к кондуктивному, т. е. число Нуссельта Nu (или Пекле, Pe), имеет вид

Nu Ra 1/3 (d / L) 2/3

Для значений кинематической вязкости; термической диффузии;

коэффициента термического расширения и разности температур, характерных для мантии, число Релея может превосходить10 3 .

Тогда значение Nu может превосходить 10.

Таким образом, конвективную теплопроводность следует рассматривать как единственный механизм, обеспечивающий эффективный перенос тепла из любой внутренней области Земли к ее поверхности за времена, заметно меньшие возраста нашей планеты.

Источник

Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов

Предметом изучения курса «Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов» является природа формирования месторождений нефти и газа в различных нефтегазоносных осадочных бассейнах Земли. Описана единая схема особенностей геологического развития литосферы и закономерностей образования и накопления углеводородов в земной коре, определяющими факторами которых является тепловой режим недр. Практические навыки по бассейновому моделированию позволят будущим специалистам правильно оценивать ресурсы нефти и газа исследуемых территорий и эффективно проводить поисковые работы на углеводородное сырье. Приведены основные алгоритмы и допущения, лежащие в основе системы моделирования бассейнов. Рассмотрены конкретные примеры — известные бассейны, по которым авторы располагали достаточным геологическим материалом.
Для студентов вузов, обучающихся по направлению 130300 «Прикладная геология», специальность «Геология нефти и газа» и магистров, обучающихся по направлению 553200 «Геология и разведка полезных ископаемых».
Также учебник полезен широкому кругу геологов и геофизиков, изучающих нефтегазоносные бассейны в различных регионах мира.

Книга посвящена методике и результатам многолетних региональных структурно-геоморфологических исследований нефтегазоносных бассейнов Кавказа, Средней Азии, юга Русской равнины, включая дно Каспийского моря, а также Сибири и Дальнего Востока.

В первой части книги детально рассматриваются вопросы комплексной методики структурно-геоморфологических исследований при нефтепоисковых работах в различных по геолого-структурным особенностям нефтегазоносных бассейнах и областях Юга СССР.

Во второй, региональной, части, освещаются результаты, а также особенности методики структурно-геоморфологических исследований по отдельным районам и областям. Дается обоснование выделенных по структурно-геоморфологическим данным новейших антиклинальных зон и локальных поднятий и их соотношение с древними перспективными на нефть и газ структурными элементами.

Книга иллюстрирована оригинальными картами, схемами, профилями и может служить ценным пособием при проведении структурно-геоморфологических исследований, особенно на слабоизученных территориях.

Книга рассчитана на широкий круг геологов, геоморфологов, геологов-нефтяников, а также студентов и аспирантов геологических, нефтяных и географических вузов и факультетов

Поиски нефти и газа на территории материковой части Дальнего Востока СССР — важная народнохозяйственная задача. Эффективность этих поисков во многом зависит от научно обоснованного нефтегеологического районирования, основной единицей которого является нефтегазоносный бассейн. Описание бассейнов ведется по крупным геотектоническим элементам, в пределах которых они расположены, таким, как юго-восточная часть Сибирской платформы, Монголо-Маньчжурская платформа, мезозоиды Приамурья п Приморья, Верхояно-Чукотской области, а также область кайнозойской складчатости Чукотки и Камчатки. Для каждого бассейна соответственно степени его изученности приводятся данные о геологическом строении, нефтегазоносности, перспективности обнаружения промышленных скоплений нефти и газа. В заключительной части обосновывается возможность создания на Дальнем Востоке СССР собственной базы нефтедобычи.

Книга рассчитана на геологов-нефтяников и широкие круги читателей, интересующихся проблемой дальневосточной нефти

Нефтяная и газовая отрасли являются важнейшей частью в энергетическом балансе России. Все острее встает вопрос об увеличении энергетических ресурсов в мире и в том числе углеводородного сырья. В этих условиях нефтяная геология, разработанная российскими учеными во главе с И. М. Губкиным, играет исключительную роль.

От понимания геологических особенностей перспективных нефтегазоносных районов Сибири зависит успешное их освоение. Важно знание геологических разрезов, типов структур и типов залежей разведываемых районов, что в значительной степени облегчит поиски новых месторождений. Многолетний труд геологов-нефтяников производственников и научно-исследовательских организаций Сибири позволил открыть месторождения нефти и газа в Западной Сибири и сделать этот регион основной базой нефтегазодобывающей промышленности России. Восточная Сибирь по результатам нефтегазопоисковых работ является одной из перспективных территорий, где будут открыты новые, крупные месторождения нефти и газа. Это новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке России.

Большая часть новых представлений о нефтяной геологии Сибири изложена в данных лекциях в объеме, необходимом для студентов очного и заочного обучения и геологов-производственников.

Источник

Геодинамический анализ нефтегазоносных бассейнов

Д остоверность прогноза и эффективность поисков полезных ископаемых определяются теоретической основой геологии. Многие 10-летия такой основой успешно служило учение о геосинклиналях и платформах. Ныне в качестве основы интерпретации геологического строения, прогноза и поисков нефти и газа многие исследователи пытаются использовать новую теоретическую парадигму – геодинамику (А.А.Абидов, А.В.Балли, В.П.Гав­рилов, М.Е.Герасимов, Г.Ж.Жол­таев, В.А.Игнатова, С.Клутин, Е.В.Кучерук, Л.И.Лобковский, К.О.Соборнов, Б.А.Соколов, А.Перродон, Г.Ульмишек, В.Е.Хаин, М.Хелбути и др.). К.А.Клещев, В.С.Шеин впервые применили теорию тектоники плит при интерпретации геологического строения и оценке перспектив нефтегазоносности Республики Куба и прилегающих акваторий. В 1975 г. ими составлена, а в 1980 г. издана тектоническая карта этой страны, разработаны модели строения сложнопостроенных месторождений, принципиально отличающихся от традиционных. Это привело к новым открытиям залежей нефти и газа, значительному увеличению добычи нефти в этой стране. Полученный положительный опыт переинтерпретации геологического строения Республики Куба был распространен на территорию юга б.СССР. Позднее были построены карты плитотектонического, нефтегазогеологического районирования территории СССР (1990) и Российской Федерации (1995).

Результатам использования геодинамики для решения вопросов прогноза и поисков нефти и газа посвящен ряд публикаций (А.А.Абидов, В.П.Гаврилов, Е.В.Кучерук, Б.А.Соколов, В.Е.Хаин, 1), проведены международные симпозиумы в Москве (1988, 1992, 2004), Ташкенте (2002, 2005). Итоги их работы показали, что в мире наметилось три основных направления применения геодинамики в нефтегазовой геологии. Первое условно можно назвать “компьютерным моделированием” (С.Клутин, Л.И.Лобковский и др.), второе – “теоретическим поиском” (А.А.Аби­дов, В.П.Гаврилов, О.Г.Сорохтин и др.), третье – “практическим использованием в геологии нефти и газа” 4. Первое направление связано с построением компьютерных моделей, касающихся формирования бассейнов, природных резервуаров, генерации, миграции УВ, второе – основано на теоретических обоснованиях происхождения, гене­рации, миграции УВ и др., третье – ориентировано на переинтерпретацию истории геологического развития региона, разработку моделей строения бассейна, составление карт нового поколения как региональных, так и детальных, базирующихся на основных положениях современной геологической парадигмы – геодинамике. Компьютерное направление исследований широко развито в западных странах, США, теоретическое и практическое – главным образом, в России и странах б.СССР. За последние 10-летия западные специалисты разработали ряд новых компьютерных программ для прог­ноза качественных пород-коллекторов, определения процессов генерации, миграции УВ и успешно ими пользуются, например, программой “Genex simulation”, “Temispack” и др. Российскими учеными предпринята попытка обосновать ряд новых теоретических положений и объединить разработки в области применения теории тектоники плит в нефтегазовой геологии, т.е. создать геодинамическую основу прогноза и поисков нефти и газа (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990), разработать модели строения, эволюции НГБ [2], рассмотреть геологию и нефтегазоносность крупных регионов, например арктических акваторий (Гаврилов В.П. и др., 1993), юга б.СССР (Клещев К.А., Шеин В.С., 1991), территорий и акваторий Российской Федерации в целом [4]. Каждое из указанных направлений по-своему способствует повышению достоверности прогноза нефтегазоносности. Однако практическое направление, на наш взгляд, в большей мере приближено к решению задач прогноза и поисков нефти и газа, так как геодинамический анализ геологии и нефтегазоносности территорий и акваторий позволил использовать новую геологическую парадигму на всех этапах геолого-разведочного процесса – региональном, поисковом и разведочном.

Современный (геодинамический) принцип прогноза нефти и газа базируется на органической теории происхождения нефти и газа и традиционных критериях, разработанных многолетней практикой геолого-разведочных работ (тектонических, структурных, палеотектонических, неотектонических, палеогеографических, литолого-стратиграфических, геохимических, гидрогеологических и др.), но рассматриваемых с позиций геодинамики, т.е. на новых представлениях о строении и эволюции крупных тектонических элементов (континентов, океанов, платформ, складчатых областей и др.); новом понимании условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления в их пределах; методах палеогеодинамического анализа; подходах составления карт нового поколения, например плитотектонического, нефтегазогеологического районирования, прогноза зон нефтегазонакопления, моделей строения бассейнов, суббассейнов, зон нефтегазонакопления, месторождений нефти и газа и других; учете влияния процессов современной геодинамики на формирование и размещение залежей нефти и газа 3.

Принципы палеогеодинамических реконструкций нефтегазоносных областей заключаются в выделении наиболее важных для этих регионов плитотектонических структур – пассивных, трансформных, континентальных палеоокраин, палеорифтов, надрифтовых депрессий, островных дуг, активных континентальных палеоокраин и др., обусловливающих формирование НГБ.

Принципиальная плитотектоническая модель формирования НГБ состоит в выделении трех главных периодов: раннего (дивергентного), среднего (конвергентного) и заключительного (изостатического). Эти три периода образуют полный цикл геодинамической эволюции бассейна. В ранний и заключительный периоды цикла преобладают вертикальные, а в средний – горизонтальные тектонические движения. Важно также различать бассейны, образовавшиеся в результате межплитных и внутриплитных движений (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [4]). Бассейны могут сформироваться либо в полный цикл эволюции, либо в два цикла, либо в неполный цикл геодинамической эволюции.

В основе методики геодинамического анализа НГБ лежат палеогеодинамические реконструкции плит, выделение прошлых геодинамических обстановок и связанных с ними плитотектонических структур, например пассивных, трансформных, активных континентальных палеоокраин, составление моделей строения НГБ, построение литолого-фациальных структурно-тектонических, геохимических, гидрогеологических и других карт, схем, позволяющих определить перспективы нефтегазоносности. В отличие от существующих принципов тектонического районирования, геодинамический подход дает возможность показать не только возраст складчатости, морфологию структур, но и условия их образования в процессе геодинамической эволюции. Например, для Прикаспийского НГБ выделены: океанический рифт, трансформные, пассивные континентальные палеоокраины, их внешние и внутренние зоны, трансформированные столкновения плит ли­бо слабо подвергшиеся деформациям (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [2, 4]).

Геодинамический принцип нефтегазогеологического районирования основан на учете сходства и различий плитотектонических структур слагающих их формаций, нефтегазоносности в различных регионах. Ранг и размеры нефтегазоносных территорий в значительной мере контролируются размерами плит, характером геодинамических процессов: межплитным или внутриплитным. С крупными плитами и межплитными движениями связаны нефтегазоносные территории и акватории наиболее крупного ранга – пояса нефтегазонакопления (глобальные, региональные), мегабассейны со структурами меньшего размера (бассейны, суббассейны, зоны нефтегазонакопления). На таких суперконтинентах, как Пангея, Лавразия, Гондвана, и разделяющих их палеоокеанах были сформированы крупнейшие структуры (пассивные континентальные окраины, рифты, надрифтовые депрессии большой протяженности) с огромными объемами осадочного материала и другими благоприятными факторами для нефтегазонакопления. Именно эти крупнейшие плитотектонические структуры образуют глобальные пояса нефтегазонакопления. В пределах нашей планеты выделено четыре глобальных пояса нефтегазонакопления – Тетиский, Лавразийский, Гондванский и тихоокеанский (Ульмишек Г. и др., 2004; [2, 4]). В пределах этих глобальных поясов нефтегазонакопления обособляются региональные пояса, мегабассейны, которые обычно приурочены к плитотектоническим структурам, имеющим меньшие размеры по сравнению со структурами суперконтинентов, например с палеоконтинентами или мезоконтинентами. Нефтегазоносные бассейны, суббассейны, зоны нефтегазонакопления выделяются по преобладанию плитотектонических структур (рифтов, надрифтовых депрессий, пассивных окраин, орогенов столкновения плит и др.), связанных с частями палеоконтинентов, мезоконтинентов, микроконтинентов, т.е. со структурами меньшего порядка. От размеров и типов выделенных плитотектонических структур будут зависеть площадь, объем, условия нефтегазообразования, нефтегазонакопления, нефтегазоносность той или иной единицы нефтегазогеологического районирования.

При формировании залежей нефти и газа и их резервуаров велика роль современной геодинамики. С ее помощью можно выделить перспективные зоны нефтегазонакопления для поисков нефти и газа. Например, в породах фундамента Западной Сибири выделены зоны разуплотнений, перекрытые надежными покрышками, которые представляют поисковый интерес [(Клещев К.А., Шеин В.С., 2004)]. Горные породы в процессе деформации подвергаются неравномерному объемному сжатию. В результате отдельные части резервуара увеличивают объем (разуплотняются), образуя коллектор, другие, напротив, уменьшают объем (уплотняются) и становятся непроницаемыми, образуя покрышки, т.е. современная геодинамика обусловливает образование разных флюидодинамических зон в зависимости от геодинамической обстановки формирования бассейна. Выделяются три основные зоны: а – гидростатического давления с нормальной флюидодинамической системой, соответствующей артезианской гидродинамической модели бассейна; б – геостатического давления с аномальной флюидодинамической системой и температурой, превышающей 100 оС; в – переходная от нормальной к аномальной флюидодинамической системе с квазиэлизионной обстановкой и локальным проявлением аномального пластового давления. С учетом современной геодинамики пересмотрены модели строения ряда крупных месторождений, таких как Астраханское, Салымское, Тенгизское, где в разрезе нефтепродуктивных толщ выделены зоны максимальной и минимальной нефтегазопродуктивности, т.е. с помощью анализа проявления современной геодинамики можно разделять поле залежей на участки с различными коллекторскими свойствами и нефтепродуктивностью (Петров А.И., 1995; Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [4]).

Геодинамический анализ, на наш взгляд, должен сопровождать все этапы геолого-разведочного процесса – региональный, поисковый, разведочный. На региональном этапе главным итогом геодинамического анализа должны являться карты плитотектонического и нефтегазогеологического районирования. На карте плитотектонического районирования России и сопредельных стран (Клещев К.А. и др. 1995; [4]) отображены пли­тотектонические структуры, сыгравшие решающую роль в формировании НГБ. Среди них наиболее крупные структуры – палеоконтиненты, обычно соответствующие древним платформам, осколки палеоконтинентов, т.е. малые палеоконтиненты, развитые чаще всего в пределах молодых платформ, реликты палеоокеанов, точнее, сохранившиеся фрагменты океанов внутри современных континентов, например Центрально-Прикаспийский палеорифт, современные океанические структуры. Среди указанных крупных структур, в свою очередь, выделяются континентальные и океанические рифты, надрифтовые прогибы, депрессии, пассивные, трансформные, активные континентальные палеоокраины, орогены столкновения плит и др. На такой карте отображена, в основном, плитотектоника осадочного чехла, с которым связаны основные запасы нефти и газа. Однако важно показать и плитотектонику комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. В связи со значительной разведанностью чехла все активнее проводятся исследования по изучению нефтегазоносности тектонических комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. В мире в этих комплексах выявлено более 500 месторождений. Эти месторождения обычно причисляют к породам фундамента. На самом же деле ниже осадочного чехла, на наш взгляд (Клещев К.А., Шеин В.С., 2004), распространены разнообразные по строению и составу тектонические комплексы: переходный, складчатое основание, фундамент. Среди названных комплексов выделяются разные типы в зависимости от геодинамической обстановки формирования. Например, складчатое основание коллизионного либо активно-окраинного типа, фундамент континентальный, океанический, океанический обдуцированный. В одних случаях под чехлом залегает континентальный фундамент, в других – океанический, в третьих – складчатое основание (активно-окраинное, коллизионное и др.), в четвертых – переходный комплекс разного типа, в пятых – определенное сочетание указанных комплексов. В этой связи необходимы палеогеодинамические реконструкции плит и построение карт распространения тектонических комплексов, залегающих ниже осадочного чехла. К.А.Клещевым и В.С.Шеиным предпринята попытка рассмотреть понятие “фундамент” и проблему нефтегазоносности доюрского комплекса на примере Западной Сибири. В этой связи осуществлены палеогеодинамические реконструкции плит, выделены плитотектонические структуры, образованные в палеозойский и мезо-кайнозойский циклы геодинамической эволюции, составлена карта плитотектонического районирования доюрских структур Западной Сибири. Эти построения послужили основой для выделения доюрских потенциально нефтегазоносных бассейнов, оценки перспектив нефтегазоносности, определения типов ловушек для нефти и газа – стратиформных, нестратиформных, комбинированных.

На поисковом этапе геолого-разведочного процесса широко использовались геодинамические модели нефтегазоносных бассейнов [2, 4]. Они позволили выделить новые нефтеперспективные стратиграфические комплексы и объекты поисков УВ. Например, в пределах Прикаспийского НГБ рекомендованы к дальнейшему опоискованию объекты в подсолевом палеозойском комплексе структур в приразломных зонах Аралсорской трансформной окраины, в Западно-Сибирском – палеозойские отложения пассивной окраины Верхнехетского палеомикроконтинента, в бассейнах Восточной Сибири – рифей-палеозойские отложения внутренних и внешних зон пассивных палеоокраин, трансформированных столкновением плит, особенно в районах организации новых центров нефтегазодобычи (Клещев К.А., Шеин В.С., Хаин В.Е. и др., 1990; [1, 2, 4]).

На этапе разведки месторождений использованы модели строения резервуаров нефти и газа, составленные с учетом анализа проявления современной геодинамики. Их построение осуществлялось с помощью технологии моделирования напряженно-деформационного состояния пород (Петров А.И., 1995) и седиментационно-емкостного моделирования (Фортунатова Н.К., 2000). Например, на Астраханском газоконденсатном месторождении в пределах контура газоносности выделены участки непродуктивные, высокодебитные и переходные по газопродуктивности. Этот подход используется также и для прогноза зон нефтегазопродуктивности разреза как на поисковых площадях, так и на месторождениях, например Приобском, Салымс­ком, Средненазымском и др. На одной из рекомендованных ВНИГНИ поисковых скважин (РС-2/4) на Салымском месторождении получен высокодебитный приток нефти из верхнеюрских отложений. Из приведенных примеров видно, что применение геодинамического анализа повышает достоверность прогноза и эффективность ведения поисков нефти и газа. В то же время многие задачи регионального, поискового и разведочного этапов геолого-разведочного процесса находятся на ранней стадии их решения. Например, уточнение принципов пересчета промышленных запасов УВ с учетом современной геодинамики, выяснение влияния современного напряженно-деформационного поля на геофизические параметры, в первую очередь, на сейсмические, недостаточно используются геодинамические критерии при нефтегазогеологическом районировании при оценке перспектив нефтегазоносности.

Одной из главных задач использования новой геологической парадигмы является нефтегазогеологическое районирование. Это важно, в первую очередь, потому, что оценка ресурсов и запасов УВ страны позволит повысить достоверность прогноза и точнее ориентировать поиски нефти и газа. Для перехода на нефтегазогеологическое районирование, выполненное по геодинамическим критериям, потребуется определенное время. В этой связи приводим сравнение традиционного и геодинамического подхода нефтегазогеологического районирования России (табл. 1). Преимущества геодинамического принципа нефтегазогеологического районирования рассматривалось ранее [4]. Еще раз в этом можно убедиться на конкретном примере, сравнив площади распространения нефтетематеринских толщ, направления миграции УВ из очагов генерации, определенные на основе традиционных и геодинамических подходов. Площади распространения нефтематеринских толщ, определенные с учетом палеогеодинамических реконструкций плит, значительно (более, чем вдвое) превышают таковые, оконтуренные с традиционных позиций (рис. 1). Появляются новые очаги генерации УВ, меняются и представления о направлении миграции УВ. Сравнение указанных подходов к оценке перспектив нефтегазоносности для Волго-Уральского и Прикаспийского НГБ, выполненное Е.С.Ларской (1997), В.В.Пайразяном (1999), показало, что прогнозные ресурсы, определенные с учетом геодинамических построений, оказались значительно выше (на 30 %). Анализ распределения УВ-ресурсов мира, образованных в разных геодинамических обстановках, осуществленный Геологической службой США (Ульмишек Г. и др., 2004), показал, что наибольшими ресурсами обладают бассейны пассивных континентальных палеоокраин и предорогенных прогибов. В них содержится 68 % мировых ресурсов нефти и 49 % газа. Вторыми по значимости являются бассейны рифтов и надрифтовых депрессий, где сконцентрировано 22 % нефти и 44 % газа. В бассейнах активных континентальных окраин и островных дуг содержится 4 % ресурсов нефти и 3 % газа, а в бассейнах орогенов столкновения плит – 6 % нефти и 4 % газа.

Таблица 1.

Нефтегазогеологическое районирование территорий и акваторий России.

Традиционное нефтегазогеологическое
районирование

Нефтегазогеологическое районирование
по геодинамическим критериям (по работам [2, 4])

Нефтегазоносные, газонефтеносные мегапровинции (НГМП, ГНМП

Источник