Закономерности распределения месторождений-гигантов и прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.17, кандидат геолого-минералогических наук Новиков, Юрий Николаевич

• Новиков, Юрий Николаевич
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Новиков, Юрий Николаевич

Введение

1. Неравномерность нефтегазонакопления - фундаментальная особенность стратисферы

1.1. Уровни проявления и формы реализации неравномерности нефтегазонакопления

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

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

2. Структура запасов НГБ и ее показатели

2.1. Месторождения-гиганты как мера богатства НГБ

2.2. Уровень концентрации запасов НГБ на крупнейших месторождениях

2.3. Структура запасов НГБ по классам крупности месторождений

2.4. Структура запасов НГБ по соотношению нефть/газ

3. Сообщества НГБ

3.1. Признаковые сообщества НГБ

3.1.1. Размер НГБ

3.1.2. Положение НГБ на профиле "континент-океан"

3.2. Типовые сообщества НГБ ИМКИЙНИК ^

3.2.1. Фазовые типы НГБ

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

3.2.3. Распределение гигантов как типовое свойство вмещающих НГБ

3.3. Пространственные сообщества НГБ

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

3.3.2. Уровни и виды пространственной неоднородности планетарного сообщества НГБ

4. Месторождения - гиганты

4.1. Гиганты - как закономерное проявление необходимой случайности

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

4.3. Фазовые типы вмещающих НГБ и месторождения-гиганты

4.4. Материнские породы и месторождения-гиганты

5. Распределение гигантов на профиле "континент-океан"

5.1. Изменение характера нефтегазонакопления при переходе от территорий к акваториям

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

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

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

6.2. Концепция прогноза крупнейших месторождений нефти и газа

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

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Закономерности распределения месторождений-гигантов и прогноз крупнейших месторождений нефти и газа на акваториях и сопредельных территориях России»

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений», Новиков, Юрий Николаевич

Основные выводы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Защигцаемые положения

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Новиков, Юрий Николаевич, 2000 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

40. International Petroleum Encyclopedia. 1995, 360 p.

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