СБОРНИК ТЕЗИСОВ «УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН: ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ

НАЦИОНАЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНА
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ
1-ая Международная Конференция
«УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ
БОЛЬШИХ ГЛУБИН:
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ
БУДУЩЕГО – РЕАЛЬНОСТЬ И ПРОГНОЗ»
СБОРНИК ТЕЗИСОВ
БАКУ – 2012
ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ КОМИТЕТ
Сопредседатели:
Али-Заде Ак.А.
Гараев С.Ф.
Институт геологии НАНА
Азербайджанская Государственная Нефтяная
Академия
Мартынов В.Г.
РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия
Дмитриевский А.Н. Институт проблем нефти и газа, Россия
Заместители сопредседателей:
Гулиев И.С.
Керимов В.Ю.
Мурадов А.В.
Расулов С.Р.
Институт геологии НАНА
РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия
РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия
Азербайджанская Государственная Нефтяная
Академия
Председатель исполнительного комитета:
Алиева Э.Г.
Институт геологии НАНА,
НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР
© Издательство «Nafta-Press», 2012
2
ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ
ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОГО КАСПИЯ
Х.Б.Юсиф-заде, А.И.Алиев
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики
E-mail: Xaver.Qurbanova@socar.az
Первая количественная оценка нефтегазоносности акватории
Южного Каспия (до изобаты 200м) была произведена в 1974 году в
стенах Всесоюзного Научно-Исследовательского и Проектного Института Природных Газов (ВНИПИГаза) (А.И.Алиев, Х.Б.Юсифзаде, 1974,
Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).
В последующем прогнозная оценка ресурсов нефти и газа всего
Каспийского моря (до глубины моря 200м) была произведена (по состоянию на 01.01.1984 года) по заданию ГКНТ 0504(Н11) проблемы
0.50.01 в стенах ГосНИПИ «Гипроморнефтегаз» (Х.Б.Юсифзаде,
А.И.Алиев, 1984, Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).
С тех пор произошли большие изменения в политической и экономической жизни постсоветских стран, в том числе и в геологической
изученности нефтегазоносных территорий. Значительная часть акватории Южного Каспия заново была покрыта сейсморазведкой 2D на новом техническом уровне, а в ряде высокоперспективных площадей 3D
были оценены запасы и введены в промышленную разработку выявленные еще в 80-х годах прошлого столетия месторождения АзериЧыраг-Гюнешли, открыты новые нефтегазовые месторождения, в том
числе крупнейшее газоконденсатное Шах-дениз.
Таким образом, оценка прогнозных ресурсов нефти и газа акватории Южного Каспия по состоянию на начало 2011 года стало необходимым и имеет большое значение для определения перспективных направлений дальнейших поисково-разведочных работ.
На начало 2011 года начальные доказанные (разведанные) геологические запасы нефти и газа Южно-Каспийской впадины (без иранской части) оценены в 9560 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 7517 млн. т на западном и 2043 млн. т на восточном борту.
В акватории же Южного Каспия начальные доказанные геологические запасы нефти и газа составляют 4930 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе по туркменской части более 200 млн. т
Углеводородные ресурсы подготовленных сейсморазведкой 3D к
разведке перспективных структур азербайджанского сектора оценены
3
по категории С3 в количестве 4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте. Для
остальной части выявленных перспективных структур акватории Южного Каспия (Северо-Абшеронская зона поднятий, значительная часть
глубоководной акватории на юге, центральная и южная части Бакинского архипелага) углеводородные ресурсы оценены по плотностям
запасов углеводородов на осредненную структуру в количестве 8500
млн. т в нефтяном эквиваленте с учетом коэффициента успешности
поисково-разведочных работ 0,65. Таким образом, начальные потенциальные геологические углеводородные ресурсы азербайджанского сектора Южного Каспия оценены в объеме 15930 млн.т в нефтяном эквиваленте, в том числе доказанные – 4930 млн.т, перспективные по категории С3 – 4500 млн.т, прогнозные по категории Д1-6500 млн.т.
На начало 2011 г. углеводородные ресурсы азербайджанского
сектора Южного Каспия реализованы почти на 30%.
При обосновании перспектив нефтегазоносности и прогнозной
оценке углеводородных ресурсов акватории Южного Каспия по структурно-фациальным условиям и нефтегазоносности разреза продуктивной- красноцветной толщи выделены следующие районы:
I. Высокоперспективный газоносный район глубоководной акватории Южного Каспия;
II. Перспективно-нефтегазоносный район I категории СевероАбшеронской зоны поднятий;
III. Перспективно-газоносный район I категории акватории туркменского шельфа Южного Каспия;
IV. Перспективно-нефтегазоносный район II категории центральной
и южной частей Бакинского архипелага;
V. Перспективно-газоносный район III категории южной части
глубоководной акватории Южного Каспия.
Высокоперспективный газоносный район глубоководной акватории Южного Каспия характеризуется наиболее благоприятными условиями для формирования и сохранения крупных и крупнейших газоконденсатных месторождений на больших глубинах в условиях высоких термобарических параметров недр. По данным сверхглубокого поискового бурения (Шах-дениз, Абшерон, Умид, Зафар-Машал, Нахчыван и др.) кровля продуктивной толщи здесь погружается на глубины
до 2000-2500 м, а свита «перерыва», основной газоносный объект,
вскрыта на глубинах 6000-6500 м и более.
По данным бурения в высокоперспективной глубоководной акватории Южного Каспия развита преимущественно «абшеронская фация» продуктивной толщи с высокими емкостными и фильтрационными свойствами коллекторов. Сейсмическими работами 2Д выявлено порядка 25 пер 4
спективных структур, некоторые из них подготовлены сейсморазведкой 3Д
к разведке и введены в глубокое поисковое бурение (Шах-дениз, Абшерон,
Умид, Зафар, Нахчыван, Инам), открыто крупнейшее газоконденсатное
месторождение Шах-дениз (VIII, X горизонты, свита «перерыва»).
В высокоперспективной глубоководной акватории Южного Каспия углеводородные геологические ресурсы оцениваются в 9,87 млрд.
т в нефтяном эквиваленте (н.э.), в том числе доказанные (А+В+С1)-2,1
млрд. т и перспективные (С2) -0,47 млрд. т по месторождению Шахдениз (по оценке ВР), по категории С3 перспективных площадей
(Умид, Бабек, Абшерон, Зафар-Машал, Нахчыван, D-8, D-10, вал Абиха)- 4,5 млрд. т, прогнозные по категории D1-2,0 млрд. т в н.э.
Северо-Абшеронская зона поднятий протягивается на расстояние
более 200 км СЗ-ЮВ направления.
Прогнозные углеводородные ресурсы Северо-Абшеронской зоны
поднятий оценены в 500 млн. т в нефтяном эквиваленте.
Прогнозная оценка углеводородных ресурсов обширного туркменского шельфа Южного Каспия производилась по аналогии с месторождениями Юго-Западной Туркмении по запасам на осредненную структуру, а
также по удельным плотностям запасов на единицу площади и составила
4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте (или 4,5 трлн. м3 газа).
Прогнозная оценка углеводородных ресурсов перспективных
структур центральной и южной частей Бакинского архипелага производилась по аналогии с месторождениями Нижнекуринской впадины
по запасам на осредненную структуру и составила 2,0 млрд. т в нефтяном эквиваленте с учетом коэффициента успешности поисковоразведочных работ 0,6.
Прогнозные углеводородные ресурсы перспективных структур
южной части глубоководной акватории Южного Каспия оценены по
аналогии с месторождениями западного и восточного бортов ЮжноКаспийской впадины (за исключением крупнейших месторождений
Шах-дениз, Азери-Чираг-Гюнешли) в объеме более 3,0 млрд. т в нефтяном эквиваленте.
Таким образом, перспективные (по категории С3) и прогнозные
(по категории Д1) углеводородные ресурсы акватории Южного Каспия
(без иранской части) оцениваются в 16500 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 11000 млн. т по азербайджанскому сектору и 5500
млн. т по туркменскому сектору.
Начальные потенциальные геологические углеводородные ресурсы акватории Южного Каспия оцениваются в 21630 млн. т в нефтяном
эквиваленте, в том числе 15930 млн. т по азербайджанскому сектору и
5700 млн. т по туркменскому сектору.
5
ИСТОРИЯ РАЗВЕДКИ В ГЛУБОКОВОДНОЙ ЧАСТИ
МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА (США)
К.А.Йелдинг
BP, GoM Exploration Техас (США)
E-mail: yeildica@bp.com
Разведка в Мексиканском заливе США берет свое начало с первой успешной оффшорной скважины в 1940-х. «Глубоководная» разведка началась в 1970-х, с успехом в верхней части склона Флекс
Тренд в конце 1970-х – в начале 1980-х. Промышленное освоение глубоководной части залива (>1000м) началось с введением в 1985г. практики лицензирования промышленным внедрением на арендованных
участках. Начиная с 1980 года GoM Exploration добывает 3 млн. баррелей нефтяного эквивалента в день, а поставки из американской части
Мексиканского залива составляют около 25% добываемой нефти в
США на сегодняшний день. На долю Deepwater GoM сегодня приходится более половины добычи.
Ранняя разведка привела к ряду открытий в верхне- миоценовых
и более молодых отложениях по сейсмическим данным. Второй этап
бурения был сфокусирован на раннемиоценовые отложения и проверки структурных поднятий, многие из которых являлись частично или
полностью подсолевыми. Последними буровыми работами были
вскрыты нефтяные залежи в палеогеновой толще глубоководной части
залива. В связи с этим работы ведутся в северном направлении с целью
выявления глубоких залежей газа под мелководным шельфом Мексиканского залива.
Технологии играют решающую роль в разведке, оценке и разработке этих залежей. Ранняя разведка бассейна осуществлялась 2D
сейсмической съемкой, которая затем перешла в 3D сейсмическое
профилирование, охватывающее значительную часть центральной и
западной области Мексиканского залива. Геофизический банк данных
постоянно обновляется новым поколением многоазимутальных данных, которые совершили значительный переворот в передаче сейсмических отображений. Технологии бурения и добычи находятся в постоянном развитии, где значительную роль играет GoM, особенно в
разработке высоких технологий, связанных с глубоководными исследованиями.
6
УГЛЕВОДОРОДЫ СВЕРХГЛУБИН:
ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОИСКОВ
И.С.Гулиев
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: iguliyev@gia.az
Теоретической базой для поиска углеводородов на больших глубинах (условно примем глубины ниже, массово разбуриваемых в настоящее время, то есть более 7 км) являются две альтернативные гипотезы и их комбинации.
Абиогенная гипотеза. Возможность обнаружения углеводородов
на больших глубинах естественным образом вытекает из неорганической теории нефтегазообразования. Располагая очаги генерации углеводородов в мантии, авторы, естественно, постулируют перспективность всего разреза осадочного чехла и земной коры.
Биогенная. Первые публикации относительно возможной нефтегазоносности больших глубин, с позиций органической теории происхождения, относятся к середине 80-х годов прошлого столетия. Основываясь на изучении углеводородного потенциала пород и термодинамических параметров, авторы делали вывод о растянутой зоне нефтегазообразования и перспективности глубин более 7 км.
Комбинация двух основных гипотез, например, таких, как глубинно – биогенная, по существу, близка к абиогенной и специально не
рассматривается.
К середине 20 столетия дискуссия начала затухать, главным образом, благодаря практике поисково-разведочных работ, полностью
основанной на органической теории. Редкие практические попытки
бурения вне осадочных бассейнов закончились неудачей, и органическая теория окончательно утвердилась в качестве базы для прогнозирования и поисков нефти и газа.
В 2008-2010 годах открытие месторождений нефти на глубине
10, 6 км в Мексиканском заливе и обнаружение углеводородов, явно не
связанных с биосферой, в Атлантическом океане, вновь сделало проблему нефти на больших глубинах актуальной.
Прогресс развития любой теории и создание новой парадигмы
связаны, как правило, с тремя факторами.
1. Развитием новых технологий и инструментов, существенно
расширяющих возможности исследований;
2. Получением на основе применения этих технологий и инструментов принципиально новых данных;
7
3. Построением общей гипотезы на текущий момент, не противоречащей полученным новым данным.
За последние десятилетия были усовершенствованы имеющиеся и
разработаны различные модификации сейсмических и других геофизических методов, включая трехмерную и четырехмерную сейсмику.
На основе применения этих методов выявлены субвертикальные
геологические тела различной морфологии и уровня заложения, связанные как с осадочным чехлом, так и более глубокими слоями земной
коры.
Установлены региональные субгоризонтальные зоны разуплотнения (волноводы) в осадочном чехле и земной коре, пространственно
коррелируемые с очагами землетрясений и глубинами генерации углеводородов. Субвертикальные и субгоризонтальные геологические тела
образуют трехмерный каркас осадочного чехла.
Установлены существенные различия в строении и свойствах
осадочного чехла различных структурных этажей (характер складчатости, плотность разрывных нарушений, флюидонасыщенности)
Широкое внедрение методов космической геодезии (GPS), а также телеметрических систем регистрации землетрясений, позволило
выявить направление смещений отдельных блоков, уточнить границы
известных и выявить новые разломы, характер процессов в очагах землетрясений, динамику их миграции, отдельные интервалы и поверхности, маркируюшие различные стратиграфические диапазоны и сейсмогенные структуры.
Революционные изменения в средствах измерения и разработки
принципиально новой аналитической техники позволило изучить в
массовом объеме изотопно-геохимические характеристики пород и
флюидов месторождений углеводородов и грязевых вулканов. Было
показано, что генерация углеводородов и других флюидов происходит
при различных процессах за счет различных источников в широком
интервале глубин как в осадочном чехле, так и в более глубоких горизонтах земной коры, а миграция характеризуется многофазностью.
Развитие компьютерных технологий, математического и физикохимического моделирования позволило синтезировать многочисленные фактические данные и создавать адекватные модели эволюции
геологической среды.
Для осмысления и взаимной увязки новых фактических данных
предложены новые представления и модели формирования залежей
углеводородов.
Постулируется, что осадочный чехол, как по горизонтали, так и
по вертикали состоит из автономных блоков, характеризующихся соб 8
ственной динамикой и условиями генерации углеводородов. Блоки на
больших глубинах представляют собой зону затрудненного массообмена, высоких давлений, и по существу, метастабильную систему. Метастабильность системы связана как с затрудненным флюидообменом,
так и с генерацией и миграцией вторичных флюидов за счет различных
источников и процессов (термохимических, метаморфических, магматических). Релаксация системы происходит при изменении механических и термодинамических условий за счет фазовых переходов различного типа. Вероятнее всего, эти процессы связаны с процессами в
насыщенных углеводородами (другими газами) поровых водах, с распадом газогидратов, трансформацией глинистых минералов, возникновением импульсов отрицательного давления и другими явлениями. Фазовые переходы резко изменяют характеристику среды и интенсифицируют динамические процессы.
Такие процессы предложено называть «возбуждением среды», а
зоны, где эти процессы протекают, «очагами возбуждения». Спонтанное возбуждение среды, а также другие виды дилатансии, приводят к
переводу вещества из твердотельного в состояние горного раствора.
Образуются так называемые волноводы. Пониженная плотность горного раствора приводит к инверсии плотностей и возникновению адвективных, возможно, конвективных процессов, образованию специфических структурных форм, например, диапировых, и складок пучения,
покровов и др. Волноводы в осадочных бассейнах генерируют широкий спектр колебательных движений, от долгопериодных до высокочастотных, являющихся важным фактором миграции флюидов. Генерация и миграция углеводородов носит полигенный, циклический характер. Накопление углеводородов может происходить в геологических телах произвольной формы, может происходить синхронно с миграцией и формированием структурных форм. Возможность сохранения углеводородов в промышленных объемах определяется только интенсивностью обменных процессов. Предлагается, что существующая
парадигма поисков должна быть дополнена новыми положениями. Наряду с картированием структур и резервуаров, на больших глубинах
предлагается основной упор делать на выявление очагов образования и
миграции осадочных растворов и углеводородов.
Практические задачи, которые необходимо решать для усовершенствования технологии поиска месторождений углеводородов на
больших глубинах:
1. Разработка и усовершенствование методов картирования очагов возбуждения.
На сейсмических профилях очаги возбуждения должны фиксиро 9
ваться в виде зон инверсии скоростей сейсмических волн и характеризоваться другими особенностями, связанными с хаотическим расположением отражающих площадок. Возбуждение в углеводородной среде
(фазовые переходы) должны сопровождаться возникновением импульсов сверхвысокого давления (положительного и отрицательного) и рядом динамических эффектов, связанных с перемещением разуплотненного осадочного материала. Эти динамические эффекты должны фиксироваться в реальном масштабе времени. Координаты очагов извержений грязевых вулканов, мелкофокусных землетрясений и других
динамических процессов должны маркировать зоны интенсивного образования и накопления углеводородов.
2. Разработка и усовершенствование методов картирования каналов, времени и масштабов миграции углеводородов.
Современные динамические процессы и миграция флюидов вырабатывает в осадочном чехле субвертикальные каналы причудливой формы,
заполненные разуплотненным осадочным материалом. Эти каналы значительно более проницаемы, чем матрица пород. В зависимости от интенсивности и времени миграции, степень разуплотнения и консистенция
осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмических диаграммах различным «сейсмическим имиджем». Выявленные сейсмическими методами субвертикальные геологические тела, их
объем, распределение в разрезе, сравнительный стратиграфический возраст (в ряде случаев, возможно на основе прямого изучения вещества определить и их абсолютный возраст) позволяют в ряде случаев определить
время, последовательность и направление миграции углеводородов, а
также их сравнительную интенсивность.
Комбинация аэрокосмических и геохимических методов позволяет достаточно четко фиксировать места современной разгрузки углеводородов для условий суши и, особенно, моря как по прямым признакам
(геохимические аномалии), так и косвенным (кальдеры проседания,
покмарки). Сравнительная интенсивность миграции определяется на
основе интенсивности выходов, геохимических аномалий и других
морфологических особенностей посредством комплексного мониторинга в реальном масштабе времени. По существу, предлагается, возродить прямые геохимические методы на новой технологической базе.
3. Усовершенствование методов картирования ловушек сложной
конфигурации, оценка параметров резервуаров.
Значительная роль конвективных процессов в формировании
структуры осадочных пород способствует формированию структур не
только антиклинального типа, но и большого разнообразия неструктурных и гидродинамических ловушек. В частности, помимо традици 10
онных, представляют также интерес ловушки сложной формы, связанные с миграцией палеорусел рек, с клиноформенными телами, структурами оползневого генезиса. Особый интерес представляют собой
структуры протыкания и другие формы, связанные с адвекцией разуплотненных глинистых и песчаных масс. В целом, интерес представляют любые резервуары и ловушки. Их продуктивность и объемы углеводородов, как уже отмечалось, определяются только временем существования ловушки и интенсивностью обменных процессов.
Таким образом, есть все основания полагать, что мы на пороге
формирования парадигмы поисков углеводородов на сверхглубинах. В
предлагаемой парадигме постулируется автономность развития отдельных блоков, их структур и свойств, формирование осадочных растворов и их роль в флюидодинамики в формировании структуры и
свойств осадочного чехла, путей и времени миграции, накоплении углеводородов в геологических телах произвольной формы.
Поскольку очаги возбуждения, фактически, являются зонами постоянной генерации углеводородов, существуют условия для постоянного восполнения объемов нефти и газа в резервуарах.
Разработка методов использования таких резервуаров, основанная
на постоянном восполнении, является задачей будущих исследований.
ГЛОБАЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ЗЕМЛИ И
МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ГИГАНТСКИХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА
А.Н.Дмитриевский
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mail: A.Dmitrievsky@ipng.ru
1. Внешние проявления эндогенных источников энергии Земли –
землетрясения, извержения вулканов и т.п. – широко известны, достаточно хорошо изучены. Источники глобальной эндогенной энергии
связаны с процессами в ядре и мантии. Они питают энергией мантийные плюмы, обеспечивают реализацию глобальных тектонических
процессов, формируют эндогенные потоки энергии.
2. Эндогенные потоки энергии переводят природные микрокомпоненты геологической среды (микрогенераторы, микроосцилляторы,
микрорезонаторы) в когерентное состояние, что определяет формирование стабильных пространственно-временных диссипативных геологических структур.
11
Стабильные диссипативные структуры являются открытыми системами, которые обеспечивают различную степень утилизации и диссипации энергии. При этом возможна:
• аккумуляция энергии, что приводит к формированию зон с
избыточной энергией;
• трансформация энергии;
• диссипация энергии.
Аккумуляция энергии реализуется при отклике открытой геологической системы на эндогенное энергетическое воздействие и в значительной мере зависит от свойств открытой системы.
Диссипация энергии обеспечивает стабильность существования
геологической структуры как диссипативной на потоке эндогенной
энергии. При изменении интенсивности энергетического потока изменяются параметры пространственно-временной диссипативной структуры и ее возможности диссипации энергии и производства энтропии.
3. Установлена связь энергетических и флюидодинамических
процессов.
Аккумуляция энергии и флюидов определяет работу коровых
волноводов в режиме дилатансии с накоплением флюидов. Уменьшение степени энергетического воздействия переводит коровые волноводы в режим компакции.
Аккумуляция энергии приводит к формированию энергоактивных
зон, которые определяют интенсивность флюидодинамических процессов в верхней коре с формированием флюидизированных очагов,
грязевых вулканов и субвертикальных геологических структур, детальный механизм образования которых предложен соответственно
Б.М. Валяевым и И.С. Гулиевым.
Трансформация энергии это не только переход одного вида энергии
в другой как, например, сейсмической или упругой энергии в электромагнитную энергию. Это – преобразование упругой энергии в энергию
химических связей и реализация минерального синтеза углеводородов.
4. Динамические процессы в геосферных оболочках реализуются
в виде постоянного потока энергии и вещества из недр Земли. Энергетический поток в целом является функцией глубинного режима Земли.
Формирование энергетического потока в значительной мере обусловлено взаимодействием автоволновых полей, и именно автоволновые
процессы обеспечивают концентрацию и адресность энергетического
воздействия.
Автоволновое взаимодействие полей приводит к концентрации
энергии, формированию своеобразных «ядерных котлов» и переводит
12
системы в крайне неустойчивое, неравновесное состояние. Неустойчивость этих систем приводит к выбросу энергии, когда энергия автоволновых полей концентрируется и может достичь поверхности Земли.
Подобные условия способствуют формированию зон разломов и каналов, по которым обеспечивается энергичный транспорт глубинных
флюидов с образованием крупных и уникальных месторождений нефти и газа.
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УВ СИСТЕМ
НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
В.Г. Мартынов, В.Ю. Керимов, А.В. Лобусев
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
E-mail: Vagif.kerimov@mail.ru
Недавние открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8-10 км, в Южно-Каспийской
впадине промышленных месторождений УВ на глубине до 7 км и более, подтвердило предположения нефтегазоносности больших глубин.
В интервале глубин 4500-8103 м уже разрабатывается более 1000
зарубежных месторождений нефти и газа, причем их начальные суммарные извлекаемые запасы соответственно составляют 7% от мировых запасов нефти и 25% от запасов газа. На этих глубинах в Египте,
Италии, Мексике, Франции и США разведано около 47% их общих запасов газа, а в интервале глубин 4500-6668 м в Аргентине, Италии, Ливии, Мексике, США и Тринидаде-Тобаго выявлено более 31% текущих
извлекаемых запасов нефти этих стран. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на больших глубинах достигает 50-71%. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных
горизонтах открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и
такие крупные, как Гомес, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо,
Кейлон-Айсленд и другие. Во впадинах Анадарко и Делавер пробурены глубочайшие в мире скважины, впервые вскрывшие отложения на
глубинах 8600-9500 м. Скважина Юниверсити-1-17 была пробурена в
1972 г. в Западном Техасе в погруженной части впадины Делавер
(Пермский бассейн). При окончательном забое на глубине 8687 м
скважина вскрыла карбонатный комплекс элленбергер (кемброордовик) при пластовом давлении 830 кгс/см2 и пластовой температуре
204 оС. При опробовании был получен небольшой газовый приток.
13
Скважина Берта-Роджерс-1 закончена бурением в 1974 г. на рекордной
глубине 9588 м во впадине Анадарко.
В сентябре 2009 г. компания Бритиш Петролеум объявила об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в территориальных водах США на глубине 10690 м на площади Тибр (Tiber
Prospect,). Найдено оно было в каньоне Keathley, приблизительно в
250-ти милях к юго-востоку от Хьюстона. Открытие действительно
уникальное. Впервые на таких глубинах открыто месторождение нефти промышленного значения. По предварительным данным запасы месторождения оцениваются от 3 до 4 миллиардов баррелей нефти, то
есть это гигантское месторождение В ранее открытом нефтяном месторождении Каскида продуктивны те же отложения (глубина – 9750
м, глубина водного слоя – 1770 м, запасы – 410 млн.т).
Гигантское месторождение нефти Тьюпи открыто в 2008-2009 гг.
в бассейне Сантос (Бразилия). Предварительно оцененные запасы составляют от 5 до 8 млрд. баррелей, что равно 40% запасов, открытых за
всю историю Бразилии. Три нефтяные компании под руководством
корпорации «Шеврон» обнаружили на шельфе Мексиканского залива
на глубине 8,5 км ниже уровня моря гигантский нефтяной бассейн,
объем которого может составить от 3 до 15 млрд. баррелей углеводородного топлива. К настоящему времени пробурено значительное число скважин глубже 9 км. Кроме известной Кольской сверхглубокой
скважины, пробурены также Тибр (Мексиканский залив) 10685 м, Берта-Роджерс (Анадарко) 9583 м, Бейден-Юнит (Анадарко) 9159 м, КТВ
(Hauptbohrung-Германия) 9100 м Еще несколько десятилетий тому назад самые глубокие залежи нефти были выявлены в Азербайджане.
Нефть на глубине 6170 м обнаружена на площади Булла-Дениз, Бахар
(4400-5040 м). Недавно в Азербайджане было открыто уникальное газоконденсатное месторождение Шах-Дениз с запасами газа 1,2 трлн.м3,
где получена продукция (газоконденсат) с глубины порядка 7 км.
Несмотря на вышеизложенное, на сегодняшний день общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнозирования нефтегазоносности до глубин 12-14 км нет. Изучение фундаментальных процессов нефтегазообразования на больших глубинах, как и
увеличение ресурсной базы углеводородного сырья и прогнозирование
УВ потенциала недр и разработка долгосрочной стратегии развития
нефтегазовой индустрии, на наш взгляд, требуют концентрации научных исследований , связанных с совершенствованием теоретических
основ формирования УВ систем на больших глубинах.
Основным условием формирования УВ систем в осадочном чехле
на больших глубинах является наличие источника УВ, энергии и кана 14
лов миграции по естественным дренам, которые образуются в результате складчатых процессов, либо за счет флюидного разрыва и резервуаров различной морфологии. На больших глубинах осадочных бассейнов сушествуют специфические геодинамические процессы, связанные с адвекцией (всплывание) и конвекцией разуплотненных осадочных масс. Формирование складчатости и миграция УВ при этом
носит специфический характер. Высказано предположение (Гулиев,
1999 г.), что в зонах разуплотнения пересыщенных флюидами создаются благоприятные условия для фазовых переходов различного типа,
например, жидкость – газ, твердое вещество – газ, твердое вещество –
жидкость. Эти особые зоны были названы очагами «возбуждения», а
геологические тела, образующиеся при таких процессах, «возбужденными» В процессе «возбуждения» за счет спонтанного (геологически
мгновенного) выделения больших объемов свободных флюидов происходит разуплотнение осадочных пород.
Исследования также показали, что в кристаллических породах
фундамента существует и постоянно формируется хорошо развитая в
горизонтальном и вертикальном направлениях мощная сеть трещин,
каверн и других полостей, образующих единую систему, т.е развита
многопорядковая разломно-трещинно-блоковая структура (K.E. Веселов, И.Н. Михайлов, 1998 г.). Физические и геологические теоретические представления, результаты многочисленных работ по разведке и
эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, анализ результатов
сейсморазведочных, гравиразведочных, магниторазведочных и других
исследований позволяют с высокой степенью достоверности утверждать, что существуют большие залежи нефти и газа в твердых первично-непористых породах на больших глубинах в породах кристаллического фундамента и субстрата. Эти залежи связаны, главным образом, с зонами трещиноватости и инициированными ими другими
коллекторами, что трещинообразование в твердых породах и на больших глубинах является необходимым, закономерным и широко распространенным геологическим процессом. Благодаря этому в земной
коре наряду с коллекторами, сформированными первично-пористыми
слоистыми породами, существуют системы коллекторов, созданных
субвертикальными и межпластовыми трещинными зонами. Эти коллекторы, как и коллекторы, образованные первично-пористыми породами, могут быть связаны между собой и с источниками углеводородов также трещинными зонами. Есть основание предполагать, что запасы углеводородов в трещинных и связанных с трещинообразованием
коллекторах весьма значительны.
Необходимо продолжить изучение термобарических условий на
15
больших глубинах с помощью теоретических моделей, а также на основе прямых изучений минеральных ассоциаций (термобарометрия).
Должны быть созданы и усовершенствованы новые технологии
прогноза и поисков скоплений УВ в ловушках сложной формыстратиграфического, литологического, гидродинамического, жильного
типов и их комбинаций. Новые методики должны основываться на
теоретических положениях и критериях, сформулированных на основе
фундаментальных исследований процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ на больших глубинах.
УГЛЕВОДОРОДЫ БОЛЬШИХ ГЛУБИН – ПЕРСПЕКТИВНОЕ
НАПРАВЛЕНИЕ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ В РОССИИ
В.В.Черепанов1, Н.А.Гафаров1, С.М.Карнаухов1, В.Ю.Керимов2
1
2
ОАО «Газпром» (Россия)
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
E-mail: Vagif.kerimov@mail.ru
Ряд открытий последних лет подтвердило предположения нефтегазоносности больших глубин.
В России успешно осваиваются месторождения нефти и газа на
глубинах свыше 4500 м. На Астраханском своде в верхней части резервуара, в башкирских известняках среднего карбона установлена
массивная газоконденсатная залежь высотой около 200 м. На 500 м
глубже расположен новый этаж нефтегазоносности, где в интервалах
глубин 4700-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 м и 5817-5971 м
(верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа. С
целью изучения геологического строения и нефтегазоносности подсолевых глубокозалегающих терригенных отложений девона здесь пробурено семь скважин: Володарская-2, Девонские-1, 2, 3, Правобережная-1, Северо-Астраханская-1, Табаковская-1. Скважина Девонская-2
(забой 7003 м) вскрыла девонские отложения на полную мощность, и
при испытании интервала 6522-6459 м было установлено наличие бессернистого метанового газа. Представляет интерес нефтяная залежь в
ангидритах, связанная с резервуаром трещинно-жильного типа, имеющим мозаичное строение. В Южном Оренбуржье пробурено 17 скважин глубиной от 4850 м (Нагумановская-2) до 7005 м (Вершиновская501). Открыты месторождения: Песчаное газоконденсатно-нефтяное
(5100-5700 м), Восточно-Песчаное нефтяное (4926 м), Нагумановское
нефтяное (около 5000 м). С целью изучения Прикаспийской синеклизы
16
пробурены сверхглубокие скважины: Буранная-1 (живетский ярус
среднего девона, забой 6506 м), Каинсайская-1 (нижний девон, забой
6516 м),Каинсайская -2( забой 6581 м), получен слабый приток нефти и
газа из девона, Южно-Линевская-1 (верхний карбон, забой 6145 м) и
другие. Результатом бурения поисковой скважины 171-Акобинская
(2006 г.,забой 5330 м.) открыта газоконденсатная залежь. Залежи нефти и газа на больших глубинах обнаружены на Северном Кавказе – в
Западно-Кубанском прогибе: Кошехабльская (фонтан газа до 1
млн.м3/сут., глубина 5122 м), Кузнецовская, Лабинская (5310 м), Темиргоевская (5261-5408 м) и Терско-Каспийском прогибе: ряд нефтяных месторождений на глубинах от 4515 м (Северный Малгобек) до
5800 м (Андреевское) и газовое месторождение Ханкальское (5800 м).
Одной из основных проблем поисков залежей нефти и газа на
больших глубинах в условиях жесткого катагенеза является вопрос о
сохранности фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в
условиях давлений и температур, отвечающих погружению на глубины
4500-5000 м и более. Коллекторские свойства глубокозалегающих пород обусловлены, главным образом, постседиментационными преобразованиями. Промышленная нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов связана как с терригенными, так и с карбонатными отложениями, находящимися на разных стадиях катагенеза, коллекторы которых представлены всеми разновидностями по типу пустотного пространства. Наиболее широко на больших глубинах распространены
коллекторы, в которых пустотное пространство формируется за счет
трещиноватости и кавернозности. Очевидно, что сохранность коллекторов с погружением их на большие глубины связана с проявлением
целого ряда факторов, влияние которых на различных стадиях катагенеза неоднозначно.
Большое значение имеет обоснование нижней границы распространения УВ скоплений в осадочных бассейнах. Так как процесс
трансформации нефтегазогеологических свойств на глубине протекает
нелинейно, волнообразно, существует возможность наличия залежей
УВ на глубинах 10-15 км. (Соколов, 1988). Вопрос о разрушении нефтяной фазы с глубиной по мере ужесточения термобарических условий
однозначно не решен. Анализ результатов сверхглубокого бурения позволяет сделать ряд выводов в пользу нефтегазоносности больших
глубин. Промышленная нефтегазоносность недр на больших глубинах
в зонах мезо- и апокатагенеза установлена поисково-разведочными работами в межгорных и предгорных впадинах складчатых областей, в
прогибах эпигерцинских платформ и в депрессиях эпиплатформенных
орогенных систем.
17
Рис.1. Сравнительный анализ катагенетической зональности в разрезах
глубоких и сверхглубоких скважин
В целом на глубинах более 7 км наблюдаются следующие общие
тенденции и закономерности нефтегазоносности: увеличение доли газов
и газоконденсатов по мере увеличения степени катагенеза ОВ пород (на
обычных глубинах газовые залежи часто наблюдаются в более верхних
горизонтах); рост доли метана в газах от под стадий мезокатагенеза к
под стадиям апокатагенеза; преобладание коллекторов сложного типа с
вторичным генезисом пустотного пространства; сушествует сложная
система взаимовлияния термобарических факторов и распределения
нефтегазоносности на больших глубинах, необходимо учитывать, что на
начало генерации и фазовое распределение УВ по разрезу влияют в
большей степени развитие АВПД а также палеотемпературы, которые
могли значительно отличаться от современных (порою на 350°С и более) в зависимости от возраста отложений.; аккумуляция скопления УВ
в ловушках сложной формы - стратиграфического, литологического,
гидродинамического, жильного типов и их комбинаций.
Таким образом, можно считать, что этап поисков нефти и газа до
глубин 7 км уже пройден. Он, несомненно, продолжится еще десятиле 18
тия – будут уточняться методические основы, появятся новые факты и
т.д. Однако, очевидно, мы находимся в начале нового этапа поисков
нефти и газа, этапа глубин 7-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений российских недр,
проведение исследований в этом направлении представляется весьма
перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования, так и прогнозирования УВ потенциала
недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового
комплекса.
Результаты проведенных исследований последних лет - бассейновое моделирование, изотопно-геохимические исследования по степени
зрелости органического вещества нефти и газов показывают, что углеводородный потенциал пород глубоких осадочных бассейнов Каспийско-Черноморского региона, Прикаспийской мегасинеклизы, Предуральского и Предкавказского прогибов, а также в прогибах эпигерцинских платформ и эпиплатформенных орогенных систем, учитывая огромную мощность осадочного чехла (до 30-32 км) и низкий тепловой
поток, аномально высокие пластовые давления, реализован только на
30% что позволяет рассчитывать почти на двукратное увеличение потенциальных ресурсов УВ РФ.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ
ГЛУБИН В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЕ,
СВЯЗАННЫХ С КРИСТАЛЛИЧЕСКИМ ФУНДАМЕНТОМ
В.Ш.Гурбанов, Н.Р.Нариманов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: mehman.muxtarzade@hotmail.com
Сегодня выявление месторождений и нефтегазопроявлений в
кристаллических породах фундамента (КПФ) является не случайностью, а вполне закономерным результатом глубоких научных исследований с позиции новой глобальной тектоники плит. Так, например, установлено, что в одной только Западной Сибири 2,5 млн. км2 площади
является продуктивной на нефть и газ. На Африканском континенте
запасы нефти и газа 97 месторождений частично или полностью связаны с КПФ. В 15 нефтегазоносных бассейнах Евразии в КПФ выявлено
более 138 месторождений. В Европе в Паннонской межгорной впадине
в КПФ открыто более 15 месторождений. В целом в мире в верхнем
слое фундамента открыто до 450 скоплений нефти и газа, расположенных в основном на территориях платформ и межгорных впадин.
19
Даже далеко не полный перечень примеров позволяет заключить,
что верхняя часть фундамента является глобально нефтегазоносным
этажом литосферы. Очевидно, это связано также с наличием в фундаменте континентов верхнего слоя мощностью 8-15 км с блоковым
строением, осложненный сетью многочисленных трещин и разномасштабных разрывов. Эти факты указывают на то, что и у Южно-Каспийской межгорной мегавпадины с осадочным чехлом в 24 км и уникальным углеводородным потенциалом КПФ должны быть весьма
перспективны на нефть и газ.
В этой связи в Мурадханлинском месторождении Евлах-Агджабединского прогиба ЮКМВ эффузивные породы андезитовых порфиритов верхнего мела содержат залежи нефти промышленного значения. Это имеет место и в ряде других месторождений данного прогиба.
Следует отметить, что здесь положение вулканогенных образований в
осадочном разрезе благоприятствует их насыщению как из надстилающих, так и подстилающих осадочных толщ мезозойского возраста,
что свидетельствует о больших потенциальных возможностях мощных
карбонатно-терригенных мезозойских отложений насыщать УВ пустотные пространства КПФ.
Известно, что коллектора в КПФ носят трещиновато-кавернозный
характер. Однако в ряде случаев кровельная часть фундамента до сотен
метров вглубь может быть представлена преимущественно непроницаемыми или плохопроницаемыми породами. Нефтенасыщенными же комплексами фундамента могут быть как кора выветривания (в Мурадханлах), так и непосредственно КПФ осложненные трещиноватостью.
Между тем трещиноватые коллектора в зависимости от геодинамических условий способны изменять свои емкостные характеристики.
В условиях сжатия они могут частично или даже полностью сомкнуться, «перекачав» содержащиеся в них флюиды в коллектора с первичной пористостью, а в условиях растяжения они, раскрываясь, будут
всасывать флюиды из окружающей среды. Эффузивные образования
Куринской впадины имеют максимальную мощность 4000 м в наиболее прогнутой части Евлах-Агджабединского прогиба и осложнены
разномасштабными дизьюнктивами, а синклинальная форма свидетельствует об их подверженности изгибовым деформациям под воздействием сжимающих напряжений. В этой связи эффузивы, будучи
компетентными породами, в их подошвенной части могут быть осложнены сетью трещин растяжения благоприятной для формирования
скоплений флюидов.
Известно, что разломам земной коры и другим разномасштабным
дизьюнктивам отводится важная роль в вопросах образования трещин 20
но-кавернозных коллекторов, миграции и формирования залежей углеводородов. Их принципиальное отличие как ловушек, от структурных
состоит в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный
контроль за залежами нефти и газа.
Разломная тектоника ЮКМВ характеризуется относительно густой сетью субмеридионально и субширотно ориентированных взаимопересекающихся глубинных разломов, придающих поверхности фундамента клавишное строение. Они позволяют прогнозировать зоны
трещиноватости и дробления не только в осадочном чехле, но и в кристаллическом фундаменте. Об этом же свидетельствуют газогрязевые
вулканы ЮКМВ (Солахай, Айрантекян, Хамамдаг, Дуровдаг, о. Лось и
др.), развитые над зонами дробления в КПФ и выбрасывающие в атмосферу значительно большее количество газа, чем другие, а также обломки пород древнее глубины залегания их корней. Эти факты позволяют заключить, что глубинные разломы ЮКМВ обеспечивают вертикальную разгрузку глубинных флюидов и в осадочном чехле.
Как и все нефтегазоносные бассейны, ЮКМВ является открытой
флюидодинамической системой, постоянно выносящей на дневную
поверхность различные флюиды, в том числе и углеводородные. Согласно Ф.Г. Дадашеву и др. в районе Абшеронского полуострова только посредством грязевых вулканов на дневную поверхность выносятся
миллиарды м3 газа и миллионы т. нефти. Это свидетельствует о высоком нефтегазогенерационном потенциале литофациальных комплексов
ЮКМВ, в том числе и непосредственно контактирующих с КПФ - мезозойских, способных при благоприятных структурно-тектонических и
геодинамических условиях насыщать флюидами пустотные пространства КПФ.
Несмотря на то, что ЮКМВ характеризуется очень большой
мощностью осадочного выполнения, в ее пределах есть выступы фундамента с доступной глубиной залегания и в ряде случаев с нефтегазоносными надстилающими осадочными толщами. Так, например, к таким участкам относятся Талыш-Вандамский выступ протяженностью
более 300 км при ширине 30-40 км, в Шемаха-Гобустанском районе
площади Мадраса, Ангехаран, Астраханка с естественными выходами
нефти и развитым грязевулканизмом. Несомненный интерес представляют также зоны дробления в узлах пересечения разломов.
Для объективной оценки перспектив нефтегазоносности выступов КПФ в ЮКМВ необходимо определить нефтегазогенерационный
потенциал облекающих их осадочных толщ. В этой связи в большинстве случаев промышленная нефтегазоносность смежных территорий
позволяет положительно оценить этот вопрос.
21
В ЮКМВ КПФ изучены лишь по скоростям сейсмических волн.
Вследствие этого для успешного проведения в КПФ поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо изучение их состава и глубинного строения на основании комплекса геолого-геофизических и
буровых работ.
Высокие темпы добычи нефти и газа в Азербайджане требуют
освоения и открытия новых нефтегазоносных объектов на доступных
глубинах как осадочного чехла, так и фундамента ЮКМВ.
22
УСТНЫЕ ДОКЛАДЫ
СЕКЦИЯ "Нефтяные системы больших глубин"
ГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ
ОТЛОЖЕНИЙ СО СВЕРХВЫСОКИМИ ДАВЛЕНИЯМИ
В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ:
ВОЗМОЖНОСТИ И ПРОБЛЕМЫ
Г.Райли1, А.Джавадова2, С. Грант1, С. Дуппенбеккер1,
Дж.Илифф1, К. Кенелли3
1
BP Caspian Ltd. (Великобритания)
2
BP Caspian Ltd. (Азербайджан)
3
BP Upstream (США)
E-mail: gregory.riley@uk.bp.com
Разведка и добыча углеводородов в Южном Каспии характеризуется обычной прогрессией от неглубоких резервуаров на суше до глубокопогруженных в морской части бассейна в глубоководье. Данный
процесс является прямым результатом технологического прогресса во
многих областях геофизики, бурения и инженерного оборудования.
Несмотря на имеющиеся технологии, которые требуются для устойчивой добычи углеводородов в Южном Каспии (повышение коэффициента нефтеотдачи, выявление плохо различимых разведочных целей
при помощи 3D сейсмики, разработка нетрадиционных коллекторов),
мы уверены, что добыча из глубоких резервуаров будет еще одним
значительным шагом на пути к успеху. Существует несколько факторов, которые в совокупности сохраняют качество коллекторов и углеводороды на больших глубинах Южного Каспия: 1) низкие геотермальные градиенты, равные приблизительно 170С/км, сохраняющие
углеводороды и ограничивающие кварцевую цементацию в аренитовых песчаниках; 2) быстрая скорость осадконакопления, более 3 км за
1 млн. лет, создающая сверхвысокие давления и, таким образом, препятствующая сжатию, приводящему к потере пористости.
Глубокопогруженные резервуары находятся под главными морскими структурами, и недавно компания BP в Азербайджане обнаружила подвижные углеводороды и качественные коллекторы на месторождении Шах-дениз на глубине более 7000 м и давлении в резервуаре
более 20,000 PSI (1400 атмосфер).
23
Однако, выявление углеводородов на этих глубинах является
лишь началом. Безопасность разведки, а также последующая разработка требуют значительных совершенствований и интеграции новых
технологий. Прежде всего, разработка системы скважин, при которой
возможно вести безопасное бурение и добычу при давлениях от 15,000
до 20,000 psi, является важнейшим моментом в осуществлении добычи
газа при высоких давлениях и извлечении потенциала бассейна.
ТЕРСКО-КАСПИЙСКИЙ ПЕРЕДОВОЙ
ПРОГИБ – ПЕРСПЕКТИВЫ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ
ОТЛОЖЕНИЙ НА НЕФТЬ И ГАЗ
И.В.Истратов
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия)
E-mail: I_Istratov@vniigaz.gazprom.ru
Региональные мезозойские углеводородные системы Терско-Каспийского передового прогиба (ТКПП) установлены в верхнеюрских
карбонатных, нижнемеловых и верхнемеловых - палеоцен-эоценовых
карбонатно-терригенных отложениях, а в Восточном Предкавказье в
целом – еще и в нижнее-среднетриасовых, нижнее-среднеюрских образованиях, возможно перспективных на площадях ТКПП.
Расположенные на платформенном борту ТКПП параметрические
скважины Дружба 1 (забой минус 5354 м) - вскрыла каменноугольные
отложения, а расположенная еще южнее Бурунная 1 (забой минус 7501
м) так и не вышла из верхнего триаса.
Анализируя характер соотношения структурных планов ТКПП,
следует обратить внимание на то, что геологическое строение территории существенно усложняется с глубиной. Если напряжения, обусловленные движением блоков фундамента, проявлялись в миоценовых
породах через пластичную глинистую толщу нижнего миоцена - олигоцена, отражая ее своеобразную тектонику, то меловые и юрские породы подверглись диастрофизму сильнее. Развитие трещиноватости
горных пород и частичное смещение сводов современных поднятий по
верхнему мелу в северо-западном направлении вследствие тангенциально-радиальных тектонических напряжений в предакчагыльскую и
предантропогеновую фазы альпийского тектогенеза явились определяющими факторами формирования так называемых "висячих" или
"деструктивных" (ИГиРГИ) залежей, характерных для северного (Притеречная и Советско-Галюгаевская зоны) и южного (Черногорская зона) бортов прогиба. Геодинамическая активность территории, о чем
24
свидетельствуют ее повышенная сейсмичность, дифференцированный
характер подвижек блоковых структур земной коры, фиксируемых инструментальной съемкой, продолжает оказывать влияние на переформирование залежей углеводородных флюидов.
К 1990 г. в Терско-Сунженской зоне дислокаций в разработке и
пробной эксплуатации находилось 40 залежей, по 17 выработанность
запасов составляла 91-98%, по 9 – 70-90%. Добыто 420 млн т нефти,
45,5 млрд м3 попутного нефтяного и 640 млн м3 свободного газа. К
верхнеюрским отложениям приурочено четыре – на Даттыхской, Заманкульской, Малгобек-Вознесенской, Харбижинской площадях. Например, в скважине 15 Харбижин верхнеюрские отложения вскрыты в
интервале 5002 – 5170 м. Небольшой приток нефти с газом получен из
интервала 5090 – 5170 м. Полный анализ нефти отсутствует, плотность
ее 0,8112 г/см3, содержание серы 0,26%.
Из “подсолевых” отложений получен промышленный приток газа
на Даттыхском месторождении из скважины 12. Отмеченные отложения
вскрыты в интервале 4130 – 4394 м. Газ получен при опробовании испытателем пластов из интервалов 4118 – 4241 м (расчетный дебит 40 тыс.
м3/сут) и 4265,5 – 4309 (расчетный дебит 770 тыс. м3/сут). После перфорации из интервала 4356 – 4374 м получен газ с дебитом 10 тыс. м3/сут.
Это подчеркивает высокие перспективы газонефтеносности юрских отложений не только Черногорской моноклинали, но и всей ТСЗД.
Дальнейшие перспективы газонефтеносности юрских “межсолевых” и “подсолевых” отложений ТСЗД связываются с первоочередными поисками залежей углеводородов в ловушках массивного типа на
Арак-Далатарекской, Ахловской, Брагунской, Малгобек-Вознесенской,
Старогрозненской, Эльдаровской площадях. Перспективно также бурение скважин на Заманкульской, Карабулак-Ачалукской, СевероЗаманкульской, Северо-Малгобекской и других площадях. Приоритетными объектами поисков залежей газа и нефти является “межсолевая”
и “подсолевая” юра, “надсолевая” юра + валанжинский комплекс.
Меловые отложения в пределах рассматриваемого региона также
перспективны на глубинах более 4500 м в ТСЗД (скв. 1007 Алханчуртская, нефть из верхнего мела + палеоцен-олигоцен, минус 5800 м; скв.
11 Ханкальская, газ из альба, минус 5800 м) и Терско-Сулакской впадине (скв.3 Бабаюртовская, легкая нефть из альба, минус 5365 м).
Установлена закономерность, что на большей части своего распространения карбонатные отложения характеризуются ухудшенными
ФЕС. Несмотря на низкие значения коллекторских свойств, определенных по керновому материалу (полная пористость известняков верхнего мела изменяется от 1,12% до 19,3%, проницаемость составляет
25
0,002 - 0,8 мкм2), эти значения не лимитируют высокую нефтеотдачу и
дебиты по скважинам достигали 6000 куб. м / сут. Нефтегазоносность
приурочена к приразломным зонам, отличающихся сильной трещиноватостью и раздробленностью.
На рассматриваемой территории (прежде всего, в Петропавловской впадине) продолжают оставаться высокоперспективными “узлы”
пересечения разломов, где, как известно, развиты коллекторы трещинного и смешанного типов. Глинистая толща олигоцена и нижнего миоцена служит надежной экранирующей покрышкой для верхнемеловых
пород-коллекторов, часто образующих единый резервуар с палеоценэоценовыми отложениями.
ПРИРОДА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
А.Е.Лукин
Институт геологических наук НАН Украины, Черниговское отделение
Украинского государственного геологоразведочного институт
E-mail: ukrnigri@mail.cn.ua
В перспективе глубокозалегающие комплексы крупнейших прогибов мира – это, возможно, главный источник УВ сырья. Поэтому вопрос о
природе глубокозалегающих нефтегазоносных резервуаров относится к
первоочередным. Следует отметить и его большое теоретическое значение, благодаря тесной связи с вопросами генезиса нефти и газа, геотермодинамики процессов в флюидно-породных системах при больших давлениях и температурах, геодинамического мониторинга и т.д.
В глубокозалегающих отложениях, как и в породах кристаллического фундамента или промежуточных комплексов, в продуктивных горизонтах проявляются необычные для осадочных резервуаров нефти и
газа на глубинах менее 4 км морфогенетические, флюидодинамические и
геохимические особенности. Граница, разделяющая обычные и большие
глубины промышленной нефтегазоносности, сейчас принимается на
уровне 4000-4500 м. В глубоких нефтегазоносных бассейнах (НГБ) разного тектоно-геодинамического типа, при широком возрастном диапазоне
(докембрий-кайнозой), разнообразии состава формаций и различной степени их региональных преобразований, именно этот уровень в статистически значимом большинстве разрезов глубоких скважин характеризуется изменениями геотермодинамических (появление сверхвысоких пластовых давлений, существенное повышение пластовых температур), петрофизических (коренное изменение природы порового пространства и
26
генетических типов коллекторов), гидрогеологических (проявления гидрогеологической инверсии) условий нефтегазоносности. Все это существенно влияет на различные характеристики залежей нафтидов. Среди углеводородных флюидов на фоне широкого фазово-геохимического диапазона (от твердых битумов и тяжелых нефтей до сухих метановых газов)
начинают преобладать различные типы газоконденсатов с появлением
метастабильных парогазовых систем в сверхкритическом или близком к
критическому состоянии и других признаков резкого повышения роли
ретроградных явлений. В сочетании с отмеченными петрофизическим
изменениями это зачастую обусловливает необычный характер водонефтяных, газоводонефтяных контактов, ослабление явлений гравитационной сепарации и капиллярного экранирования, что в свою очередь, может
приводить к частичной или даже полной литологической инверсии коллекторских и экранирующих свойств, смещения залежи относительно оптимальных структурных или седиментационно-палеогеоморфологических условий нефтегазонакопления. Это одна из причин возрастания глубиной роли нетрадиционных морфогенетических типов ловушек, связанных с литолого-эпигенетическими (в частности, гипогенно-аллогенетическими) факторами разуплотнения (кавернозно-вторичнопоровые, трещинно-жильные, штокверковые и другие формы резервуаров).
Судя по данным сверхглубокого бурения, роль вышеуказанных явлений резко возрастает на глубинах более 6 км. С этой точки зрения интервал 4-6 км следует рассматривать как переходный между обычными и
сверхбольшими глубинами. Значение изучения предпосылок и закономерностей нефтегазоносности больших (более 4 км) и сверхглубоких (более 6 км) глубин определяется тем фактом, что преобладающая часть (не
менее 70%) НГБ мира с доказанной промышленной нефтегазоносностью
на глубинах до 4 км имеют мощность осадочного чехла больше 6 км. В то
же время скважины глубже 6000 м пробурены не более чем в 20% НГБ.
Но несмотря на такую низкую в целом степень глобальной изученности
НГБ, промышленная нефтегазоносность глубокопогруженных комплексов доказана в 30 НГБ, где открыто свыше 100 месторождений с залежами на глубинах более 6 км. Это преимущественно рифтогенные НГБ, характеризующиеся максимальными плотностями распределения углеводородных ресурсов в глубокозалегающих комплексах надрифтових и собственно рифтовых этажей нефтегазоносности. Еще более благоприятные
условия для нефтегазонакопления на (сверх)больших глубинах можно
предполагать в субдукционных и коллизионных НГБ, где благодаря их
тектоно-геодинамическим особенностям мощный осадочный чехол характеризуется аномально «растянутой» шкалой катагенеза, большим глубинным, стратиграфическим и формационным диапазонами нафтидоге 27
неза и нефтегазоносности. Новейшие геотермические расчеты и данные
геохронологически-геотермобарического моделирования региональноэпигенетических (автогенетических) изменений осадочных формаций
свидетельствует о том, что в рифтогенных НГБ без признаков значительной тектонической инверсии (т.е. без появления линейной складчатости)
поверхность зоны метагенеза расположена на глубинах 8-10 км, а в субдукционных НГБ она может погружаться на глубины до 20 км.
В мире существует только несколько НГБ, уровень изучения глубокозалегающих комплексов которых позволяет рассматривать их как регионы-полигоны для исследования вышеуказанных факторов нефтегазоносности. Это, прежде всего, рифтогенные (авлакогенные) прогибы в
пределах докембрийских платформ – Делавэр, Анадарко (Северо-Американская платформа) и Днепровско-Донецкий (Восточно-Европейская
платформа). В последнем на глубинах более 5 км отрыто 30 месторождений (20 газоконденсатных, 8 газовых, 2 нефтегазоконденсатных). Наибольшая глубина получения промышленного притока газа в ДДВ достигает 6300 м (Перевозовское газовое месторождение, скв.1, абс. дебит 35
тыс. м3/сут). Максимальные дебиты газа из глубокопогруженных коллекторов получены на Сахалинском нефтегазоконденсатном (скв. 14, 47554780 м, горизонты В-22÷В-21, 2722 тыс. м3/сут), Валюховском газоконденсатном (скв. 1, 5347-5393 м, горизонт Т-1, 2240 тыс. м3/сут; скв. 1,
5198-5213 м, горизонт В-26, 1968 тыс. м3/сут), Рудовском газоконденсатном (скв. 1, 5750-5790 м, горизонт Т-1, 1020 тыс. м3/сут) месторождениях
при начальных пластовых давлениях в диапазоне от 52 до 60 МПа и пластовых температурах 124÷138°С. Все соответствующие залежи (и преобладающая часть других известных промышленных скоплений УВ) связаны с вторичнопоровыми коллекторами, осложненными разнообразными
диаклазами. Они представляют собой исключительно благоприятный
объект для изучения природы нефтегазоносных резервуаров в глубокозалегающих продуктивных горизонтах.
В докладе по данным изучения глубокозалегающих продуктивных горизонтов различных рифтогенных НГБ обоснована ведущая
роль гипогенно-аллогенетического разуплотнения в формировании
вторичных коллекторов нефти и газа, доказан импульсный механизм
процессов нефтегазонакопления, открыты явления естественного гидроразрыва глубинными флюидами, показана роль адиабатического
трещинообразования в формировании вторичных коллекторов, а также
установлены новые закономерности экранирования углеводородных
систем на больших глубинах.
28
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБИННЫХ
ФЛЮИДНО-НЕФТЯНЫХ СИСТЕМ
Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М.
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mail: valyb@mail.ru
Смена фиксистской парадигмы на мобилистскую сопровождалась
пересмотром представлений о механизмах образования (природы) осадочных бассейнов, обновлением их классификации с позиций тектоники плит – новой глобальной тектоники. К началу ХХI в. томографические исследования привели к пониманию того, что корни геодинамических процессов, управляющих зарождением и развитием осадочных
бассейнов, прослеживаются в нижней мантии вплоть до ядра Земли.
Однако столь кардинальные изменения построений в геодинамике не
привели к существенному пересмотру представлений о роли эндогенных факторов в процессах нефтегазообразования.
В бассейновом моделировании ключевое положение занимают
нефтяные системы (petroleum systems). В основе этих систем попрежнему находятся представления о формировании нефтегазовых месторождений за счёт генерации углеводородов комплексами осадочных пород, обогащённых органическим веществом, - разубоженными
аналогами классических «нефтематеринских свит». Процессы генерации для жидких (нефтяных) углеводородов завершаются при 150°С, а
газовых (включая метан) – при 200°С. Этими же интервалами глубин
определяется и дно «нефтяного колодца», т.е. невозможность нахождения на бóльших глубинах нефтяных, газоконденсатных и газовых
залежей. В довершение пессимистических оценок углеводородного потенциала больших глубин приводятся статистические выкладки о резком снижении количества не только гигантских, но и крупных месторождений нефти и газа на глубинах более 4,5 км, не говоря уже о
больших глубинах.
Однако, за последние десятилетия получены и новые данные, позволяющие и заставляющие пересмотреть пессимистические оценки
углеводородного потенциала больших глубин – за пределами не только
6,0 км, но и 8 км. В их числе ,прежде всего, следует отметить материалы о крупных нефтегазовых и газоконденсатных месторождений под
дном Мексиканского залива на глубинах от 8 до 10 и более км (месторождения Тьюпи, Тибр и др.), Ю. Каспия – на глубинах более 6 км.
Характерной чертой этих месторождений является связь их формирования с глубинными инъекционными структурами – соляными и гли 29
нистыми диапирами, контролирующими каналы разгрузки глубинных
углеводородных флюидов. Пластовые давления в залежах превышают
значения нормального гидростатического в 1,5-2 раза.
Аномально-высокие параметры поровых резервуаров объясняются вторичным разуплотнением первично-поровых коллекторов в результате импрегнации (инъекции) углеводородных флюидов. В палеобассейнах на суше разрабатывается более 1000 залежей на глубинах от
4,5 до 8,1 км, главным образом, в США. При этом среди резервуаров
преобладают не поровые, а трещинно-поровые и трещинно-кавернозные. Коллектора представлены не только песчаниками, но и аргиллитами, вулканогенными породами, метаморфическими и кристаллическими породами фундамента. Резервуарно-флюидные давления характеризуются высокой аномальностью, приближаясь нередко к значениям литостатического (геостатического) давления. Наложенность процессов формирования скоплений углеводородов проявляется и в связях
их формирования с зонами трещиноватости разрывных нарушений,
минеральных преобразований с участием вторгающихся глубинных
флюидов. В сущности, нефтегазовые и газоконденсатные залежи и месторождения являются специфическими вторичными флюидизированными очагами, механизм формирования которых (вторжение) ранее
нами рассматривался (Валяев, 1987). Наложенность скоплений углеводородов (флюидизированных очагов) по отношению к вмещающим
комплексам пород и роль эндогенных процессов в их формировании с
ростом глубин их залегания от 4,5 до 6-8 км и более проявляется всё с
большей отчётливостью.
Парадоксально, что эта наложенность слабее проявляется в среднем
интервале глубин (1,5-4,5 км) осадочного разреза, тогда как в приповерхностном интервале наложенность, роль эндогенных факторов и участие
глубинных углеводородных флюидов в формировании неконвенциональных (нетрадиционных) ресурсов и скоплений углеводородов проявляется
шире. Для газогидратов и тяжёлых нефтей наложенность их скоплений по
отношению ко всему осадочному разрезу и масштабы ресурсов получают
удовлетворительное объяснение только с привлечением глубинных углеводородных флюидов к их формированию (Валяев, 2011; Дмитриевский,
Валяев, 2004; Дмитриевский и др., 2011). Локализованность и гигантские
масштабы разгрузок глубинных углеводородных флюидов в атмосферу и
воды мирового океана также контролируются эндогенными факторами
(Дмитриевский, Валяев, 2002).
В процессах формирования скоплений и ресурсов углеводородов
по всему осадочному разрезу, с учётом их масштабности, задействованы не многочисленные внутричехольные нефтяные системы, а круп 30
ные глубинные флюидно-нефтяные системы, корни которых связаны с
энергетикой мантийных геодинамических процессов (плюмы, астенолиты, коровые волноводы). Их характеристика уже получила отражение в целом ряде публикаций (Дмитриевский, 2003,2006; Дмитриевский и др., 2000; и др.; Смирнова, 2006; и др.). Углеводородный потенциал больших глубин не может получить конкретных и корректных
оценок без использования характеристик глубинных флюидно-нефтяных систем, определяющих масштабы генерации углеводородных
флюидов, участвующих в формировании всего разнообразия скоплений углеводородов. С использованием такого рода систем качественно
новый уровень может получить и бассейновое моделирование.
Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (грант 1105-00193а).
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ
ВЕРХНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
КОМПЛЕКСОВ – ОСНОВА ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ НЕФТИ
НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ В УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ
1
С.А. Пунанова1, Р.З. Мухаметшин2
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
Казанский Федеральный университет (Россия)
E-mail: punanova@mail.ru; GeoEng111@yandex.ru
2
Выбор стратегии и методов поисков залежей нефти и газа на
больших глубинах во многом зависит от познания тектонических процессов на исследуемой территории, правильной оценки возможных источников УВ, направления миграции их потоков и времени формирования скоплений нефти и газа. Исследование выполнено с целью установления генетических связей верхнепалеозойских нефтегазоносных
комплексов (НГК) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУ
НГП) с флюидальными углеводородными (УВ) системами допалеозоя.
Нефтеносные пласты в осадочной толще верхнего палеозоя в центральных районах Урало-Поволжья залегают на глубинах от 600 до
2600 м. В них выявлено свыше 1,5 тысяч УВ скоплений. Диапазон распространения залежей нефти промышленного значения чрезвычайно
широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой от эйфельских
(средний девон) до пермских отложений. Что касается осадочных образований верхнего протерозоя в наиболее погруженных (на глубину
3,0-3,5 км и более) участках кристаллического фундамента, то, несмот 31
ря на усилия геологических служб, заметных успехов в поисках в них
залежей УВ не достигнуто, хотя перспективность их доказана открытием небольшого числа нефтяных залежей.
Согласно исследованиям (О.А.Арефьев и др., 1994; О.К.Баженова и
др., 1994) в рифей-вендском разрезе Восточно-Европейской платформы
распространены горизонты, обладающие повышенным нефтематеринским потенциалом, а по составу и физико-химическим свойствам нефти
этого комплекса разделяются на две группы: 1) тяжелые, смолистоасфальтеновые, преимущественно нафтеновые (Верхнекамская впадина),
которые считаются древними; 2) легкие метановые с большой долей легкокипящих УВ, относительно молодые, возможно даже кайнозойские
(юго-восточные районы ВУ НГП). На Ольховском поднятии (Бузулукская
впадина) рифей-вендские отложения опробованы в скв. 412, из которых
получен фонтан легкой (0,801-0,830 г/см3) нефти. Следует также отметить, что проанализированный в ИОФХ КазНЦ РАН экстракт из нефтесодержащего рифейского песчаника Бавлинского месторождения (скв.
20012, гл. 2172 м) по ряду параметров и химическому типу (AI по
Ал.А.Петрову) оказался близок к легким нефтям девона.
В этом плане весьма примечательно обнаружение (Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2011) непосредственной связи физико-химических
свойств пластовых нефтей со временем формирования вмещающих их
структур. Так, нефти залежей пашийского горизонта верхнего девона
месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, приуроченные к структурам позднего заложения, в т. ч. и Бавлинской,
время заполнения нефтью которой датируется как неогеновое (Р.З.Мухаметшин и др., 1997), самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа·с). Нефти
залежей в тех же слоях месторождений другой группы, которые приурочены к структурам палеозойского времени формирования, имеют
свойственные нефтям карбона характеристики (в частности, вязкость
10,9-23,9 мПа·с).
Ранее (С.А.Пунанова, Т.И.Гордадзе, 1999) в пределах верхнепалеозойского разреза ВУ НГП были выделены «девонский», «каменноугольный» и «пермский» геохимические типы нефтей, отличающиеся
по УВ и микроэлементному составу, плотности и т.д. В этой связи особый интерес представляют доманикиты и доманикоиды, которым исследователями (К.Б.Аширов, 1965; Е.С.Ларская, 1983; С.Г.Неручев и
др., 1986; и др.) придается значение нефтегенерирующих. Сопоставление результатов исследований экстрактов из нефтенасыщенных алевропесчаников нижнефранского подъяруса и залегающих выше доманикитов среднефранского возраста приводит к выводу, что при миграции легкой нефти вверх по разрезу в результате контакта с доманики 32
тами происходит их обогащение ванадиловыми порфиринами, серой и
САВ (Г.П.Каюкова, Р.З.Мухаметшин, Г.Н.Гордадзе и др., 1998). Поэтому в нефтеносных комплексах ВУ НГП целесообразно выделять
(Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2011) геохимические разновидности
нефтей: среднедевонско-нижнефранские (поддоманиковые) и среднефранско-каменноугольные (доманиковые+наддоманиковые). Преимущественно же вертикальный характер миграции УВ при формировании
залежей подтверждается многочисленными фактами (Р.З.Мухаметшин,
Г.П.Каюкова, 2000).
Таким образом, вышеизложенное указывает на наличие в недрах
при формировании скоплений нефти нескольких источников УВ, в том
числе и глубинного, активизировавшегося в кайнозое. В связи с этим
выявление залежей легкой нефти на больших глубинах в ВУ НГП нами
связывается в первую очередь со структурами позднего заложения,
возможности выявления и картирования которых различными методами значительно шире.
ОСОБЫЙ ПОДХОД К ПРОВЕДЕНИЮ РАЗВЕДКИ
В СЛОЖНЫХ РАЙОНАХ
С.-К.Фосс, А.Соллид, А.Сахаров
"Statoil" (Норвегия)
E-mail: asah@statoil.com
Будущее нефтяной разведки видится в более сложной геологической обстановке. Точное понимание земных недр необходимо для выработки правильных перспектив с учетом безопасности и эффективности операционных работ во время бурения. Это также означает понимание и управление непредвиденными обстоятельствами.
Любой геологический и геофизический метод, используемый в
разведке, имеет свойственную ему неопределенность, основанную на
качестве исходных данных и недостатков метода.
Интеграция таких методов, работающих на общепринятой модели
Земли, позволяет как-бы усилить эффективность метода и тем самым
уменьшить степень неясности.
Как правило, исследование недр в сложных геологических средах
сталкивается со своеобразными проблемами. В этом случае важно внести коррективы соответственно каждому случаю. Детальные региональные геолого-геофизические исследования имеют первостепенное
значение в данном случае.
33
Любая интеграция методов должна соответствовать своей цели
как в научном смысле, так и в разведке. Кредо нашей кампании таково,
что только передовые геофизические средства в комплексе с подобной
интеграцией могут привести к достоверному пониманию земных недр.
В данном докладе представлены международные примеры подобного решения задач изучения земных глубин с ударением на интеграцию результатов улучшенного сейсмического имиджинга и понимания неопределенности.
ОБ ОСОБЕННОСТЯХ УСЛОВИЙ ГЕНЕРАЦИИ И ФАЗОВОГО
СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
А.А. Фейзуллаев
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: akperf@yahoo.com
Нефтегазовая промышленность придерживается в настоящее
время двух различных стратегий развития. Первая - это повышение
эффективности извлечения углеводородов (УВ) из уже разрабатываемых месторождений, из которых, как правило, извлекается только 3040% нефти. Считается, что за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи на 10% мировое сообщество могло бы получить дополнительно
триллион баррелей нефти, т.е. почти удвоить его запасы.
Вторая стратегия это проведение разведочных работ на новых еще
неразведанных глубоководных (более 1000 м) частях океанов, которые
покрывают приблизительно 70% поверхности земли. Начало поисков на
подводных континентальных окраинах глубоких океанских бассейнов
было стимулировано развитием инженерной технологии, позволяющей
бурить при глубинах моря до 3 км в недра под морским дном на глубину
6-8 км. В сущности это достаточно рискованное и дорогое предприятие,
поскольку одна глубоководная поисковая скважина стоит от 80-120 до
200 миллионов долларов, что на несколько порядков больше, чем типичная скважина на суше. Тем не менее, политическая и экономическая действительность (высокий уровень цен и рост потребления нефти) делает
глубоководные поиски коммерчески жизнеспособной задачей. Это находит свое подтверждение открытиями крупных месторождений нефти в
глубоководных частях океанов (в Мексиканском заливе, на шельфе Бразилии и Африки). В настоящее время промышленная нефтегазоносность на глубинах более 4500 м и глубже установлена практически более
чем в 50 нефтегазоносных областях мира.
34
Выявление на глубинах 9-10 км нефти, а также анализ результатов
экспериментов по изучению свойств углеводородных флюидов (УВ) в
условиях высоких температур и давлений заставляют по-новому оценить
проблему нефтегазоносности глубокопогруженных отложений. Выполненный анализ позволяет очертить основные особенности условий генерации углеводородов (УВ) и их фазового состояния в глубоководных частях бассейнов, которые заключаются в нижеследующем:
• высокие температуры и давления на больших глубинах приобретают критическое значение для фазового состояния УВ;
• на одних и тех же глубинах в сверхглубоководных частях бассейнов в сравнении с сушей давление в пласте соотносительно к температуре значительно выше за счет мощности водного слоя. Например,
на открытых в последнее время в Мексиканском заливе месторождениях при температурах на поверхности осадочного покрова (дно океана) около 4-50С давление составляет: на месторождении Kaskida 189
атм, Chinook – 291атм, а Tobago-318 атм. В связи с этим ранее широко
используемый в различных схемах и расчетах для верхней части осадочного разреза параметр глубины скважины / залежи не приемлем для
глубокопогруженных отложений;
• роль давления в процессах генерации нефти и газа ранее считалась несущественной. Однако, выполненные в последние годы экспериментальные исследования и результаты сверхглубокого бурения
опровергают это утверждение;
• быстро погружающиеся бассейны (Южно-Каспийский бассейн, бассейн Мексиканского залива и др.) характеризуются широким
развитием на больших глубинах аномально-высоких пластовых и поровых давлений (АВПД и АВПоД), что указывает на почти закрытый
характер системы порода-флюид. В этих условиях в соответствии с законами химии и согласно результатам многочисленных экспериментов
наблюдается замедление химических процессов и, в том числе, процессов преобразования органического вещества (ОВ), крекинга нефти,
трансформации глинистых минералов и т.д. Предполагается, что в условиях АВПД температурный предел существования нефти может достигать 280-2900С. Установлено, что в этих условиях наблюдаются и
относительно более низкие значения отражательной способности витринита (Ro), что может привести к ошибке при оценке термальной зрелости глубокопогруженных бассейнов, основанной на данных этого
параметра;
• по мере погружения отложений в зону высоких температур и
давлений происходит сближение физических свойств УВ флюидов, за
35
счет увеличения с глубиной плотности конденсатов (до 840 г/см3) и
уменьшения нефти (до 770 г/см3). В этих условиях, с учетом интенсивного газообразования, формируются легкие, так называемые «летучие нефти». Глубокое бурение показало, что во многих областях глубже 4,5 км обычно распространены легкие и средние по плотности нефти. По имеющимся оценкам нефти с плотностью менее 0,850 г/см3 составляют около 30%. Все это свидетельствует о широком диапазоне
зоны смены фазового состояния УВ и необходимости пересмотра традиционных критериев его распознавания, применявшихся для неглубоких залежей.
Обобщение вышеприведенных аргументов позволяет заключить,
что в молодых, быстропогружающихся бассейнах существование нефти следует ожидать глубже, чем это предполагалось ранее.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ
ГЛУБИН ПРЕДКАВКАЗЬЯ
В.А. Гридин, М.П. Голованов, А.В. Колесниченко
Северо-Кавказский Государственный Технический Университет (Россия)
E-mail: gridinva@mail.ru; m-golovanov@yandex.ru
Северный Кавказ и нижнее Поволжье по праву относятся к старейшим нефтегазодобывающим регионам России. Высокая плотность
проведенных поисковых геолого-геофизических работ и развитая инфраструктура нефтегазового производства в прошлом веке привели к
открытию здесь ряда крупных месторождений УВ и их быстрому освоению. В связи с этим в настоящее время остро стоит проблема прироста ресурсной базы и формирования фонда перспективных объектов.
Но в настоящее время фонд подготовленных объектов и перспективных территорий в существенной степени исчерпан, и дальнейшие перспективы могут быть связаны или с мелкими объектами, рентабельность освоения которых весьма сомнительная, или с поисками скоплений УВ на больших (более 5-7км) глубинах. Реализация этих задач в
регионе может быть обеспечена только в результате значительного
увеличения объемов поисковых геологоразведочных работ, которым
должны предшествовать тематические научно-исследовательские работы. Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности больших глубин должна опираться на выявление основных закономерностей формирования ловушек и резервуаров нефти и газа. Статистический анализ встречаемости в разрезе различных типов природных резервуаров
36
по мере увеличения глубины залегания показывает закономерное снижение доли терригенных коллекторов, обладающих поровой емкостью
и увеличение карбонатных резервуаров с трещинной и кавернозной
емкостью. Этот вывод, наряду с результатами бассейнового моделирования, позволил определить бортовые части седиментационных палеобассейнов как наиболее перспективные направления для поисков скоплений УВ в карбонатных коллекторах на больших глубинах.
Осадочные комплексы юго-восточного обрамления древней Русской платформы и сопряженной территории Скифской плиты это, по
сути, весьма показательная ретроспектива пространственно-временной
миграции рифтовых зон с севера на юг, от девона – карбона ДДВ и
Прикаспийской впадины до триаса Ирклиевской впадины и Манычских прогибов, и до юры Западно-Кубанского и Терско-Каспийского
прогибов. Миграция фаз складчатости это естественноисторический
процесс геодинамического развития Земли и древнего океана Тетис, в
частности, поэтому заложение крупных прогибов (рифтовых зон) с
примерно параллельными субширотными осевыми ориентировками,
сформировавшихся между герцинской и альпийской тектоно-магматическими эпохами это явление вполне закономерное, как, собственно, и
соответствующие им циклы карбонатонакопления.
Особое внимание к карбонатным литотипам обусловлено тем, что
карбонатные коллекторы на больших глубинах более устойчивы, чем
терригенные. Одно из объяснений высокой устойчивости карбонатных
пород в глубоких зонах катагенеза заключается в том, что значительная часть их порового пространства имеет вторичное происхождение,
связанное с выщелачиванием и доломитизацией. Особенность таких
пор состоит в том, что они не могут исчезнуть в результате воздействия главных факторов стадийного изменения (температуры, давления,
времени), т.к. они представляют собой полости в скелете, который
держит всю нагрузку до тех пор, пока порода не станет пластичной.
Характер пустотного пространства свидетельствует о ведущей роли
вторичных процессов в его формировании и возможности существования высокоемких и проницаемых карбонатных коллекторов в условиях
глубин более 6000 м.
В Прикаспийской впадине (Астраханский свод) основные перспективы связаны с глубокопогруженными карбонатными комплексами
девона, где пробурены единичные скважины, доказана региональная
газоносность и удовлетворительные ФЕС резервуаров франского возраста . В бортовых частях Манычского прогиба на глубинах 55006000м. выявлена нижнетриасовая карбонатная платформа с биогерными массивами, где пробурены несколько скважин давшие притоки УВ.
37
На северном борту Западно-Кубанского прогиба в поздней юре
существовали седиментационнные условия, благоприятные для формирования как барьерных, так и одиночных рифов. Предположительно
биогермные известняки характеризуются здесь достаточно широким
распространением – они простираются относительно узкой полосой
(10-20 км) вдоль борта прогиба от азовского побережья до меридиана
г. Краснодар на расстояние около 140 км, а по оптимистическим прогнозам - до Хадыженской зоны (более 200 км). По результатам сейсморазведочных работ и бурения скважины Крупская 1 (не доведенной до
проектной глубины 6100), а также анализа условий формирования
верхнеюрского карбонатного комплекса, проведенного на основе выполненных литолого-фациальных и структурно-тектонических исследований, на северном борту Западно-Кубанского прогиба в отложениях оксфорда прогнозируется ряд объектов, связанных с органогенными
постройками и залегающих на глубинах 5500-6500 м.
НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ЭКРАНИРУЮЩИХ ПЛАСТОВ
(ПОКРЫШЕК) ДЛЯ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
УГЛЕВОДОРОДОВ
Г.Я.Шилов, Е.И.Василенко
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
E-mail: sshishlov@mail.ru
Развитие нефтегазовой промышленности на современном этапе показывает, что одним из направлений геологоразведочных работ становится поиск и разведка глубокопогруженных (4,5 - 10,5км) месторождений
нефти и газа. Мировой опыт свидетельствует об открытии и разработке
на этих глубинах довольно большого количества месторождений УВ (более 1000), среди которых встречаются и много гигантских.
Перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений,
при наличии углеводородной системы, зависят, как известно, также от
существования в разрезе структуры (неантиклинального объекта), коллекторских интервалов и экранирующих пластов (покрышек).
Следует отметить, что роль пластов-покрышек для глубокозалегающих залежей УВ существенно возрастает. При этом их правильнее
называть барьерами давлений. Кроме глинистых отложений в качестве
барьеров давлений могут выступать также массивные глинистые сланцы и алевролиты, массивные соли, ангидриты, гипсы, известняки, мергели, мел, доломиты.
38
Как показали исследования площадей Прикаспийской впадины и
Предуральского прогиба, надежными региональными покрышками, особенно для глубокопогруженных газовых залежей, могут служить, в основном, сульфатно-галогенные толщи, расположенные в куполах. Для
межкупольных мульд в качестве барьеров давления могут выступать интервалы переслаивания ангидритов, глинистых и карбонатных пород.
Современные исследования барьеров давления (зон АВПоД) на
Ямальских месторождениях показали, что в распределении градиентов
поровых давлений в барьере давления характерно концентрация интервалов с максимальными градиентами давлений в центральной части
зон АВПоД и обязательное плавное снижение поровых давлений до
нормальных значений как в кровле, так и в подошве этих зон, вплоть
до выравнивания с гидростатическими давлениями в песчаных пластах, прилегающих к барьеру давления
В связи с многофакторностью условий образования барьеров давления на больших глубинах их идентификация должна проводиться
только по величинам градиентов поровых давлений, определяемых,
например, с помощью методики эквивалентных глубин по данным
ГИС или по шламу (керну).
Так , в параметрической скважине №1 Вершиновская (глубина
7200м), пробуренной на юге-востоке Оренбургской области, зоны аномально высоких поровых давлений (АВПоД) в интервале глубин (№4 4900-5200м,
где
максимальный
градиент
давления
равен
ŋпор=0,145МПа/м, №5 - 5300-5600м, ŋпор=0,196МПа/м, №6 -5600 5850м, ŋпор=0,156 МПа/м, №7 - 6040 - 6340м, ŋпор = 0,22МПа/м, №8 6600м-начало, ŋпор = до 0,205Мпа/м), представленные чередованием
карбонатных пород и аргиллитов, удалось выявить по данным акустического каротажа, используя методику эквивалентных глубин.
Тем не менее, в случае развития АВПоД, изолирующие свойства
глин также сохраняются на больших глубинах , как это наблюдается в
Южно-Каспийской впадине на многих месторождениях. Например, на
месторождении Шах-Дениз зона АВПоД в интервале глубин 48865280м с градиентами поровых давлений ŋпор = 0,203-0,173 МПа/м
представлена глинами.
Таким образом, при планировании ГРР с целью поисков залежей
нефти и газа на больших глубинах необходимо включать в состав работ, в качестве обязательного и первоочередного элемента, исследования по выделению зон АВПоД и оценке качества региональных покрышек (барьеров давления).
39
ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДОЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
В.Л. Шустер, С.А. Пунанова, А.В. Самойлова
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mail: tshuster@mail.ru; punanova@mail.ru
В последние годы в фундаменте и в глубокозалегающих горизонтах чехла выделен ряд новых перспективных на поиски нефти и газа
объектов – это отложения палеозоя чехольного типа, коры выветривания и зоны разуплотнения палеозойских пород, а также отложения
триаса (И.А Плесовских и др., 2009). В Западной Сибири в интервалах
мезозой-палеозойский фундамент открыто 49 нефтяных месторождений, причем, только в верхней части фундамента (коре выветривания)
11 месторождений в Приуральской и 4 в Красноленинской нефтегазоносных областях.
Оценка ресурсной базы доюрских пород в целом для Западной Сибири и отдельных ее регионов весьма противоречива, однако палеозойская доля в балансовых расчетах все время увеличивается. Экспертная
оценка 33 объектов по фундаменту в Шаимском районе, где притоки
нефти получены из трещинно-кавернозных пород широкого литологического спектра, дает основание считать, что суммарные перспективные
ресурсы категории С3 составляют 234 млн. т (Н.Н. Запивалов, 2004).
Нами проанализированы фактические данные по 25 месторождениям нефти и газа, выявленным в доюрских отложениях, в том числе, в образованиях фундамента, опубликованные материалы последних лет по
центральной части ХМАО, а также изучены геохимические предпосылки
нефтегазоносности и генерационные возможности доюрских образований. Залежи в доюрском комплексе приурочены к отложениям юры и коры выветривания. Ловушки преимущественно структурно-стратиграфического типа. Породы-коллекторы широкого литологического состава (от
эффузивно-терригенных до кор выветривания гранитоидов), поровокавернозные и трещинно-кавернозные, II-III и IV-V классов. Флюидоупорами для этих залежей являются глинистые толщи средней и нижней
юры, а так же зональные и локальные флюидоупоры – плохопроницаемые породы в верхней части фундамента. Наличие нефтяных скоплений в
палеозойских кристаллических породах связано с миграцией УВ флюидов из юрских, либо осадочных палеозойских отложений, облекающих
выступы кристаллического фундамента (В.Л. Шустер, 2003).
Геохимическая характеристика отложений благоприятна для нефтегазообразования и сохранения залежей углеводородов. По оценке
40
В.А.Скоробогатова (2003), превосходные, отличные и хорошие газо- и
нефтематеринские толщи (классификация Б.Тиссо и Д.Вельте, 1981)
присутствуют в объеме всего осадочного чехла от туронских глин до
низов юры и триаса включительно на всей территории бассейна. Нами
детально показано, что на самостоятельный очаг нефтеобразования в
собственно палеозойских отложениях указывает существенное отличие
по углеводородному и микроэлементному составу нафтидов палеозоя и
коры выветривания от юрских (С.А.Пунанова, В.Л.Шустер, 2012). Это
фиксируется при сопоставлении содержаний и соотношений биофильных элементов V, Ni, Fe, Mo, Cu, Zn в нефтях и битумоидах по месторождениям Шаимского и прилегающих регионов (Ханты-Мансийское,
Даниловское, Ловинское, Мартымья-Тетеревское и др.). Анализ закономерностей распределения биофильных и редкоземельных элементов
в нефтях Шаимского региона по всему осадочному разрезу показывает
существенное различие их накопления, что объясняется, вероятно, полигенным характером их поступления в нефть – осадочным и глубинным. Наличие зон высокой преобразованности ОВ в доюрских отложениях центральных частей Западно-Сибирского НГБ, способствует
этим процессам.
На основе анализа палеотемпературных особенностей ОВ доюрского комплекса (по материалам А.Н. Фомина, 2010 и А.Э. Конторовича и А.Н. Фомина, 2008), составлена схематическая карта зон нефтегазообразования доюрских отложений Западно-Сибирского НГБ, на которой оконтурены зоны мезокатагенеза (раннего, среднего и позднего)
и апокатагенеза ОВ пород и выделены участки, благоприятные для обнаружения нефтяных, нефтегазоконденсатных и газовых скоплений.
К перспективным зонам следует отнести центральную часть Шаимского мегавала (фундамент представлен гранитоидами), Красноленинский
свод (пермо-триасовый комплекс пород), Березовскую моноклиналь (фундамент представлен гранитоидами и гнейсами). К первоочередным объектам относятся эрозионно-тектонические выступы фундамента.
Экспертная оценка ресурсов нефти и газа доюрского комплекса
по рассмотренным регионам позволяет оценить потенциал доюрского
комплекса центральной части ХМАО соизмеримым с ресурсным потенциалом углеводородов верхнего юрско-мелового комплекса. Эта
оценка проведена, ориентируясь на запасы по открытым месторождениям и потенциал ресурсов значительных интервалов разреза, не охваченных ГРР, в первую очередь, собственно образований фундамента,
где по аналогии с зарубежными регионами можно ожидать открытия
крупных месторождений.
41
ПРИЧИНЫ ИЗМЕНЕНИЯ СОСТАВА НЕФТЕЙ
НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
М.Ю.Чудецкий
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mail: chudetsky@mail.ru
В современных естественных науках накоплен значительный фактический материал о недрах Земли, расположенных на глубинах от 2-4
до 20 км, который позволяет строить достаточно надежные моделиреконструкции. К сожалению, подобные реконструкции, построенные
микробиологами, гидрогеологами и нефтяниками, часто бывают очень
трудно сопоставимы.
Классическая модель подземной гидросферы включает три зоны, последовательно сменяющие друг друга с глубиной: зону свободного водообмена, зону затрудненного водообмена и зону весьма затрудненного водообмена. Тектонические нарушения способствуют прорывам флюидов из
нижних зон в верхние. Основной путь перемещения потоков углеводородно-водных флюидов от зарождения до аккумуляции в залежах – из нижних
горизонтов с большими значениями давления и температуры в верхние – с
меньшими значениями. По мере изменения Р и tº условий поднимающиеся
потоки испытывают состояния химической и термодинамической неравновесности. Высокие давления и температуры в низах литосферы в основном
препятствуют образованию углеводородов тяжелее метана, хотя не исключается существование углеродных соединений, устойчивых при повышенных температурах и давлениях и распадающихся в верхних горизонтах литосферы. В химическом составе флюидов могут происходить перестройки
в молекулах, сопряженные с образованием более тяжелых и инертных углеводородов, из химически более агрессивных непредельных углеводородов и радикалов.
Легкие нефти обычно приурочены к горизонтам с температурами
более 130° С. По размеру молекул (количеству углеродных атомов в
молекуле) такие нефти и газоконденсаты близки к размеру звеньев, из
которых слагаются биополимеры – биомономерам (аминокислотам,
простым сахарам), но отличаются от них по структуре и по отсутствию
(малому количеству) гетероэлементов. В целом этаж распространения
подобных углеводородов можно охарактеризовать как гидродинамически аномальный и микробиологически стерильный с нефтями А1 по
классификации А.А.Петрова.
Вызывают особый интерес многопластовые месторождения, в которых над глубоко расположенными нефтями А1 располагаются залежи с
42
нефтями А2. Согласно модели распространения глубинных подземных архебактериальных сообществ, такая картина может быть важным флюидодинамическим признаком. В районе Южного Каспия такие нефти встречены, в частности, в месторождениях Сураханы, Нефтяные Камни, Дуванный-море на глубинах до 3500м. Присутствие активного архебактериального сообщества под залежами с нефтями А2 может быть признаком продолжающегося активного поступления углеводородных флюидов с больших глубин. Прогнозы, сделанные согласно предлагаемой модели для пластов располагающихся глубже горизонта с нефтями А2 Самотлорского месторождения Западной Сибири, полностью подтвердились.
Изменение состава нефтей с глубиной под воздействием глубинных
микробиальных сообществ подземной биосферы и динамика геофлюидов
43
ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ ОСАДОЧНОГО РАЗРЕЗА МЕТОДОМ
ЧИСЛЕННОГО БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ
Е.А. Лавренова, А.А. Горбунов, М.В. Круглякова
ОАО «Союзморгео» (Россия)
E-mail: lavrenovaelena@mail.ru В настоящее время поиски крупных скоплений углеводородов в
отложениях верхнего структурного этажа осадочных бассейнов практически завершены, а перспективы расширения ресурсной базы связываются с еще не изучавшимися или слабоизученными глубокими горизонтами осадочного разреза.
При этом, значительная стоимость поисково-разведочного бурения на такие глубины, с одной стороны, и высокие геологические риски, с другой, являются существенными препятствиями на пути освоения этих комплексов.
Основные геологические риски традиционно связываются с сохранностью залежей углеводородов и вероятностью обнаружения хороших коллекторов на больших глубинах. Вместе с тем далеко не всегда указанные риски однозначно определяются глубиной залегания
перспективного комплекса, а в значительной степени зависят от особенностей геологического развития осадочного бассейна.
В такой ситуации численное бассейновое моделирование может
дать дополнительную информацию для оценки перспектив нефтегазоносности таких объектов.
В рамках настоящей работы выполнено численное бассейновое
моделирование и моделирование вероятной генерационо-аккумуляционной углеводородной системы триасовых отложений восточной
части Азовского моря.
В триасовых отложениях, составляющих верхнюю часть разреза
переходного комплекса Предкавказья, открыто более 20 промышленных месторождений нефти, газа и конденсата. В основном это месторождения Восточного Предкавказья: Зимняя Ставка, Урожайненская,
Совхозная, Восточная, Южно-Буйнакская, Юбилейная, Сухокумская, и
др. В Западном Предкавказье открыты только два - Челбасское и Староминское в Ейско-Березанском районе. Кроме того, на Крыловской
площади получен газ из пород верхнего триаса.
Тем не менее, до сих пор остаются дискуссионными вопросы
происхождения углеводородных скоплений в триасовых отложениях.
Относительно нефтегазоматеринских свойств триасовых пород Запад 44
ного Предкавказья существует два противоположных мнения. Согласно точки зрения, которой придерживаются В. Л. Егоян, И. П. Жабрева,
В.С. Котова и К.О. Ростовцева, эти отложения являются нефтегазогенерирующими и обусловили скопления УВ в нижнемеловых резервуарах
Ейско-Березанского района (Тимашевская ступень). Другая группа исследователей (В.П.Шиманский, А.И.Летавин, А.И., Г.Т.Юдин) предполагает, напротив, что триасовые отложения не являются нефтегазопродуцирующими, а источником УВ триасовых залежей являются меловые
породы. Вместе с тем, Г.Т.Юдин с соавторами отмечает, что к югу от
Тимашевской ступени по направлению к Индоло-Кубансокму прогибу,
вместе с уменьшением степени дислоцированности, триасовые отложения характеризуются более благоприятными геохимическими и битуминологическим показателями и не исключают их потенциальных нефтегазоматеринских свойств. Однако в пределах Индоло-Кубанского прогиба
триасовые отложения залегают на больших глубинах, что обуславливает высокие риски обнаружения в них залежей УВ.
В рамках представляемой работы мы смоделировали умозрительную (спекулятивную по классификации Magoon) углеводородную систему с нефтегазоматеринской породой, в основании триасовой толщи.
Ее современная глубина залегания изменяется от 1 до 4 км в области
Азовского вала, от 5 до 9 км – в области Тимашевской ступени, более
11 км – в области Индоло-Кубанского прогиба.
Результаты моделирования показали, что:
• в пределах Индоло-Кубанского прогиба и Тимашевской ступени генерация УВ началась более 200 млн. лет назад;
• современные значения индекса выработанности керогена составляют от 70 до 100 %;
• максимальная скорость генерации углеводородов соответствует периоду 157 млн. лет назад;
• часть сформированных залежей в области Индоло-Кубанского
прогиба была разрушена в результате температурного крекинга в процессе погружения углеводородной системы.
Однако, в настоящее время можно ожидать газовые залежи, генетически связанные с описываемой системой, в ловушках Тимашевской
ступени на глубине около 7 км.
45
ПРОГНОЗ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ
Э.Г.Алиева
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана,
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
E-mail: e_aliyeva@yahoo.com
Одним из важных вопросов, определяющих дальнейшую стратегию поисков новых залежей УВ в Южно-Каспийском бассейне (ЮКБ),
является прогноз качества резервуаров УВ в глубокопогруженной морской части бассейна. Решение этой проблемы включает в себя несколько вопросов: литофациальное зонирование отложений продуктивной толщи в морской части бассейна и оконтуривание границ распространения отложений Палеоволги и Палеокуры; прогноз коллекторских свойств и архитектуры резервуаров УВ глубокопогруженных
горизонтов.
В результате проведенных в последние годы исследований по
всему комплексу вышеперечисленных вопросов, включающих в себя
анализ кернового материала (седиментологические описания, анализы
минералогического и механического составов, петрофизические исследования), анализ каротажных кривых (фациальный анализ, петрофизическая «фильтрация» разреза продуктивной толщи), сейсмостратиграфический анализ и фациальная интерпретация сейсмических имиджей,
а также моделирование архитектуры резервуаров и емкостно-фильтрационных свойств отложений ПТ, позволили сделать ряд выводов. В
частности, показано, что в отдельные стратиграфические интервалы
(свиты надкирмакинская песчаная, перерыва, некоторые горизонты балаханской свиты) дельта Палеоволги проградировала далеко на юг в
центральную часть бассейна, где аккумулировались кварцевые песчаные породы, имеющие хорошую латеральную и вертикальную связь и
характеризующиеся прекрасными емкостно-фильтрационными свойствами. Границы распространения палеоволжских и палеокуринских
осадков сильно менялись во времени, отражая смену фациальных условий от флювиальных до озерных, в нижнем плиоцене в ответ на частые и резкие колебания уровня Палеокаспия и изменения объемов осадочного материала, поступающего в бассейн. Проведенное фациальное
районирование нижеплиоценового бассейна и учет роли питающих
провинций в формировании литологического, минералогического состава отложений нижнего плиоцена, и, в конечном счете, их коллек 46
торских свойств, позволяют утверждать о существовании благоприятных фациальных условий для накоплениях коллекторских пород в отдельных стратиграфических интервалах плиоцена центральной глубоководной части ЮКВ.
Результаты лабораторных экспериментов и моделирование петрофизических свойств отложений ПТ свидетельствуют также о возможности сохранения их емкостно-фильтрационных свойств на больших глубинах ЮКВ.
ОСОБЕННОСТИ ГЕНЕРАЦИИ УВ
В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ
А.С.Гаджи-Касумов, Р.Н.Мустаев, Н.В.Мукашева,
У.С.Серикова, А.С.Енилин
РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина (Россия)
E-mail: mukashevann@mail.ru
Керн и пробы нефти, газа и воды с глубин более 7 км крайне ограничены и не доступны массовым исследованиям. Углеводородным
системам, развитым в молодых бассейнах, каковым является ЮжноКаспийская впадина, характерны высокие скорости седиментации,
контрастный режим современных вертикальных и горизонтальных
движений, коровая и мелкофокусная (осадочная) сейсмичность, интенсивный диапиризм и грязевой вулканизм. В таких бассейнах активных
УВ систем (Rapid subsidiens systems) нижняя граница распространения
жидких УВ относится к широкому интервалу глубин, в том числе и к
глубинам 10-12 км. Согласно исследованиям (Иванов В.В., Гулиев
И.С., 2001, 2002), активные УВ системы формируются, прежде всего,
за счет фазовых переходов в осадочных толщах в процессе углеводородообразования.
Изучение вещества осадочных пород и флюидов с глубин 7-14 км
особенно важно для исследования таких активных («живых») бассейнов. В этой связи очень важно на новом аналитическом уровне исследовать выбросы пород, грязевых вулканов и сорбированных в них нефти, газа и воды, которые по косвенным данным могут относиться к
глубинам 10-12 км. Грязевые вулканы, по существу, в данном случае
являются удачным аналогом глубоких и сверхглубоких скважин.
Проведенные в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина лабораторные
исследования по изучению микронефти в выбросах грязевых вулканов
методами дифференциальной сканирующей калориметрии (ДСК) и
47
термогравиметрии (ТГ) выявили, что наиболее нефтенасыщенными
оказались выбросы грязевых вулканов Локбатан, Чапылмыш, и Гушчу.
Указанные образцы содержат нефть в количестве 3,6, 2,5 и 3,14%, соответственно. Кривые ТГ-ДСК образцов приведены на Рисунке 1.
А Б Микронефть породы №19, гр. вулкан Чанылмыш
Микронефть породы №1, гр. вулкан Локбатан
10
0
Д
20
М1
22
М2 М3 См
15 13
20
Асф
10%
10
М1
33
М2 М3
14 16
См
17
Асф
9%
8
8
-20
6
-20
6
4
-40
4
-40
2
-60
2
-60
0
0
-80
Пик ДСК, оС
Потеря массы, %
Д
11
0
-2
-80
-2
-4
-100
-4
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
-100
-6
-6
650
150
200
о
250
300
350
400
450
500
550
600
о
Температура Тб, С
Температура Тб, С
С
Микронефть породы №25, грязевой вулкан Гушчу
Дистиллят
26
М1 М2 М3
10 7 10
См
34
Асф
13%
12
10
-20
8
-40
6
4
-60
2
Пик ДСК, оС
Потеря массы, %
0
-80
0
-100
-2
150 200 250 300
350
400 450
500 550 600 650 700
о
Температура Тб, С
Рисунок 1. Кривые ТГ-ДСК выбросов грязевых вулканов Локбатан- №1,
Чапылмыш- №19, Гушчу №25. В верхнем поле рисунка даны символьные
обозначения компонентов: Д - дистиллят, М1, М2 и М3 – легкие, средние и
тяжелые масляные фракции, См – смола, Асф – асфальтены.
48
При расчетах приняты следующие интервалы окисления компонентов: легкое масло 300-360°C, среднее 360-390°C, тяжелое 390425°C, смолы – 425-510°C, асфальтены 510-660°C. Из рисунка 1 следует, что микронефть выбросов грязевых вулканов Локбатан содержит
20% дистиллята, вероятно, керосин-газойлевую фракцию (КГФ), 22%
легкого масла, 15% среднего и 13% тяжелого, 20% смол и 10% асфальтенов. По химическому составу микронефть является тяжелой
(Д=20%), нафтено-ароматической из-за высокого содержания масляной
(50%) и смолоасфальтеновой (30%) компонент. Следовательно, нефть
слабо преобразована (молодого геологического возраста).
Микронефть выбросов грязевых вулканов Чапылмыш схожа по
химсоставу с нефтью из выбросов грязевых вулканов Локбатан, но является более тяжелой, более нафтеновой из-за пониженного содержания дистиллятной фракции (Д=11%) и повышенного содержания масляной (М1=33%). На схожесть нефтей указывают и их кривые ДСК с
практически одинаковым профилем окисления.
Микронефть из выбросов грязевого вулкана Гушчу заметно отличается по химсоставу от нефтей выбросов грязевых вулканов Локбатан
и Чапылмыш. Из данных таблицы 1 видно, что в ней резко увеличена
доля смоляной компоненты (34%) за счет уменьшения масляной (27%)
при низком содержании дистиллятной части (26%). Нефть ароматического основания, самая тяжелая из изученных, малопреобразованная
(молодая).
Химический состав, % масс., и класс нефтей
из выбросов грязевых вулканов
20
Асфальтены
Асф
10
16
17
9
10
34
13
Образец,
из гряз.
вулканов
Локбатан
Дистиллят
(КГФ)
20
Легкое
масло
М1
22
Среднее
масло
М2
15
Тяжелое
масло
М3
13
Чапылмыш
11
33
14
Гушчу
26
10
7
Смолы
См
Таблица 1
Класс
нефти
Нафтеноароматический
Нафтеноароматический
Ароматический
При изучении микронефтей выбросов пород грязевых вулканов, в
первую очередь, следовало установить характер нефти по ее локализации в породе – сингенетичной породе или аллохтонной, эпигенетичной
(миграционной). Для этого нужно знать, содержит ли порода кероген
(остаточное ОВ) – продуцент нефти.
49
Проведенные лабораторные исследования выбросов грязевых
вулканов Локбатан, Чапылмыш и Гушчу показали, что эти выбросы не
содержат керогена, т.е. остаточного ОВ, что позволяет высказать мнение об эмиграционном характере нефтей. В таком случае, тяжелый характер нефтей выбросов грязевых вулканов Локбатан, Чапылмыш и
Гушчу может быть обусловлен хроматографическим эффектом разделения нефтей по фракциям в процессе движения нефтяного потока от
зоны высокого давления в сторону низкого – обычно снизу - вверх. По
мере движения потока нефть обогащается легкими компонентами в силу адсорбционных явлений при прохождении через породы и разной
скорости перемещения углеводородных компонентов, а хвостовая ее
часть – тяжелыми компонентами - смолами и асфальтенами.
Таким образом, учитывая, что возможный возраст выбросов грязевых вулканов был определен как эоценовый, можно предположить,
что микронефти выбросов грязевых вулканов Локбатан, Чапылмыш и
Гушчу являются эмиграционными из нижезалегающих отложений.
ПАЛЕОЗОЙ ДАГЕСТАНА – НОВОЕ НАПРАВЛЕНИЕ
ДЛЯ НАРАЩИВАНИЯ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА
К.А.Сабанаев, В.И.Черкашин, Б.К.Магомедова
Институт Геологии Дагестанского научного центра РАН (Россия)
E-mail: dangeo@mail.ru
Современные темпы проведения поисково-разведочных работ и
ограниченность ресурсов УВ в Дагестане не обеспечивает заданные
темпы отборов нефти и газа, поскольку сложившаяся ситуация требует
кратного возмещения добытой нефти и газа прогнозными и перспективными ресурсами. Есть объективные причины. По геологическому
строению Дагестан является сложным узлом Кавказа, в котором тектонические события от средней юры до позднего эоцена привели к максимальным геодинамическим реконструкциям за счет последовательного сокращения океана между пассивной Африкано-Аравийской плитой и активной окраиной Евразийской платформы. [Хаин В.Е., 1975].
Вследствие давления со стороны Аравийского выступа на Большой
Кавказ произошла коллизия, приведшая к деформации последнего. На
территории Дагестана имеют распространение крупные геотектонические структуры: Кавказский сектор Альпийского горно-складчатого
пояса, Скифско-Туранская плита и разделяющий их Терско-Каспийский передовой прогиб, который интенсивно прогибался в среднем и
позднем плейстоцене и голоцене. На всех геоструктурных элементах
50
изучены лишь мезозойские отложения, а палеозойский комплекс
вскрыт единичными скважинами в пределах Скифско-Туранской плиты, фундамент которой имеет двухярусное строение, а мощность первого яруса (триас, карбон, пермь) составляет 3200м. Из общей мощности 25-30 км фанерозоя на Кавказском секторе Альпийского горноскладчатого пояса изучена только верхняя часть (до 5 км); ТерскоКаспийского передового прогиба, из 12 км – 4,5 км; Скифско-Туранской плиты из 7км – 4 км. Поэтому поставленная перед настоящей
конференцией проблема актуальна и в Дагестане.
Скифско-Туранская плита (Восточное Предкавказье) является одним из наиболее крупных структурно - тектонических элементов Кавказа. В Дагестане она представлена Прикумско-Тюленевским сложным
валом, состоящим из Озексуатской и Сухокумской зон поднятий.
[Бурштар М.С., 1964]. С юга этот вал ограничен Бажиганским прогибом, осложняющим платформенный борт Терско-Каспийского передового прогиба. Северный его склон упирается в Прикумский прогиб,
являющийся одним из звеньев Манычской системы прогибов. Прикумско-Тюленевская зона поднятий ограничена со всех сторон разломами
за счет чего она имеет блочное строение и погружается в юго-восточном направлении.
К югу от Прикумско-Тюленевской зоны поднятий выделяется Терско-Каспийский передовой прогиб, в пределах которого развит ряд протяженных складчатых зон. Наиболее крупная из них полоса передовой
складчатости Кавказа, которая подразделяется на три тектонические зоны: Терско-Сунженскую, Южно-Дагестанскую и поперечный вал – Дагестанский клин. В Дагестанской зоне третичных складок выделяется Восточная, Западная и Приморская антиклинальные зоны, а в пределах Дагестанского клина – Сулакский, Эльдамский, Талгинский выступы и разделяющий их поперечный Капчугайский прогиб. В пределах Дагестанского
клина происходит постепенное затухание линейной складчатости антиклинальных зон Южного Дагестана. В связи с поперечным подъемом
слоев осадочного комплекса вытянутые линейные складки приобретают
изометрические расплывчатые очертания. В современной структуре Терско-Каспийского передового прогиба выделен Терско-Сулакский прогиб
Среднекаспийского срединного массива, резко погруженного до 12 км на
последнем этапе своего геологического развития. Установлено интенсивное прогибание Манычской зоны, за счет чего накопилась мощная толща
пермо-триаса в прогибах фундамента.
Восточный Кавказ представлен Кавказским мегантиклинорием.
Эта часть большого Кавказа называется Восточным сегментом, или
структурой Восточного Кавказа. В его пределах выделяется пять тек 51
тонических зон (с севера на юг): Известняковый Дагестан; наклонная
Агвалинская складчатая ступень, осложненная флексурами Боковой
хребет; Бештинский грабен-синклинорий и горст-антиклинорий Главного хребта. Кроме того в юго-восточном Дагестане выделяется Джуфидагский антиклинорий, Бейбулатский синклинорий, все они составляют «Внешнюю зону Горного Дагестана». Горст-антиклинорий Бокового и Главного хребтов и Бештинский грабен-синклинорий составляют «Внутреннюю зону Горного Дагестана». На восточном Кавказе известно большое количество крупных разрывных нарушений общекавказского направления и поперечные разломы. Из разрывов общекавказского направления наиболее крупными являются Ахтычайский,
Казбекский, Фалфанский и Пуйский, а из поперечных – Самурский,
Гамри-Озеньский, Кутлабский и др.
Дальнейшие направления ГРР в Дагестане должны быть связаны с
верхне-палеозой-триасовыми отложениями Скифско-Туранской плиты, а
более конкретно с Прикумско-Тюленевской зоной, где глубины скважин
должны достигать 7,0 – 7,5 км; с меловыми, юрскими и триасовыми отложениями на погружении Терско-Каспийского передового прогиба, где
разрабатываются месторождения в Чеченской республике (глубины 6,5
км); а также и с меловыми и юрскими отложениями в пределах Дагестанского клина (Сулакский, Эльдамский и Талгинский выступы), Известнякового Дагестана с охватом территорий «Внутренней» и «Внешней» зон
Горного Дагестана с глубинами скважин до 7,5 км. Наряду с решением
поисковых задач на нефть и газ в процессе реализации проекта должны
быть решены вопросы о глубинной структуре Терско-Каспийского передового прогиба, где предполагается вскрыть древние массивы, служившие в течение длительного времени областями размыва. Следует выяснить, каков возраст этих массивов, и с какого времени они перестали
быть областями размыва и превратились в зоны осадконакопления. Нами
предполагается, что они стали зоной осадконакопления в позднем палеозое-юре, что предопределяет уточнение положения северной границы
байкальского геосинклинального пояса в пределах Предкавказья и определение возраста геосинклинали Главного и Передового хребтов. Указанный круг вопросов затрагивает допалеозойскую, палеозойскую и раннепалеозойскую структуру в истории Северного Кавказа. Особая роль будет
отведена унаследованности структур в палеозое и мезозое, поскольку от
этого зависит методика проведения поисково-разведочных работ. Подготовка объектов для постановки поисковых работ на нефть и газ планируется осуществить путем комплексирования геолого-геофизических данных с результатами дистанционных методов и поисково-разведочного и
параметрического бурения.
52
ИЗУЧЕНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ МЕЖДУ ГЕНЕРАЦИЕЙ
УГЛЕВОДОРОДА И АНОМАЛЬНО ВЫСОКИМ ПЛАСТОВЫМ
ДАВЛЕНИЕМ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ СЛАНЦАХ
Ф.Лоран1, Т.Росси2, Н.Кирюхина3
1
2
Total E&P (Франция)
Total S.A., Научно-Технический Центр Жан-Феге (Франция)
3
МГУ им. Ломоносова (Россия)
E-mail: francois.lorant@total.com
Взаимодействие аномально высокого пластового давления и элементов нефтяных систем может представлять собой значительный
риск в оценке сверхглубоких ресурсов. В этой работе приводятся результаты исследования, затрагивающие два аспекта этого риска.
В первом аспекте рассматривается вероятность того, что резкие и
значительные изменения в градиенте давления связаны с генерацией
углеводорода и с образованием трещин. Аномально высокое пластовое
давление на самом деле произошло в результате образования нефти и
газа согласно трем связанным механизмам: преобразованию керогена в
углеводороды, что создает дополнительную жидкость в пористой среде, увеличению объема жидкости, особенно, когда полностью развитый кероген и нефть образуют трещины в конденсате, газе, и феномен
"изменения проницаемости" в связи с переходом от индуцированного
однофазного потока до многофазного.
Таким образом, аномально высокое пластовое давление по всей
вероятности должно быть в обогащенных, глубокозалегающих и зрелых сланцевых материнских породах; однако, мы уже изучили аномально высокое пластовое давление, которое невозможно объяснить
только недоуплотнением в рассеянной материнской породе (TCOОбщее Содержание Органического Углерода <2 %). Поэтому мы исследовали, может ли низкая степень нефтенасыщенности в глубокозалегающих сланцах индуцировать такое значительное давление или нет.
Во втором аспекте этой работы рассмотрена возможность аномально высокого пластового давления оказывать определенное влияние как на расчет времени генерации, так и на природу углеводородов.
Общеизвестно, что образование углеводорода является кинетически
контролируемым процессом, который зависит только от времени и
температуры. Было проведено несколько экспериментальных исследований для определения влияния давления на образование углеводородов. Некоторые из них показывают влияние давления на первичный
крекинг-процесс, однако магнитуда и природа этого процесса значи 53
тельно отличались от другого исследования. Некоторые эксперименты
(например, Фройнд и др., 1993) показали, что высокое давление замедляет кинетику генерации углеводородов, хотя это воздействие количественно ограничено, ниже 200 МПа. Другие эксперименты (например,
Хилл и Леван, 2007) не показали кинетического воздействия, но вместо
этого продемонстрировали некоторое существенное воздействие на
состав образовавшегося флюида, то есть высокое давление будет способствовать генерации как газа, так и пиробитума, в то время как низкое давление будет способствовать генерации нефти.
Вклад генерации углеводородов в аномально высокое пластовое
давление в пределах рассеянных материнских пород был внесен с помощью моделирования нефтегазоносной системы оффшорного третичного дельтового бассейна, содержащего мощные и глубокозалегающие сланцевые толщи. Плотные сланцы были средне недоуплотненными (10-15% пористости), хотя залегали с очень высокими градиентами давления (до 2,1). Геохимический скрининг выявил низкий
TOC и средний уровень зрелости (Ro <1%). Анализ чувствительности
показал, что, несмотря на слабое органическое содержание сланцев,
генерация УВ является правдоподобным механизмом аномально высокого пластового давления, пока недоуплотнение остается ограниченным (рис. 1).
Pressure
Porosity
Prevalent
lithology type
Sands
Shale and
Silts
hydrocarbon
generation effect
disequilibrium
compaction effect
secondary cracking
effect
Limited
undercompaction
effect due to the
hydrocarbon
generation
Deep Shale
With HC Generation
Without HC generation
Рис. 1. Воздействие генерации углеводородов в пределах глубокозалегающих
третичных сланцев с низким содержанием органического углерода (прогноз
давления, основанный на моделировании нефтегазоносной системы)
54
Мы считаем, что этот процесс должен систематически учитывать
прогноз давления в глубокозалегающих материнских породах, например,
как Майкоп-Диатомовые формации в Южно-Каспийском бассейне.
Что касается воздействия давления на генерацию УВ, ряд замкнутой системы пиролизов был достигнут на изолированном типе керогена II при различных давлениях и скоростях нагрева. Как показано на
рисунке 2, не наблюдается воздействия давления, не поддающегося
измерению, ни на зрелость керогена, ни на его состав. Мы считаем, что
хорошо было бы, чтобы эти воздействия, наблюдаемые на других исследованиях, были индуцированы специальными экспериментальными
условиями, особенно добавлением воды в систему пиролиза.
X
Z
Y
Рис. 2. Воздействие генерации углеводородов в пределах глубокозалегающих
третичных сланцев с низким содержанием органического углерода (прогноз
давления, основанный на моделировании нефтегазоносной системы)
Литература
1. Фреунд Х., Клоуз Дж.А., Оттен Г.А. (1993). Воздействие давления на
кинетику пиролиза керогена. Энергоносители, том 7, № 6, с.10881094.
2. Хилл Р.Дж., Леван М.Д. (2010) Роль гидростатического давления на
объем генерации нефти. 23 Международная конференция по Органической геохимии, Торки, Англия, 9-14 сентября 2007 г.
55
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И
РАЗРУШЕНИЯ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
А.С.Гаджи-Касумов, Н.В.Мукашева, У.С.Серикова, М.В.Бут
РГУ нефти и газа им. И. М.Губкина (Россия)
E-mail: mukashevann@mail.ru
На больших глубинах нижняя граница распространения жидких
УВ зависит не только от продуцирующих возможностей пород, но
также от активности протекающих в нефти деструктивных процессов.
Количество и состав ОВ характеризуют генерацию и деструкцию нефтяных продуктов в широком диапазоне мезо- и апокатагенеза. В скв.
СГ-6 Тюменская, пробуренной на севере Западно-Сибирской плиты
до глубины 7,5 км, в нефтематеринских алевролитовых толщах юрскотриасовых отложений содержится смешанное ОВ с весьма существенным количеством сапропелевого материала. Очевидно, по причине повышенной липидности ОВ его водородный индекс HI сохраняет значение 50-120 мг. УВ/г Сорг до конца градации МК4, соответствующей
глубине 5,4 км. Ниже его значения резко уменьшаются и на градациях
МК5-АК3 не превышают 10-15 мг УВ/г Сорг. Во многих интервалах разреза, особенно осадочно-вулканогенного триаса на глубинах 6,4-7,5 км,
они достигают нуля. На фоне разрушительного процесса даже в апокатагенезе улавливаются слабые "всплески" новых генераций УВ, по
всей вероятности, связанные с зонами разуплотнения пород, которые
вносят существенный вклад не только в процессы нефтегазонакопления, но и нефтегазообразования. В разрезе скв. СГ-6 Тюменская выделены интервалы разуплотненных пород на глубине более 5 км, к которым приурочены газопроявления.
В скв. 27 Средневилюйская, пробуренной в центральной части
Вилюйской синеклизы до глубины 6,5 км, угленосные отложения
верхнего палеозоя содержат смешанное ОВ с существенно большим
содержанием гумусового вещества. Средневзвешенное на толщу содержание Сорг составляет 1 %. В алевролитах и аргиллитах его концентрации достигают 3 % и более. Генерационные способности ОВ и его
битуминозность в мезокатагенезе медленно снижаются: на глубине от
3,0 до 4,7 км HI изменяется от 180 до 12 мг УВ/г Copr, а хлороформенный битумоид Бхл – от 0,07 до 0,01 %. В апокатагенезе эти показатели
становятся минимальными: HI практически равен нулю, Бхл составляет тысячные доли процента.
Геохимический разрез сверхглубокой скв. Берта Роджерс имеет
свои особенности. До глубины 3 км, к которой приурочена нижняя
56
граница градации МК3, значения HI и постепенно снижаются (соответственно от 80 до 40 мг УВ/г Сорг и от 10 до 2 %). Затем до глубины 7 км
эти параметры, варьируя в отдельных образцах керновых пород, в
среднем изменяются мало. Максимальные значения HI (90-150 мг УВ/г
Сорг) и (10-22 %) характеризуют интервал 8357-8723 м, отвечающий
градации АК3. Генерационные способности ОВ с существенным преобладанием гумуса из верхней части разреза скв. 1 Ральф-Лов изменяются с глубиной по закономерностям, близким наблюдающимся в скв.
27 Средневилюйская. Сначала до глубины 4,5 км в пределах градаций
МК3 и МК4 HI резко убывает от 100 до 30 мг УВ/г Сорг, после чего до
глубины 7,0 км на градациях МК5, АК1 и АК2 его значения становятся
небольшими – 9-16 мг УВ/г Сорг.
Обзор существующих данных показывает, что среди залежей
нафтидов сверхглубоких горизонтов преобладают газовые залежи, по
сравнению с нефтяными, так например, в бассейне Анадарко на глубинах более 5 км открыты 53 газовые залежи. Они приурочены к серии
Хантон, соответствующей силуру – девону. В месторождении МилсРанч на глубине 7028-7955 м. дебит газа составил 675 тыс. м3/сут.
Как известно, большинство исследователей считают, что на больших глубинах жидкие УВ чрезвычайно редки. Это положение вписывается и во все традиционные схемы зональности нефтегазообразования и
нефтегазонакопления. Тем не менее, в природных условиях может существовать и иная схема. Адекватное представление о ней можно получить,
изучая остаточные нафтиды, извлекаемые из породы.
Обнаружение битумоидов в породах на глубинах 9-11 км (например,
в керне скв. Берта Роджерс и СГ-3 Кольская) свидетельствует об их термостабильности. Однако наличие в породе рассеянной микронефти не
означает, что на тех же глубинах должны находиться нефтяные скопления. При прогнозировании по геохимическим параметрам необходимо
учитывать растворяющее воздействие на нефть глубинного газа.
Таким образом, очевидно, что интенсивность и продолжительность процесса разрушения нефти, так же как и ее образования, зависят
от состава и количества продуцировавшего или продуцирующего ОВ.
В смешанном существенно гумусовом ОВ генерация практически прекращается в конце МК4 и лавинная деструкция наступает на градации
MK5, в меньшей степени на АК1. В смешанном существенно сапропелевом ОВ активная генерация УВ также прекращается на МК4. Однако,
ее слабые "всплески" фиксируются и в апокатагенезе. Деструкция,
ощутимо проявляющаяся с MK5, становится лавинной на AK1, после
чего она резко замедляется. В доманиковых отложениях, обогащенных
сапропелевым ОВ, генерационный потенциал сохраняется значитель 57
ным на градации АК3. Битумоиды имеют "нормальный" вид и деструкция их здесь менее заметна.
На преобразование нефтяных продуктов большое воздействие
оказывает газ. Это особенно хорошо заметно в их макроскоплениях.
Находясь на больших глубинах в зоне высоких температур и давлений,
газ может полностью растворить нефть. Результаты исследований могут быть использованы как при прогнозировании фазовой зональности,
так и особенно предельного распространения скоплений жидких УВ.
ГЕОХРОНОТЕРМОБАРИЧЕСКИЕ И ГЕОХИМИЧЕСКИЕ
УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
В ЗЕМНОЙ КОРЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
БОЛЬШИХ ГЛУБИН
В.И.Ермолкин, А.Г.Кочофа, А.В.Осипов
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
E-mail: Gabriel@gubkin.ru
Закономерности фазового состояния углеводородной системы в
недрах земной коры, фазовые равновесия и фазовые переходы определяются, в первую очередь, взаимосвязанными сочетаниями температур
и давлений. Для построения генетической модели фазовой зональности
УВ был использован обширный фактический материал-3500 газовых,
нефтегазовых, нефтяных, газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений нефтегазовых регионов мира. Анализируя фазовые диаграммы по этим месторождениям, можно констатировать, что
образование и размещение углеводородных скоплений в разрезе осадочного чехла литосферы происходит в двух термобарических мегазонах: верхней и нижней. Для верхней мегазоны характерны нормальные
гидростатические и аномально низкие пластовые давления, для нижней
– повышенные и высокие сверхгидростатические пластовые давления.
В верхней термобарической мегазоне Кс составляют 0,75-1,0, в нижней
– 1,1-2,2. Граница термобарических мегазон проводится в пределах
значений Кс от 1,0 до 1,1. Модель генетической фазовой зональности
углеводородов позволяет высказать мысль, что в условиях нормальных
гидростатических давлений процесс генерации нефти начинается при
температуре 65°С и затухает на рубеже 120-125°С. Однако, образование и существование нефтяных углеводородов возможно и при высоких температурах (до 200°С и более), если эти температуры в недрах
взаимосвязаны с соответствующими сверхгидростатическими пласто 58
выми давлениями (Кс = 1,2-1,95). Для верхней термобарической мегазоны в условиях гидростатических давлений, где Кс равны 1,0, важную
роль в формировании генетических зон, наряду с палеотемпературами,
играет геологическое время. Результаты проведенных исследований
позволяют представить схему изменения фазового состояния углеводородной системы в зависимости от геохронотермических условий.
Основными признаками выделения генетических зон фазовой зональности УВ нижней термобарической мегазоны являются палеотемпературы и коэффициенты сверхгидростатичности пластовых давлений.
Для надежности выделения зон в условиях гидростатических давлений
(Кс = 1) верхней термобарической мегазоны, наравне с Т и Кс, необходимо также учитывать время воздействия нарастающих температур на
ОВ. Модель генетической фазовой зональности углеводородов универсальна. Она позволяет выявить зоны нефтегазообразования и установить границы фазоворазличных зон в пределах определенных сочетаний Тпалео °С – Кс по всем нефтегазоносным территориям мира. Изучение вертикальной фазовой зональности УВ в пределах древних и молодых платформ, а также во внутрискладчатых регионах позволяет
сделать несколько выводов: ведущими факторами в формировании и
становлении фазовой зональности УВ в разрезе и пространстве являются температуры, давления и влияние геохимических фаций. Эти показатели связаны функциональной зависимостью и оказывают взаимообусловленное влияние на формирование фазовой зональности. Фактор геологического времени играет также значительную роль. Генезис
углеводородов, формирование и размещение залежей нефти и газа на
малых глубинах (до 4-6 км) и больших глубинах (более 6 км) происходит по разным закономерностям. Метод аналогий при обосновании
перспектив нефтегазоносности больших глубин лишь на основе выявленных закономерностей нефтегазоносности на относительно малых
может привести к существенным ошибкам.
59
О СТРАТИГРАФИЧЕСКОМ КОНТРОЛЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО
РЕЖИМА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ, В СВЯЗИ
С ПОИСКАМИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ
А.Ш.Мухтаров1, А.А.Фейзуллаев1, Р.И.Рустамов2, Ю.А.Шыхалиев3
1
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
2
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
3Управление геофизики и геологии Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
E-mail: akperf@yahoo.com
Южно-Каспийский бассейн (ЮКБ) – это область мощного кайнозойского прогибания и осадконакопления, приуроченного к альпийскому тектоническому поясу. Его осадочный чехол сложен в основном
песчано-глинистыми отложениями и характеризуются специфическими термобарическими условиями. Благодаря высоким скоростям осадконакопления, большой мощности осадочного чехла, достигающей 2530 км, преобладанию в осадочном разрезе пластичных глинистых пород, ЮКБ отличается низкими значениями геотермических градиентов
и широким развитием здесь аномально-высоких пластовых и поровых
давлений (АВПД и АВПоД) в хорошо-изученном плиоцен-четвертичном комплексе. Информация о термобарическом режиме подстилающих плиоценовые отложения стратиграфических комплексах неогена,
палеогена и мезозоя (мел и юра) практически отсутствуют. Есть лишь
ограниченные данные по миоценовому комплексу в приподнятой СЗ
бортовой части Южно-Каспийской и средней части Куринской впадин.
В связи с тем, что дальнейшие перспективы выявления новых залежей нефти и газа связываются в основном с глубокопогруженными
отложениями, прогноз ожидаемых здесь термобарических условий и
соответствующего фазового состояния углеводородов (УВ) является
актуальной задачей. До сих пор ряд исследователей, решая эту задачу,
использовали простой метод экстраполяции, основанный на выявленных температурных градиентах в верхнем плиоцен-четвертичном комплексе. Этот подход нельзя признать корректным, в связи с тем, что
тепловая история подстилающих отложений не адекватна, в связи с
комплексом таких отличительных параметров, как скорость осадконакопления, возраст, мощность, литологический состав, степень уплотнения и т.д. В связи с этим следует ожидать неравномерного изменения по вертикали как температуры, так и пластовых давлений.
Учитывая вышеизложенное, в данном сообщении на основании
сбора и обобщения большого фактического материала по Куринско –
60
Южно-Каспийской мегавпадине сделана попытка создания температурного образа каждого стратиграфического комплекса (изменение
температуры с глубиной и средний температурный градиент). С этой
целью были рассмотрены несколько тысяч температурных замеров из
сотни скважин по всей территории. Построены карты распределения
температур на горизонтальных срезах, начиная от 500 до 7000 метров
по 1000 метровым горизонтальным срезам. Исследовано распределение вертикальных и полных горизонтальных градиентов, распределение температур на границах некоторых стратиграфических комплексов
и построены соответствующие карты.
С целью детального изучения распределения температур и геотермических градиентов по вертикальному разрезу рассмотрены термограммы десяток типовых скважин, пробуренных на различных площадях. В результате этих исследований рассчитаны значения геотермических градиентов для каждого стратиграфического комплекса и
выявлен характер их изменения с глубиной (см. рис.).
Температура, о С
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0
-1000
Глубина, м
-2000
-3000
-4000
-5000
-6000
-7000
Установлено, что на рассматриваемой территории величины вертикальных температурных градиентов меняются в пределах 10-70 К/км
(1-7 °С/100м). Наиболее часто встречаемые величины попадают в интервал 12-20 К/км (1,2-2,0 °С/100м). Полные горизонтальные градиен 61
ты температур меняются в пределах 0,0-6,5 К/км. Наиболее часто
встречаемые значения находятся в интервале 0,4-1,2 К/км.
Как известно, изменение пластовых давлений с глубиной на суше и
мелководных частях бассейна тесно связано с закономерностью изменения температуры. В связи с этим рассмотрены закономерности изменения
давлений в зависимости от температуры на ряде площадей ЮКБ.
На основании вышеприведенных исследований с использованием
сейсмовременных разрезов дается оценка ожидаемых температур и
давлений в базальных слоях осадочной толщи ЮКБ, что имеет большое значение для прогнозирования фазового состояния углеводородов
на больших глубинах.
ГЕОХИМИЧЕСКАЯ РАЗВЕДКА УГЛВОДОРОДОВ –
ТЕХНОЛОГИИ И МЕТОДЫ
1
Е.Фабер1, М.Шмидт2
Salzhemmendorf (Германия)
2
GEOMAR (Германия)
E-mail: ecfaber@t-online.de; mschmidt@geomar.de
По мере погружения богатых органическим веществом отложений в следствие увеличения температуры образуются углеводороды.
Микробиальное газообразование, образование метана (диагенетический этап) является близповерхностным процессом, за которым следует термальное углеводородообразование на большой глубине в зоне
«нефтяного окна» (катагенез), и образование метана на еще больших
глубинах на стадии метаморфизма.
Эти процессы хорошо известны также как соответствующие стадии зрелости органического вещества и углерода и изотопные отношения водорода в образованных углеводородных газах. В целом, концентрация изотопов 13С углеводородных газов увеличивается со зрелостью, также возрастает концентрация дейтерия (тяжелого водорода) в
метане. Различия в изотопных данных были отмечены в литературе для
газов из морских (сапропелевых) и наземных (гумусовых) источников.
В методах геохимической разведки углеводородов используются
различные диаграммы, характеризующие углеводородные газы на основе состава газа, концентрации и данных стабильных изотопов единичных соединений. Это помогает и в определении типа и степени
зрелости органических источников газа. Однако, известны резервуары
более сложного состава, где смешиваются газы из различных источни 62
ков и степеней зрелости. Кроме того, тектонические процессы могут
повлиять на изотопные отношения углерода, так как процесс воздымания геологических формаций может привести к утечке из резервуара, в
котором после повторного погружения снова может накапливаться газ
из нефтематеринских пород. Помимо вышесказанного, вторичные
процессы способны изменить геохимические метки углеводородных
газов, которые будут отличаться от их генетических характеристик.
Часто бактериальное окисление уменьшает концентрацию углеводородов в мелководных осадках, что изменяет состав газов, а также изотопные отношения остаточных углеводородов.
Обычно технология геохимической разведки углеводородов широко применяется в нефтяной и газовой индустрии. Газы выделяются
из бурового раствора, а также из свободного пространства над отобранным и запечатанным буровым шламом.
Состав газа часто определяется на месте буровой, но зачастую и в
лабораторных условиях. Определение изотопного отношения производится, главным образом, на лабораторном оборудовании, но возможно
и на буровой площадке. Ранняя информация полезна для принятия решений о ходе дальнейшего бурения, тем более, что на различие между
изотопным составом газов в буровом растворе и свободном пространстве над запечатанным шламом указывает трещинноватость и пористость проходимых пород.
Для сланцевого газа также важен геохимический анализ, так как
данные не всегда находятся в соответствии с указанной выше условной
систематикой.
Технология геохимических поисков углеводородов применяется
также в поверхностной разведке, где изучаются углеводороды, мигрировавшие с больших глубин и накопившиеся в поверхностных осадках. Данная технология позволяет различать бактериальные и термические углеводороды, что является важным моментом, поскольку бактериальное образование метана доминирует в осадках, особенно в морских, маскируя, таким образом, мигрирующие с глубины газы.
В данном докладе представлено краткое изложение фактических
методов, применяемых в геохимической нефтегазопоисковой разведке,
продемонстрированы и обсуждены результаты разведки в различных
осадочных средах с фокусом на определение источников и вторичную
деградацию углеводородов.
63
СЕКЦИЯ "Геофизическая разведка на больших глубинах"
AVI – УЛУЧШЕНИЕ ВИЗУАЛИЗАЦИИ
ОСАДОЧНЫХ СВОЙСТВ
Дж.М.Бернаус, А.Колпаерт. Д.Хант
"Statoil" (Норвегия)
E-mail: jmbe@statoil.com
Сотрудничество между Statoil R&D и коллегами из Foster Findley
способствовало развитию сейсмических объемных многопараметровых
методов, применяемых в интерпретации терригенных и карбонатных
отложений. Программное обеспечение AVI (Интерпретация Передовых Визуализаций) компании Статойл является результатом этого сотрудничества.
Данное программное обеспечение применяет передовые трехмерные сейсмические методы анализа геологической неоднородности коллекторов углеводородов. Оно сочетает в себе как метод разложения на
частотные составляющие со смешиванием в красно-сине-зеленом спектре, так и технику анализа сейсмических атрибутов. В результате, стратиграфия отоложений предстает с очень высоким уровнем детализации.
Statoil AVI является очень полезным программным обеспечением,
дающим высоко детализированную информацию об изменчивости фаций, геометрии геотел и особенностях разломов и трещин.
Данная программа также способна очерчивать сложные и едва
различимые объекты, такие как каналы, маломощные пласты, зоны выклинивания, соляные купола, различные постройки и производные
процессов растворения и выщелачивания (карсты).
В качестве примера может служить высокая детальность выявления строения каналов, таких его составляющих, как отложения паводочных стоков как на берегах речных русел, так и на пойме реки. Точные трехмерные изображения этих стратиграфических объектов исследований могут быть получены в виде трехмерных геологических тел,
которые в дальнейшем используются в качестве основы для интерпретации и моделирования резервуара.
С помощью этого метода были выявлены ранее неизвестные модели
карбонатных построек. Это доказало полезность информации о геометрии и самоорганизации полигональных построек по отношению к их палео-положению на карбонатной платформе. Благодаря количественному
анализу периметра, площади и периметра по сравнению с площадью по 64
стройки, стало возможным понимание сложности этой системы.
Рабочий процесс состоит из предварительной обработки данных,
разложении на частотные составляющие со смешиванием в красносине-зеленом цветах и многочисленных вычислений атрибутов с последующим извлечением геологических тел. Применение рабочего
процесса на исходные и сглаженные кубы улучшает визуализацию
различных геологических показателей. Атрибуты выбираются и настраиваются таким образом, чтобы способствовать визуализации внутренней и внешней архитектуры изучаемых осадочных текстур и тел.
Разложение на частотные составляющие создает ряд объемов, которые показывают амплитудную характеристику на ряде дискретных
частот. Три из этих дискретных класса могут быть объединены в комбинации красный-синий-зеленый, где каждый цвет представляет собой
различную компоненту. Смешение КСЗ цветов может выявить геологические особенности с высокой степенью детализации, включая изменения среды осадконакопления или резервуара, мощность слоя, и
дать высокоразрешающую стратиграфическую и структурную информацию о конкретных геологических событиях.
ОБРАБОТКА И ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ
ИНФОРМАЦИЙ БОЛЬШИХ ГЛУБИН С ПРИМЕНЕНИЕМ
ТЕОРИИ НЕЛИНЕЙНЫХ УПРУГИХ ВОЛН
1
С.А.Выжва 1, Г.Г.Кулиев 2
Киевский Национальный Университет имени Тараса Шевченко, (Украина)
2
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: vsa@univ.net.ua; hatam@lan.ab.az
С ростом глубин недр, их исследование с применением геофизических методов, наряду с техническими и технологическими осложнениями и трудностями, также сталкивается с проблемами, связанными с
обработкой и интерпретацией геофизических, особенно сейсмических
информаций с учетом геодинамических изменений. Рост глубины недр
приводит к необходимости учета высоких термобарических условий
при моделировании распространения упругих волн в геологической
среде. Такой учет становится более важным требованием в случае, когда поиск ведется с целью выявления наличия коллекторов в глубокозалегающих пластах. Коллекторские характеристики при высоких термобарических условиях своеобразно отразятся на кинематические и
динамические параметры сейсмических волн. Используемая в настоя 65
щее время в базовых сейсмических моделях теория распространения
упругих волн в геологической среде не имеет возможности учесть эту
особенность. В последние годы для решения различных геологических,
геофизических и сейсмологических задач предлагается в качестве теоретической основы обработки и интерпретации применять нелинейную
теорию распространения упругих волн в деформируемых средах при
изотропном и анизотропном приближениях.
Тектонофизические параметры (ТП) геологической среды, такие
как физико-механические свойства пород, деформации, скорости распространения упругих волн, плотности и др. обычно определяются в
лабораторных условиях экспериментально при атмосферном давлении
и комнатной температуре. Предполагается, что ТП формируются через
фундаментальные упругие коэффициенты (коэффициенты Ляме и Пуассона). Следовательно, эти параметры описывают геологическую среду (и пород) в случае, когда они не подвержены внешнему воздействию. В геологии и в геофизике же многие проблемы и задачи изучаются в естественных условиях. В количественные значения ТП вклады
вносятся также современной геодинамикой (СГ). Величины этих вкладов становятся значительными для больших глубин. Вклад, связанный
с СГ, трансформируется через напряженно-деформированное состояние. Размерность напряжений и фундаментальных упругих коэффициентов одинакова. При интерпретации результатов возникает необходимость разделения основной фоновой части (недеформированное состояние) и вклада, связанного с СГ в ТП (далее СГ поправок в ТП).
Учет СГ поправок в ТП имеет большое значение и при этапе обработки геофизических материалов. Правильный их учет в обработочных процедурах позволяет в полном объёме использовать первичный
полевой геофизический материал и добиться значительного уточнения
величин исследуемых ТП.
В Киевском Национальном Университете и Институте Геологии
НАН Азербайджана разработана технология определения упругих модулей пород фона, позволяющая выделение в их численных значениях
поправок, связанных с геодинамическими воздействиями. Задачи прогноза нефтегазоносности, основанные на анализе этих поправок, пока
не поставлены и не рассмотрены.
Путем включения результатов исследований динамических параметров волнового поля в рамках неклассически линеаризированной теории и непосредственного учета решения задач инверсии при моделировании геологического разреза (вместо экстраполяции скважинных данных
на другие участки разреза), можно существенно увеличить разрешающую
способность подхода, точности и достоверности результатов.
66
В аналогичных геолого-геодинамических условиях находятся
многочисленные очаги коровых землетрясений (К3). Поэтому разработанный новый подход также может быть развит и для исследования ТП
очагов коровых землетрясений.
При определении стратиграфических горизонтов, литологических
единиц, кинематических и динамических характеристик движений
различной природы, также сталкиваемся с необходимостью выделения
в соответствующих ТП слагаемых, ответственные основному фоновому состоянию и геодинамическому воздействию.
Теоретическую базу технологии составляют исследования кинематических параметров волнового поля в пределах неклассически линеаризованной теории деформирования механики сплошных сред. Исходя из этих теоретических и практических предпосылок и методологий, разработан современный теоретико-экспериментальный подход
определения истинных значений линейных и нелинейных упругих параметров пород геологической среды, свободных от поправок к их величинам, связанных с современной геодинамикой (СГ). Термин «современная геодинамика» означает деформационные процессы геологической среды (в изотропном и анизотропном приближениях в пределах
различных упругих потенциалов), учитывающие различной степени
(величины: малые и большие, упругие и упругопластические; линейные и нелинейные) деформированности под действием разнообразных
напряженных состояний (с учётом консервативности и неконсервативности действующих внешних сил). При обработке сейсмических материалов, формы упругих колебаний моделированы различным образом,
что позволило выделить «натуральные» и «истинные» величины скоростей сейсмических волн. В рамках подхода созданы геолого-геофизические модели геологической среды на основе неклассически линеаризированной теории деформирования, скважинных геофизических и
полевых сейсморазведочных материалов. С использованием скважинных геофизических данных, построена одномерная модель геологической среды. Синтетически рассчитанные сейсмические горизонты привязаны к скважинной стратиграфии и путём экстраполяции вдали
скважины, построена двумерная модель геологической среды. Далее,
используя теоретические результаты неклассически линеаризованной
теории и этой модели рассчитаны коэффициенты (линейных и нелинейных) упругого действия среды. Эти результаты позволили составить алгоритмы расчета модулей (линейных второго порядка и нелинейных третьего порядка) упругости. Для реализации данного алгоритма составлена современная компьютерная программа и программа
визуализации полученных результатов в виде временных и глубинных
67
разрезов. Программа позволяет получить разрезы, соответствующие
стандартным и неклассическим подходам и разрезы разницы.
Разрезы разницы характеризуют геодинамические поправки по
рассматриваемым ТП. Эти поправки не связаны с общим фоном среды,
и по нашему мнению они вызываются либо коллекторскими свойствами, либо насыщениями, либо аномальными термобарическими условиями, либо их различными комбинациями и являются ценным материалом для построения прогнозов нефтегазоносности в рассматриваемых структурах.
Увеличения разрешающей способности и точности результатов
подхода, можно добиться путем включения в его арсенал поправок в
динамических параметрах (амплитуды, коэффициенты отражения,
AVO атрибуты и т.д.) волнового поля, определенных в рамках неклассически линеаризированной теории. Вовлечение исследования динамических параметров (с учетом аномальных геодинамических воздействий) в различные обработочные и интерпретационные процедуры
сейсморазведки расширит область рассматриваемых практических задач и позволит более полно и точно использовать исходные сейсмические материалы.
Для дальнейшего увеличения точности и достоверности результатов подхода необходимо при моделировании геологического разреза
вместо экстраполяции скважинных данных на другие участки разреза
непосредственно исходить (с соблюдениями необходимой осторожности) из соответствующего разреза решения задач инверсии сейсмического профилирования.
Таким образом, разработанная технология позволяет получить по
всему геологическому разрезу (охваченный сейсмическим профилированием) уникальные и теоретически строго обоснованные материалы
поправок в различных ТП. Эти поправки, вызванные СГ, лишь географически связаны с общим фоном среды. Причины и природы, вызывающие СГ могут быть различными. Они могут быть связаны с коллекторскими свойствами, резкими геометрическими искривлениями и
нарушениями в структуре, насыщениями, градиентами напряжений (в
том числе с аномальными пластовыми давлениями) и т.д. Комплексный и планомерный анализ природы и характера поправок позволит
разработать достаточно эффективный подход для оценки параметров
нефтегазоносности, очаговых коровых землетрясений и внутреннего
строения коры Земли.
68
О ВОЗМОЖНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЗНАЧЕНИЙ
ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ФЛЮИДОВ В КОЛЛЕКТОРАХ
ДЛЯ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ГЛУБИННЫХ ГОРИЗОНТОВ РАЗРЕЗА
1
С.П.Левашов1, Н.А.Якимчук1, И.Н.Корчагин2
Институт прикладных проблем экологии, геофизики и геохимии (Украина)
2
Институт геофизики Национальной Академии Наук Украины
E-mail: yakymchuk@karbon.com.ua; korchagin@karbon.com.ua
При освоении углеводородного потенциала больших глубин существенным образом увеличиваются материальные затраты на бурение
скважин. Это требует дополнительной оценки выдаваемых на бурение
рекомендаций. Одним из путей получения дополнительной и независимой информации – использование в геологоразведовательном процессе мобильных геофизических методов.
С 2010 г. авторы начали апробацию нового метода частотно-резонансной обработки данных ДЗЗ с целью поисков и разведки горючих и
рудных полезных ископаемых, водоносных коллекторов [2]. Этот метод позволяет обнаруживать и картировать аномальные зоны типа «залежь нефти», «залежь газа», «залежь газогидратов», «золоторудная залежь», «водоносная залежь», и т.д. На настоящий момент он прошел
апробацию на более чем 80 отдельных участках и площадях. Применение этого метода совместно с геоэлектрической технологией СКИПВЭРЗ [1] позволяет существенно сократить как сроки проведения полевых работ в удаленных и труднодоступных регионах (тундра, тайга,
горные участки, мелководный шельф, и т.д.), так и их стоимость.
Однако, обнаружение и картирование аномалий типа «залежь
УВ» (АТЗ) не гарантирует получение притоков флюидов (и, тем более,
промышленных) из скважин, пробуренных в произвольных точках
аномалий. Естественно, что в случае наличия в пределах закартированных АТЗ аномально поляризованных пластов (АПП) типа «нефть»,
«газ», «газоконденсат» с повышенными пластовыми давлениями вероятность получения промышленных притоков флюидов возрастает. В
связи с этим, в рамках технологии частотно-резонансной обработки
данных ДЗЗ была разработана и начала апробироваться дополнительная методика предварительной оценки пластовых давлений в нефтегазовых коллекторах [3]. В докладе анализируются некоторые результаты обработки данных ДЗЗ с использованием этой методики.
В 2006 г. на одной из площадей (Полтавская обл.) проведены наземные геоэлектрические исследования методами СКИП и ВЭРЗ [1].
69
Здесь съемкой СКИП закартированы аномалии типа «залежь» площадью свыше 20 км2. В интервале глубин 5200-5800 м зондированием
ВЭРЗ в их пределах установлено наличие АПП типа «газ» и «газоконденсат». В 2011 г. дополнительно обработаны данные ДЗЗ этой площади (рис. 1). В пределах закартированных АТЗ выделены участки с повышенными значениями среднего пластового давления, что дополнительно подтверждает их перспективность. При этом изолиния аномалий со значением 70 МРа очерчивает область, где могут быть получены притоки УВ с глубин до 7000 м.
Обработка и дешифрирование спутниковых данных в районе известного месторождения (Полтавская обл.) также проводилось с использованием методики оценки значений пластового давления газа в
коллекторах [3]. В результате, на площади выделена и закартирована
относительно крупная по площади аномальная зона типа «залежь газа»
(рис. 2). АТЗ обнаружена также в восточной части площади обработки
данных ДЗЗ, она примыкает к ее границе. Третий, небольшой фрагмент
аномальной зоны обнаружен на южной границе участка обработки
данных ДЗЗ.
На рис. 2 аномальные зоны представлены в изолиниях значений
пластового давления (в МРа). Изолиния со значением 54 МРа очерчивает оптимальный участок для поисков газа в интервале глубин 52005800 м (на глубинах расположения залежей в горизонтах В17 и В21,
начальное пластовое давление в них 54.13 МРа и 58.63 МРа). Площади
закартированных аномальных зон следующие: Центральная: общая
(нулевая изолиния) – 44.0 км2, по изолинии 54 – 4.3 км2; Восточная:
общая – 9.8 км2. Максимальные значения среднего пластового давления в районе Восточной аномалии – порядка 20 МРа (рис. 2). Это свидетельствует о том, что получить промышленные притоки УВ из интервала расположения горизонтов В17 и В21 нереально.
Продуктивная скв.107 (рис. 2) попадает в центр области с изолинией 58 (максимальные значения среднего давления в коллекторах).
Непродуктивные скв. 3 и 7 расположены за пределами изолинии 54.
Возможно, что в этих скважинах не получены промышленные притоки
газа из-за относительно низких значений пластового давления (по
сравнению с гидростатическим на глубинах расположения коллекторов). В этих скважинах отмечено ухудшение коллекторских свойств
продуктивных горизонтов.
70
Рис. 1. Карта аномальных зон типа «газовая залежь» на нефтегазоперспективном участке в ДДВ»,
(по результатам дешифрирования
данных ДЗЗ (Полтавская область,
2011 г.). 1 – шкала значений пластового давления газа (в МПа); 2
– места, рекомендованные для
зондирования ВЭРЗ и бурения
скважин; 3 – контуры АТЗ по
данным съемки СКИП.
Рис. 2. Карта аномальных зон типа "газовая залежь" в районе газового месторождения (по результатам дешифрирования
данных ДЗЗ) (Полтавская область). 1 –
шкала средних значений пластового давления (МПа); 2 – пробуренные скважины; 3 – тектонические нарушения; 4 –
контуры лицензионного участка.
Результаты дешифрирования данных ДЗЗ – это новая (дополнительная) и, главным образом, независимая информация, которая может
быть полезной и востребованной на любом этапе геологоразведочного
процесса на нефть и газ. Важная характеристическая особенность этой
информации – оперативность получения.
Применение методики оценки относительных значений средних
пластовых давлений позволяет еще более существенно сузить области
проведения детальных поисковых работ первоочередного характера и
задания разведочных скважин.
Литература
1. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Червоный Н.П. Экспресс-технология прямых поисков и разведки скоплений углеводородов геоэлектрическими методами // Нефтяное хозяйство. 2008,
№ 2, с. 28-33.
2. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Новые возможности
оперативной оценки перспектив нефтегазоносности разведочных
71
площадей, труднодоступных и удаленных территорий, лицензионных блоков // Геоинформатика. 2010, № 3,с. 22-43.
3. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н. Оценка относительных
значений пластового давления флюидов в коллекторах: результаты
проведенных экспериментов и перспективы практического применения // Геоинформатика. 2011,№ 2,с. 19-35.
ОБ ОБЩЕЙ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ЛОКАЛИЗАЦИИ И
НАКОПЛЕНИЯ ФЛЮИДОВ В ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЕ
А.М.Кузин
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mail: amkouzin@ya.ru
Фундаментальное значение в проблеме глубинных поисков имеет
модель резервуара, способного накапливать и удерживать флюид на
фоне активных тектонических процессов. В качестве возможной, наиболее обобщенной, универсальной модели для прогнозирования залежей углеводородов в различных геологических средах представляется
«модель твердого тела со структурой» [9]. Помимо процессов накопления и диссипации упругой энергии, активизирующих физико-химические реакции, при высокой скорости деформации происходит увеличение жесткости твердого тела, а в некоторых случаях - увеличение его
эффективной прочности, обеспечивающей его устойчивость по отношению к волнам деформаций и напряжений. В статическом состоянии
жесткое тело формирует разность вертикальных напряжений между
его кровлей и подошвой. Незначительная разница в упругости приводит к тому, что в кровле, в бортовом обрамлении напряжения более
чем на 10 % меньше, а в самом массиве напряжения, наоборот, возрастают [10]. Это способствует созданию термодинамического градиента
и, соответственно, миграционного потенциала для флюидных потоков
вдоль границы жесткого тела и вмещающей среды.
Возникновение зон упрочнения в узлах пересечения разрывных нарушений позволяет дать еще одно объяснение приуроченности к ним месторождений флюидного генезиса (включая рудные). Так, по данным физического моделирования процесса образования разломов [11], в том случае, когда развитие продольных трещин тормозилось поперечными трещинами, для модели наблюдалось явление упрочнения; ее разрушение
происходило при больших на 8 – 15 % напряжениях. Упрочнение происходило на фоне увеличения количества трещин. Следовательно, в процес 72
се неупругого деформирования даже в однородной среде образуются области с относительно более высокой механической жесткостью.
Образование зон упрочнения в среде может происходить и при
флюидизации. За счет быстрого увеличения трещинно-пористого пространства флюидное давление падает, что приводит к увеличению эффективного давления и уменьшению кулоновых напряжений при сохраняющемся уровне девиаторных напряжений. При этом происходит
некоторое уменьшение внутреннего сцепления ненарушенных участков горной породы, а из-за усилившегося всестороннего обжатия данная область упрочняется [2]. Для залежей углеводородов в [3] особо
подчеркивалось: что «…природный резервуар является неотъемлемой
частью гидродинамической системы…Существование таких энергетических систем без подложки невозможно».
В основе прогноза глубинного строения, как правило, лежат результаты интерпретации данных сейсмических наблюдений. В общем
случае сейсмические границы – это границы пространственно-ориентированного изменения параметров и характеристик сейсмического
поля. В настоящее время в сейсмических исследованиях осадочных
бассейнов используется метод общей глубинной или средней точки
(МОГТ). При интерпретации данных ОГТ на месторождениях углеводородов доминируют методы, основанные на решении прямых задач моделирование сейсмических границ по данным скважинных наблюдений. Чем больше используется скважинных данных, тем достовернее
определяется природа сейсмических границ. Системы полевых наблюдений обычно не предусматривают возможности получения распределения скорости для больших времен регистрации даже при региональных исследованиях. В глубинных исследованиях данные МОГТ характеризуют тонкую структуру отражающих границ и изменение интенсивности сейсмической записи на разрезе как характеристику изменения упругих свойств. Априори принимается, что динамические аномалии типа «яркого пятна», наклонных и горизонтальных отражений вызваны разуплотнением среды. На этом представлении о геологической
среде построены практически все геологические модели глубинного
строения по данным МОГТ. Ущербность таких моделей интерпретации
вызвана отсутствием фундаментального сейсмического параметра скорости сейсмических волн и его распределения в среде.
В работе [1] на большом фактическом материале ГСЗ убедительно показано, что все месторождения углеводородов пространственно
тяготеют к блокам консолидированной земной коры с высокой скоростью продольных волн или отношения скорости продольных к поперечным (k=Vp/Vs). Отмечена корреляция месторождений с высокоско 73
ростными блоками на границе Мохоровичича. Ранее, в конце 80-х годов прошлого века такая корреляция для высокоскоростных по продольным волнам блоков земной коры была установлена Г.В. Краснопевцевой. В [4] впервые была установлена масштабная инвариантность
залегания залежей и месторождений флюидного генезиса по отношению к блокам с пониженными значениями k=Vp/Vs, в [6] рассмотрены
виды экранирования волн напряжений, в [7] размеры месторождения
или залежи определяются не только площадью и проницаемостью покрышки, но и размерами подстилающего жесткого основания (подложки), в [8] показано, что магматические камеры находятся в непосредственном контакте с более упругими геологическими образованиями.
Таким образом, универсальным признаком локализации фактически любого флюида является присутствие в разрезе относительно более упругого геологического тела. Прогнозные оценки по глубоким
горизонтам осадочных бассейнов не могут быть корректными без данных распределения скорости в разрез.
Литература
1. Булин Н.К., Егоркин А.В. Региональный прогноз нефтегазоносности
недр по глубинным сейсмическим критериям. М, Центр ГЕОН, 2000,
194 с.
2. Добровольский И.П. Теория подготовки очага землетрясения. М. ИФЗ АН
СССР, 1991, 224 с.
3. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М. Наука, 1996, 176 с.
4. Кузин А.М. Разработка методики прогноза залежей флюидального генезиса по данным сейсмических методов . Прикладная геофизика, вып. 131, М.
Недра, 1994, с 396 – 406.
6. Кузин А.М. Реальная среда и интерпретация сейсмических данных //
Геофизика, 2. 2001, с. 19 –28.
7. Кузин А.М. Условия сохранения как поисковый критерий для крупных
месторождений флюидального генезиса //Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа. М. Геоинформмарк, 2004, 224 с.
8. Кузин А.М. О роли механически жестких образований в геологических процессах (к методологии интерпретации сейсмических данных)
// VIII международная конференция «Новые идеи в науках о Земле».
Материалы докладов. Том 7, М.: КДУ, 2007, с.50-54 .
9. Родионов В.Н., Сизов И.А., Цветков В.М. Основы геомеханики. М.
Недра,1986,301 с.
74
10. Теоретические основы инженерной геологии. Механико-математические
основы. Под ред. акад. Е.М. Сергеева. М. Недра, 1986, 254 с.
11. Ружич В.В. Разломные узлы, их механизм и роль в становлении напряженного состояния земной коры Байкальской рифтовой зоны //
Математические экспериментальные методы в дизъюнктивной тектонике. М. Наука, 1986, 120 с.
ТЕКТОНО-СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ МОДЕЛЬ
ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО МЕГАБАССЕЙНА ПО ДАННЫМ
СВЕРХГЛУБИННОЙ СЕЙСМОМЕТРИИ
П.З.Мамедов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: parviz08@list.ru
Южно-Каспийский мегабассейн (ЮКМБ) – крупный тектонический элемент земной коры и высокоперспективный осадочный бассейн
в центральном сегменте Альпийско-Гималайского подвижного пояса.
Мегабассейн обладает четкой тектонической позицией и включает в
себе наиболее глубокопогруженную депрессию Земли – Южно-Каспийскую впадину (ЮКВ) и ее центриклинальные прогибы: с запада –
Куринский прогиб и с востока – Западно-Туркменский прогиб. Оба
прогиба, раскрываясь и углубляясь, сливаются с ЮКВ. Мегабассейн
обрамлен горными сооружениями Большого Кавказа, Копетдага, Малого Кавказа, Талыша, Эльбурса и Аладаг-Беналуда. ЮКВ характеризуется высокими скоростями погружения и седиментации. Общее
опускание впадины за альпийский цикл (~170-160 млн. лет) состовляет
25-30 км. Разрезы ЮКВ отличаются значительной мощностью и стратиграфической последовательностью, тогда как на перифериях (в КП и
ЗТП) фиксируются длительные перерывы в осадконакоплении.
С позиции концепции тектоники литосферных плит мегабассейн
рассматривается как реликт Большекавказского окраинного моря
(БКОМ) на активной окраине океана Мезотетис (Адамия и др., 1982;
Зоненшайн и др., 1990; Mamadov et al., 1997). Большой группой исследователей выполнены многочисленные геодинамические, плиттектонические и палинспатические реконструкции, составлены тектонические и структурные схемы (карты), геологические и сейсмогеологические разрезы и модели. При этом использовались фрагментарные данные геомагнитных измерений, данные единичных обнажений или керна из скважин. Некоторые выводы, касающиеся формирования гео 75
структур в морских акваториях, опирались на косвенные оценки по материалам окружающей суши или были обоснованы на неоднозначно
интерпретируемых материалах методов потенциальных полей и т.д.
Естественно, что многие из итоговых построений и реконструкций были расценены как слишком схематичные, субъективные и даже гипотетические. Уязвимость итоговых построений для мобилистической
трактовки истории формирования и эволюции ЮКМБ требовала обязательного наличия прямого фактического материала, прежде всего о
типе и параметрах консолидированной коры и рельефе поверхности
Мохо, о былых процессах растяжения и оседания коры, расширения
ОБ в дивергентной стадии, а также субдукционных и коллизионных
процессах в конвергентной стадии, о структуре шовных зон и характере столкновения литосферных блоков.
В последнее время перспективы получения подобной информации связывают с сейсмометрией с близвертикальными лучами. Высокоинформативный сейсмический метод ОГТ до 1995-го года применялся в Каспийском море, в основном для решения поисково-структурных задач с разверткой записи 6-8 секунд. В глубокопогруженной
ЮКВ освещалось строение неоген-четвертичных осадочных комплексов до глубин 9-12 км. При отсутствии информации о более древних
(мезозой-палеогеновых) комплексах чехла и консолидированной коре
оставался широкий простор для домысливания глубинного строения
впадины и гипотетических умозаключений о типе, возрасте и структуре фундамента и «невидимой» части осадочного чехла.
Во второй половине 90-х годов ХХ века в результате расширения
технических и методических возможностей сейсмических работ методом ОГТ в море и на суше (новые способы возбуждения волн, цифровая запись и углубленная обработка, высокая разрешающая способность, большая глубинность, новые способы изображения среды 2Д и
3Д), стало возможным просвечивание более глубоких слоев земной коры. Трестом «Каспморнефтьгеофизразведка» и СП «Caspian geophysical» в Южном и Среднем Каспии были отработаны региональные
сейсмические профили методом сверхглубинной сейсмометрии (СГОГТ) с временной разверткой записи 16-20 сек.
Получены уникальные разрезы, которые представляют огромную
прямую информацию о строении глубоких недр до 40-50 км. Разрезы
СГ-ОГТ по сети региональных профилей дают возможность объемного
рассмотрения структуры ЮКВ (Мамедов, 2006, 2008). На сейсмических разрезах поверхность Ф и М – кровля и подошва консолидированной коры (КК) уверенно трассируются по рубежам волновых полей
или путем групповой корреляции осей синфазности отражений. КК
76
имеет мощность 6-8 км, что с учетом высоких значений скоростей
(Vp>6,5-7,5 км/с), характерных для магмаметаморфических (базальтовых) пород, не оставляет сомнений о ее океаническом типе. На разрезах отображаются также крупные региональные формы рельефа, поверхности углового и стратиграфического несогласия, в осадочном
чехле, штамповые или инверсионные (безкорневые) формы структур,
разломы и разрывные нарушения.
На сейсмических разрезах СГ-ОГТ находят отображение погребенные древние морфоструктуры и тектонические элементы (или их
фрагменты), характерные для стадии расширения бассейна. К таковым
относятся структуры растяжения и оседания блоков, континентальные
склоны и шельфы в северной бортовой зоне, погребенные структуры
вулканической островной дуги на южном борту Куринского прогиба.
Выделяются также структуры и геологические тела, характерные
для стадий сжатия и сокращения литосферы региона. К таковым относятся изгиб и субдукция океанической коры, осложненная системой
надвигов аккреционная призма над ней, состоящая из слоев мезозойпалеогенового макрокомплекса, структуры сжатия в неоген-антропогеновых толщах (складчатые зоны, надвиги, взбросы), тектонические
срезы, поверхности размыва и несогласия. Эти материалы составляли
фактологическую основу для составления нами объективной тектоноседиментационной модели ЮКМБ и расшифровке его реальной истории развития.
Получение высокоинформативных материалов СГ-ОГТ можно
назвать поворотным моментом истории изучения ЮКМБ. Оно завершило этап косвенной оценки глубинного строения впадины по недостаточно кондиционным материалам других геофизических методов и
по результатам геологических исследований на окружающей суше.
Важным результатом интерпретации данных СГ-ОГТ является
установление наличия под осадочным чехлом тонкой КК океанического типа и факта ее субдукции под Скифско-Туранской платформой в
районе Абшеронского порога. Сегодня сейсмометрия располагает оптимальным графом цифровой обработки и развитой методикой интерпретации. Поэтому достоверность моделей, составленных разными авторами (Knaрp et.al., 2000, 2004; Мамедов, 2004; Mamedov, 2007; Green
et al., 2009) по одному и тому же материалу, не вызывает сомнений.
Эти модели являются не домыслом, не догадкой, как это было до недавнего времени, не умозрительной концепцией, которую можно опровергнуть. Теперь субдукция КК впадины под платформу – непреложный геологический факт, его нельзя игнорировать при изучении тектоники и обосновании эволюционного развития бассейна.
77
Новые модели консолидированной коры ЮКВ подчеркивают две
концептуально важные особенности. Во-первых, установлено, что в
основании впадины лежит КК океанического типа, тем самым опровергается гипотеза о ее развитии над «срединным массивом». Вовторых, тонкая КК под ЮКВ гетерогенна структурно, вещественно и
гравитационно; она плавно погружается в северном направлении субдуцируется под платформу.
Совместный сейсмостратиграфический анализ и региональные геодинамические исследования с позиции ТЛП, дополняя друг друга, позволяют представить современный ЮКМБ как интегральный бассейн, состоящий из разнотипных элементарных бассейнов в виде эволюционного
ряда в рамках одного геотектонического (альпийского) цикла.
В результате эволюции литосферы в регионе формировался уникальный нефтегазоносный мегабассейн, отличающийся от внутренних
и окраинных морей по ряду параметров и показателей. Осадочный бассейн Южного Каспия имеет самую тонкую консолидированную кору
(6-8 км), самую большую мощность осадочного чехла (25-30 км) и характеризуется самой малой средней скоростью (2,0-4,2 км/с) продольных сейсмических волн. В нем выделяются 10 седиментационных
комплексов, разделенные поверхностями несогласия и конкордатными
им согласными границами. В большинстве осадочных бассейнов мира
отношение мощностей осадочного чехла и консолидированной коры
близко к единице (0,8-1,2), и только в ЮКВ это отношение равно 3-4.
Низкие средние скорости в осадочных толщах, а также инверсия скоростей в некоторых интервалах разреза обусловлены очень быстрым
погружением земной коры в позднем кайнозое, когда накапливалось
больше половины терригенных осадков (особенно в плиоцен-квартере). Из-за быстрого погружения фундамента впадины пористые обломочные, преимущественно песчано-алевритовые толщи неогена сохранили свои коллекторские свойства.
Современная тектоническая активность (частые глубокофокусные
землетрясения на границе с платформой и мелкофокусные – в пределах
бассейна, грязевой вулканизм, нефтяные пятна, газовые выбросы и
т.д.) свидетельствует о продолжении геодинамических процессов сжатия литосферы, нагнетания пластических масс и складкообразования.
78
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГЕОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МЕТОДОВ
ПРИ ИЗУЧЕНИИ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ГЛУБИННЫХ ГОРИЗОНТОВ ДДВ
1
С.П.Левашов1, Н.А.Якимчук1, И.Н.Корчагин2
Институт прикладных проблем экологии, геофизики и геохимии (Украина)
2
Институт геофизики Национальной Академии Наук Украины
E-mail: yakymchuk@karbon.com.ua; korchagin@karbon.com.ua
Специалисты считают, что повышение уровня добычи углеводородов (УВ) в Украине может быть достигнуто за счет активного освоения шельфов Черного и Азовского морей, глубинных горизонтов в
Днепровско-Донецкой впадине (ДДВ), перспективных территорий
Причерноморского региона.
Ускорению процесса освоения глубинных горизонтов ДДВ может способствовать использование оперативных геофизических технологий. К последним относится экспресс-технология “прямых” поисков
и разведки залежей УВ геоэлектрическими методами становления короткоимпульсного электромагнитного поля (СКИП) и вертикального
электрорезонансного зондирования (ВЭРЗ) [2-4]. В докладе анализируются результаты ее применения на некоторых площадях в ДДВ.
Одним из объектов исследований является Кобзевское ГКМ, где
«…надежды возлагаются на открытие глубинного этажа газоносности
в отложениях касимовского яруса верхнего карбона, а также московского и башкирского ярусов среднего карбона на глубинах до 6500 м»
[1]. Съёмка СКИП проведена здесь вдоль основных дорог (рис. 1).
Зондированием ВЭРЗ вблизи скважин № 22 и № 11 (рис. 2) в интервалах 3200-7600 м и 6100-7600 м соответственно, выделены аномально
поляризованные пласты (АПП) типа «газ» и определены глубины их
залегания и мощности.
Аномалия типа «залежь» зафиксирована съемкой СКИП в пределах брахиантиклинальной складки (рис. 1), она смещена в сторону
южного крыла, где имеет более пологий характер. Выделено два максимума значений поля СКИП. Размеры аномалии по данным рекогносцировочных работ составляют 16.0 × 6.0 км.
Точка ВЭРЗ 11 (рис. 2) расположена в 600 м юго-западнее скв. № 11.
В пределах обследованного интервала 6100-7600 м выделен горизонт
АПП типа «терригенный комплекс» (6180-6720 м), в котором определено пять АПП типа «газ»: 1) 6182-6185 м, Н=3 м; 2) 6325-6337 м,
Н=12 м; 3) 6394-6402 м, Н=8 м; 4) 6534-6545 м, Н=11м; 5) 6615-6625 м,
Н=10 м. Ниже, до глубины 7600 м АПП типа «газ» не выявлены.
79
Точка ВЭРЗ 22 расположена в 1.0 км юго-западнее скв. № 22. В
интервале 3200-7600 м здесь выделяется три горизонта газоносности.
Практически все АПП типа «газ» зафиксированы в пределах более
мощных АПП типа «терригенные отложения».
В верхнем горизонте (3380-3545 м) первого «терригенного комплекса» выделены два АПП типа «газ»: 1) 3382-3387 м, Н=5,0 м;
2) 3508-3513 м, Н=5,0 м; второго «терригенного комплекса» (3700-3920 м)
– один АПП типа «газ»: 3800-3804 м, Н=4 м. Во втором горизонте
АПП типа «терригенный комплекс» зафиксирован на глубинах 52705450 м, а АПП типа «газ» – в интервалах: 1) 5405-5413 м, Н=8 м;
2) 5431-5436 м, Н=5 м; 3) 5904-5908 м, Н=4 м. В третьем горизонте, в
«терригенном комплексе» (6200-6720 м) выделены следующие АПП
типа «газ»: 1) 6206-6218 м, Н=12 м; 2) 6314-6336 м, Н=22 м; 3) 63556362 м, Н=7 м; 4) 6555-6566 м, Н=11 м; 5) 6618-6634 м, Н=16 м.
В целом, геоэлектрические исследования на Кобзевском ГКМ
подтвердили экспериментальными геофизическими измерениями научно обоснованные прогнозы специалистов ДК «Укргазвыдобування»
и ДП «УкрНИИгаз» [1] о возможном существовании этажа газоносности на глубинах свыше 6000 м.
На структуре Бельской выполнено зондирование ВЭРЗ в районе
скв. № 171 в интервале 4600-7600 м. Результаты показали, что начиная
с глубины 4800 м аномально поляризованные пласты типа «газ» и «газоконденсат» не выявлены.
Рис. 1. Карта геоэлектрической аномальной зоны типа «залежь»
на Кобзевской площади. 1 – пункты ВЭРЗ; 2 – точки съемки методом СКИП;
3 – скважины; 4 – шкала интенсивности значений поля СКИП
80
Рис. 2. Результаты зондирования в точке ВЭРЗ 11 на участке Кобзевского
ГКМ. 1 – АПП типа «газ»; 2 – АПП типа «газ+вода»; 3 – АПП типа «вода»;
4 – АПП типа «терригенные отложения»; 5 – кровля АПП/ (мощность АПП).
На еще одной перспективной на УВ площади в Полтавской обл.
зондированием ВЭРЗ изучен на предмет газоносности глубинный этаж
разреза в интервале 6200-7600 м (рис. 3). Здесь установлено наличие
АПП типа «газ» и «газоконденсат» в интервале 7350-7390 м. Мощность отдельных пластов при этом достигает 20 м.
Рис. 3. Результаты зондирования ВЭРЗ по профилю 4-4а на нефтегазоперспектив-ной площади в Полтавской обл. в интервале 6200-7600 м.
81
Полученные результаты являются еще одним, экспериментально
установленным посредством полевых геофизических измерений, подтверждением перспектив нефтегазоносности глубинных горизонтов
ДДВ. Целенаправленное освоение этого горизонта будет способствовать повышению объемов добычи УВ в Украине.
Проведенные исследования в полной мере демонстрируют эффективность технологии СКИП-ВЭРЗ при изучении глубинных горизонтов геологического разреза. Основное преимущество этой технологии – оперативность получения новой экспериментальной полевой информации, которая совместно с имеющимися геолого-геофизическими
материалами позволяет существенным образом повысить эффективность геологоразведочного процесса на нефть и газ в целом.
Литература
1. Бенько В.М., Дячук В.В., Мачужак М.И., Олексюк В.И., Лизанец
А.В., Лагутин А.А., Волосник Е.А., Горяйнова О.Б. Кобзевское месторождение – основной объект поисково-разведочных работ и увеличения добычи газа ДК «Укргазвыдобування» / Материалы Международной научно-технической конференции «Геопетроль-2006»
(Закопане, 18-21 сентября 2006 г.). Краков, 2006,с. 855-858.
2. Кринин В.А., Проскуряков А.Л., Пьявко А.М., Червоный Н.П., Левашов С.П. Применение геоэлектрических методов СКИП-ВЭРЗ для
поисков нефти и газа в районе Ванкорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2011, № 11, с. 18-21.
3. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Дегтярь Р.В., Божежа
Д.Н. Обнаружение и картирование геоэлектрическими методами зон
повышенного газонасыщения на угольных шахтах // Геофизика.
2006, № 2,с.58-63.
4. Левашов С.П., Якимчук Н.А., Корчагин И.Н., Червоный Н.П. Экспресс-технология прямых поисков и разведки скоплений углеводородов геоэлектрическими методами // Нефтяное хозяйство. 2008, №
2, с. 28
82
СЕКЦИЯ "Эволюция бассейна: тектоника, стратиграфия,
осадконакопление"
КОМПЛЕКСЫ ВЫПОЛНЕНИЯ, ТИПЫ ЛОВУШЕК И
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ РЕЛИКТОВЫХ
ОКЕАНИЧЕСКИХ ВПАДИН И ПАЛЕОБАССЕЙНОВ ЕВРАЗИИ
Ю.Н.Гололобов, Д.И.Медеведев
«Севморгео» (Россия)
E-mail: gololobovyn@sevmorgeo.com
Недра современных и погребенных глубоководных впадин морей
Евразии изучены недостаточно и неравномерно. Создание унифицированных моделей их развития призвано упростить задачи освоения содержащихся в них УВ-ресурсов.
Субокеаническая и субконтинентальная коры впадин Охотоморского, Каспийско-Черноморского, Лаптевоморского и Баренцевско-Карского
регионов рассматривается как признак их океанической однородности. Все
они – реликты океанов на различных этапах (от синрифтового до пострифтового и инверсионного) последовательного развития и, как правило, остаются синформами после региональной инверсии. Сравнительный парагенетический анализ их строения позволяет определить полный ряд и очередность заполняющих их парагенетических вещественно-структурных
неоднородностей (ВСН): олистостромы, оползни, гравитационные складки,
инъективы, диапиры (грязевые и соляные), грязевые вулканы, турбидиты,
комплексы облекания и проградационные, а также определить с актуалистических позиций их происхождение и последовательное развитие от заложения до закрытия впадин. В образовании заполняющих впадины ВСН
силы гравитации, обусловленные их собственным весом и весом перекрывающих толщ, являются главной составляющей. Благоприятными факторами их образования являются: 1) синклинальная форма и наличие некомпенсированных срединных частей впадины; 2) широкое пространственное
распространение в осадочном чехле пластичных пород; 3) периодическая
активизация в регионе (в сопредельном окружении) орогенических движений, обеспечивающих обстановку бокового сжатия в прогибах и дефицит
седиментационного пространства на их перифериях. Ниже рассматриваются модели наиболее распространенных типов вещественно-структурных
парагенезисов.
Комплексы олистостромовых ВСН (например, «дикий флиш»
Кавказа) – это лавинные образования начальных периодов (синрифто 83
вого, синколлизионного) заложения и формирования впадин. Предполагается, что в дальнейшем в антиформах складчатых систем они преобразуются в меланж, а в синформах входят основными составляющими в состав складчатого основания (фундамента) и/или базального
комплекса чехла. Во впадинах современных морских бассейнов этот
комплекс, залегающий избирательно над и под акустическим фундаментом, представляется гигантской брекчией с хаотическим нагромождением угловатых часто опрокинутых блоков-обломков, тектонические контакты которых не поддаются кинематическому анализу. Во
впадинах нефтегазоносных бассейнов этот комплекс изучен слабо.
Оползнево-складчато-турбидный комплекс, сложенный либо всеми
составляющими его типами ВСН, либо с долевым преимуществом одного
или двух других, отражает этапы лавинной компенсации наиболее погруженных частей впадины и «грубого» выравнивания ее дна. Характерным для ВСН этого комплекса является: широкое распространение признаков подводного оползания: одиночных деформированных пластов
(толщ), закрутышей, факоидов, инсеквентных внедрений, внутрипластовых разрывов. При незначительных перемещениях поверхности скольжения (днища) оползней, как правило, имеют выпуклую к субстрату форму
пресс-папье (скибы). Гравитационно-оползневая складка имеет признаки:
плоское наклонное основание; фронтальное флексурообразное и/или осложненное несогласными надвигами крыло; тыловое крыло, раздробленное согласными сбросами и переходящее в неглубокую синклиналь; увеличенные мощности фронтальной части (в области сжатия), по сравнению, с растянутой тыловой. По мере накопления перекрывающих образований развитие гравитационных структур отражается деформациями
комплексов облекания, локальными размывами сводов растущих антиклиналей, локальными понижениями дна моря над синклиналью и возвышениями над антиклиналью.
Инъективы и диапиры (соляной, глиняный) осадочных пород
также являются непременными атрибутами реликтовых океанических
впадин. Их возникновение в бассейне определяется следующими особенностями его строения: 1) значительные мощности пластичных
толщ; 2) синклинальная форма поверхности подстилающих компетентных слоев; 3) значительная мощность перекрывающих образований, для создания горного давления, необходимого для выдавливания
пластичных пород по ослабленным зонам; 4) напряжения бокового
сжатия для создания вектора общих напряжений вверх. Важнейшие
свойства инъективов – способность прорывать перекрывающие (диапир) и разрывать (гидроразрыв) вмещающие пласты (толщи). Признаки- отличия ВСН, близких по морфологии и/или составу (при прочих
84
равных условиях): а) инъектив от рифа – инъектив постседиментационно вспучивает кровлю перекрытия (в том числе несогласия!) и разрывает, деформируя, подошву вмещающего пласта; в случае гидроразрыва этого пласта и возникновения моментальной депрессии давления
на его кровлю, в перекрывающем комплексе возникают грабены проседания; б) грязевый вулкан от соляного штока (при выходе на эрозионную поверхность) – вулкан создает холм сопочной брекчии, шток –
сопровождается эрозионной впадиной и увеличением мощности перекрывающего пласта за счет подошвы.
Комплексы облекания, перекрывающие сплошным плащом гравитационные складки и инъективы, опознаются по резкому снижению
в них интенсивности осложняющей тектоники (исключение – грабены
проседания). Предполагается, что комплексы облекания отражают стабилизацию тектонической обстановки в регионе.
Формирование проградационных комплексов, как и гравитационных структур, происходит в морских впадинах в условиях отсутствия на шельфе седиментационного пространства. Этот материал,
сформированный непосредственно за его бровкой, оползает по склону,
переносится турбидными и фановыми потоками,
Венчают разрезы современных океанических впадин плитные комплексы, несогласно перекрывающие различные горизонты чехла. Закрытые
в результате коллизий (на примере Урала) древние океанические впадины
перикратонных погружений и краевых прогибов повсеместно перекрыты
шарьяжами – структурными парагенезисами, состоящими из сбросов и
надвигов листрической формы, и сопряженных с ними складок. По сходству кинематики структурных рисунков предполагается, что гравитационные
складки и оползни являются эмбрионами шарьяжей, итоговые смещения
по которым могут превышать десятки километров.
В олистостромовых, оползнево-складчатых, проградационных,
турбидных комплексах впадин, находящихся на различных этапах развития, распространены в основном комбинированные ловушки УВ неантиклинального и бескорневые антиклинального классов. Приоритетно нефтегазоносны ловушки комплексов облекания и проградационных. В них открыты крупные месторождения УВ в глубоководных
частях материковых склонов (Бразилия), в т. ч. в дельтовых комплексах (Западная Африка), и в реликтовых океанических впадинах (Каспийское и Средиземное моря, Мексиканский залив). На бортах впадин
Охотского и Черного морей открыты пока лишь мелкие (в ЗападноКубанском прогибе – средние) месторождения. Начальные комплексы
заполнения впадин не разведывались.
85
ПЕРСПЕКТИВЫ ИЗУЧЕНИЯ СТРАТИГРАФИИ
ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ЗОН ВОСТОЧНОГО
ПРЕДКАВКАЗЬЯ (ДАГЕСТАН)
В.И.Черкашин, У.Т.Темирбекова, Н.А.Исаева
Институт Геологии Дагестанского научного центра РАН (Россия)
E-mail: dangeo@mail.ru
Значительное сокращение остаточных запасов углеводородного
сырья на эксплуатируемых месторождениях требует оценки перспектив нефтегазоносности нижней части осадочного чехла и освоения
больших глубин. С конца прошлого столетия интерес к глубокозалегающим отложениям мезозоя и палеозоя возрос. В результате большого объема геологических изысканий были открыты высокодебитные
залежи нефти и газа на территории Восточного Предкавказья - в Ставрополье, Дагестане, Калмыкии. Изучение стратиграфии этих отложений осложнялось отсутствием естественных выходов, а фауна, извлеченная из керна, была малочисленна и плохой сохранности. Значительную помощь оказала корреляция электрокаротажных диаграмм
Дагестана и Ставропольского края. В результате удалось датировать
отложения карбона, перми и триаса. Стратиграфические данные базируются в основном на работах Ш.А. Адамия, М.С. Бурштара, Г.А. Ткачук, Н.А. Ефимовой, Е.А. Гофман и др.
Породы карбона имеют широкое распространение в Дагестане.
Они связаны с древними выступами фундамента, где часто отсутствуют отложения перми и триаса. В погруженных зонах отложения карбона несогласно перекрываются более древними горизонтами перми и
триаса, характеризующимися большими мощностями. Породы карбона
представлены темно-серыми глинистыми, кремнисто-серицито-карбонатными сланцами и крепкими алевролитами, которые иногда прорываются эффузивными образованиями. Характерна для них значительная метаморфизация и дислоцированность. По литологическому составу породы карбона аналогичны породам фундамента.
Пермские отложения (породы куманской свиты) представлены
песчаниками неизвестковистыми, полимиктовыми, разнозернистыми с
примесью туфового материала, иногда встречаются брекчии, состоящие из глинистых сланцев карбона и редких мелких обломков розовых
гранитов. Перспективы пермских и триасовых отложений связываются
как с поисками структурных, так и литолого-стратиграфических ловушек. Проблема поисков литолого-стратиграфических залежей является
наиболее сложной в начальный период геологоразведочных работ, ее
86
решение связано с накоплением большого фактического геолого-геофизического материала.
Однако, имея в наличии данные сейсморазведки и современные
компьютерные ГИС-технологии, которые имеются в Институте геологии ДНЦ РАН, в настоящее время существует возможность использования метода сейсмической стратиграфии. Сейсмическая стратиграфия
как научная дисциплина первоначально приобрела большое значение
при изучении районов, в которых невозможно было выполнить объем
буровых работ, достаточный для целей исследования (континентальные склоны и др.) [1, 2]. Позднее появились работы, показывающие
плодотворность идей и методов сейсмостратиграфии при поиске месторождений нефти и газа на территории платформ [2, 3]. Главное отличие сейсмостратиграфических построений от традиционной стратиграфической разбивки по обычным (скважинным) данным заключается
в том, что сейсморазведочные профили позволяют непрерывно прослеживать коррелируемые границы по всей площади, покрытой сейсморазведкой. Использование инструментов ГИС позволяет создавать
объемные модели, что существенно упрощает их геологическую интерпретацию.
Несмотря на вышесказанное, традиционная процедура изучения
фауны и на ее основе расчленение исследуемых горизонтов, на данный
момент остается наиболее определяющей и точной. Вследствие чего
необходимо при разведочном бурении уделять большее внимание отбору керна, несмотря на сложности и большие затраты, что в последующих исследованиях других площадей намного облегчит работу
геологов.
Литература
1. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке
нефти и газа, часть 1 . Москва: Мир, 1982, 376с.
2. Сейсмическая стратиграфия. Использование при поисках и разведке
нефти и газа, часть 2 . Москва: Мир, 1982, 381-848с.
3. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия. Москва: Научный мир, 1998, 144с.
87
ПАЛИНОЛОГИЯ ОБНАЖЕНИЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИВ
КИРМАКИНСКОЙ, ЯСАМАЛЬСКИХ ДОЛИНАХ И ДРУГИХ
РЕГИОНАХ АЗЕРБАЙДЖАНА (С УПОРОМ НА НИЖНИЙ ОТДЕЛ)
К.Ричардс
KrA Stratigraphic Ltd. (Великобритания)
E-mail: kr@paly.co.uk
Подробные палинологические исследования были проведены на
более 400 образцах из обнажений нефтегазоносной продуктивной толщи, взятых в Кирмакинской, Ясамальской долинах и других районов
Азербайджана. Результаты подробно обрисовывают историю эволюции условий осадконакопления во время позднего миоцена и раннего позднего плиоцена. Палинологические данные были рассмотрены с
использованием традиционных визуальных методов, а также многомерным анализом, в том числе кластерным анализом и анализом главных компонентов. Исследования были проведены совместно с CASP
(Великобритания), ИГAНА (Азербайджан) и BP Caspian Sea Ltd.
Самые древние из изученных отложений, понтические породы
позднего миоцена, отобранные из обнажения в Кирмакинской долине,
подтверждают связь Палеокаспия с открытым Пара-Тетическим морем
по присутствию диагностической морской палинофлоры (диноцисты).
Затем перекрывающие их отложения показывают четкий переход от
морских к солоновато-озерным условиям, после чего имел место процесс интенсивного образования трещин усыхания, сопровождавшийся
развитием гиперсоленых устойчивых водорослей. Это высыхание Палеокаспийского озера связано с Мессинским кризисом, что подтверждено результатами исследований в Средиземном и Черном морях. В
результате образовался глубокий каньон в северной и центральной
частях Каспийского моря (Kroonenberg et al., 2005). После Мессиния
процесс седиментации отложений продуктивной толщи протекал в
изолированном водоеме и охватывал, в основном, плиоценовый интервал времени (Green et al. 2009).
Нижний отдел продуктивной толщи состоит из калинской (КаС),
подкирмакинской (ПК), кирмакинской (KС), надкирмакинской песчаной и надкирмакинской глинистой свит.
KС характеризуется явными признаками солоноватого озера в
морской части бассейна, однако, отсутствует (не отлагалась) в Кирмакинской долине. Остальная часть нижней продуктивной толщи представлена в Кирмаках, начиная с ПК, которая содержит чередующиеся
речные и солоновато - озерные палинологические метки. КС имеет
88
около 270 м мощности в Кирмакинской долине. Палинологические результаты достоверно показывают, что осадкоотложение происходило,
по большей части, в изолированном, от солоноватого до пресноводного, озере, которое периодически подвергалось высыханию и субаэральному обнажению. Это надежное доказательство крупно-, среднеи мелкомасштабной цикличности в Кирмакинской свите, с основными
границами циклов, отмеченными обильными переотложенными мезозойскими и палеозойскими микрофоссилиями. Они часто перекрываются "грибковыми пиками" (большим количеством грибковых спор и
гифов), интерпретируемых как «сжатый разрез», образованный в результате минимального притока воды и поступления осадков. Нами
ведется работа с целью определения периодичности и продолжительности наблюдаемых циклов.
Пресноводные озерные пласты содержат частые пресноводные водоросли и интерпретируются как относительно высокий уровень моря, в
то время как солоноватые озерные пласты содержат более общий солоноватый комплекс диноцистов и пыльцу растений соленых болот, указывающих на несколько высокую соленость и низкий уровень воды озера.
Надкирмакинская песчаная свита представляет собой протяженные песчаники с сильными палинологическими признаками дельтовых
условий. Перекрываются данные отложения надкирмакинской глинистой свитой, в которой доминируют тонкозернистые отложения. В
Кирмакинской долине НКГ, в основном, содержит переотложенные
палиноморфы, что совместно с красноватой окраской осадков свидетельствует о субаэральном обнажении в условиях терминальных речных/мелководно озерных систем.
Верхняя продуктивная толща состоит из свиты перерыва, балаханской, сабунчинской и сураханской свит. В Кирмакинской долине обнажаются свита перерыва и низы балаханской свиты. Эти отложения содержат явные палинологические свидетельства о сильном влиянии флювиально-дельтовых условий. Средняя и верхняя части балаханской свиты
и сабунчинская свита хорошо обнажаются в Ясамальской долине, где балаханские отложения содержат переотложенные палинофлоры, различные споры и грибковые тела, указывающие, в основном, на флювиальноаллювиальное осадкоотложение и континентальные условия. В балаханской свите были найдены также палинологические свидетельства флювиально-дельтовых условий, но необходимо отметить, что озерные водоросли и солоноватоводные диноцисты встречаются редко.
Эти водные формы показывают отчетливый тренд увеличения в
вышезалегающих отложениях сабунчинской свиты, что указывает на
периодическое существование здесь озерных условий. Данные условия
89
прерывались периодами осушения изучаемой территории, которые,
скорее всего, были связаны с падением уровня озера и ростом солености. Палинологический комплекс содержит пыльцу солено болотной и
степной растительности.
Обнажения сураханской свиты были детально изучены в Локбатане (Палеоволга) и Бабазанане (Палеокура) (Vincent et al. 2010).
Результаты показывают преимущественно флювиальную седиментацию, но с редкими признаками пресноводных, солоноватоводно
озерных и гиперсалинных условий.
Осадконакопление продуктивной толщи закончилось восстановлением морских условий в акчагыле в верхнем плиоцене. Последние
магнитостратиграфические данные (van Baak 2010) показывают, что подошва акчагыла может быть датирована временем 2,5Ма, что предполагает раннеплейстоценовый возраст этих отложений и их эквивалентность всему или большей части геласиевого яруса. Палинологические
данные подтверждают эти результаты, т.к. в акчагыле возрастает роль
споропыльцы холоднолюбивых растений, что совпадает с возрастающим влиянием гляциальных климатических условий в плейстоцене.
Литература
1. Green, T., Abdullayev, N., Hossack, J., Riley, G. & Roberts, A.M. (2009)
Sedimentation and subsidence in the south Caspian basin, Azerbaijan. In:
Brunet, M.-F.,Wilmsen, M., Granath, J.W. (Eds.), South Caspian to Central Iran Basins. Geological Society of London Special Publication, London, vol. 312, pp. 241-260.
2. S.Kroonenberg, M. Simmons, N.Alekseevski, M.Allen, D.Aybulatov,
A.Baba-zadeh, E.Badyukova, C.Davies, D.Hinds, R.Hoogendoorn, D.Huseynov, B.Ibrahimov, P.Mamedov, I.Overeem, G.Rusakov, S.Suleymanova, A.Svitoch, S.Vincent (2005).Two deltas, two basins, one river, one
sea: The modern Volga Delta as an analogue for the Neogene Productive
Series, South Caspian Basin. In: River Deltas – Concepts, Models and
Examples.SEPM Special Publication No 83, pg 231-256.
3. Van Baak, C.G.C. (2010) Glacio-Marine Transgressions of the Early and
Middle Pleistocene Caspian Basin, Azerbaijan. M.Sc. Thesis, University
of Utrecht, The Netherlands.
4. Vincent, S. J., Davies, C.E., Richards, K. & Aliyeva, E. (2010) Contrasting Pliocene fluvial depositional systems within the rapidly subsiding
South Caspian Basin; a case study of the palaeo-Volga and palaeo-Kura
river systems in the Surakhany Suite, Upper Productive Series, onshore
Azerbaijan. Marine and Petroleum Geology 27 (10), 2079-2106.
90
ЮЖНО-КАСПИЙСКИЙ БАССЕЙН: ГРАВИТАЦИОННЫЕ
АНОМАЛИИ, СТРУКТУРЫ КОРЫ И ГЕОДИНАМИКА
Ф.А.Кадыров1, А.Дж.Исмаил-заде1, А.Х.Гадиров1, Н.Р.Абдуллаев2
1
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана;
2
ВР Caspian Ltd (Азербайджан)
E-mail: kadirov@excite.com
Введение. Южно-Каспийский бассейн (ЮКБ) находится в южной
части Каспийского моря, между хребтами восточного Большого Кавказа (БК), Талыша, Эльбруса и Копетдага, все они расположены в Альпийско-Гималайской коллизионной зоне (Джэксон и др., 2002, Рейлинджер и др., 2006). Его северная граница образована линией погруженных простираний, которые образуют так называемый АбшеронПрибалханский хребет или просто Абшеронский хребет. ЮКБ является большим межгорным бассейном, уникальной особенностью которой
является аномально мощный осадочный покров (до 25 км), обширный
грязевой вулканизм и относительно тонкая литосфера, залегающая под
ним. (Якубов и др., 1971; Артюшков, 1993; Хаин В.Е., Богданов Н.А.,
2003; Хаин, 2005; Артюшков, 2007).
По данным исследований глубинного сейсмического зондирования (Непрочнов, 1968; Мангино и Пристли, 1998; Баранова и др., 1991)
и сейсмического профилирования методом отраженных волн (Глумов
и др., 2004; Кнапп и др., 2004), толщина отложений в ЮКБ достигает
до 20-30 км. Южно-Каспийская океаническая кора образовалась как
часть задуговой котловины после тетиса в юрском периоде, позже завершилась в результате альпийского орогенезиса. Морские условия
осадконакопления сохранились в ЮКБ до миоцена.
В результате значительного падения основного уровня в конце
миоцена бассейн стал изолированным и, таким образом стало возможным осуществить дренаж окружающих горных поясов и отложение невероятно мощных терригенных осадков. Быстрое отложение этой осадочной породы вместе с новым сжатием привело к повторному оседанию породы, грязевому вулканизму и генерации углеводородов, продолжающийся по настоящее время. Целью данного исследования были
интерпретация региональных аномалий, предложение модели земной
коры, описание некоторых характерных особенностей строения земной
коры ЮКБ вдоль регионального профиля Эльбурса на Абшеронском
хребте, и интеграция доступных сейсмических данных с аномалиями
силы тяжести в редукции Буге вдоль профиля. Анализ глубинного
строения по выбранному профилю объединен с анализом механизмов
91
очагов землетрясений и данными GPS о скоростях для оценки активной тектоники и геодинамической эволюции бассейна.
Аномалии силы тяжести в редукции Буге. Гравиметрическая карта
в редукции Буге составлена со значением плотности промежуточного
слоя 2,67 г/см". Нормальное значение силы тяжести вычислялось по
формуле Гельмерта (1909 г.), с учетом поправки -14 мГал. При вычислении аномалий Буге учитывался рельеф местности (R=200 км). Для
морских площадей гравиметрическая карта составлена с учетом поправок за окружающий рельеф и за топографию дна моря. На сводной карте
аномалии Вуге исследуемого региона выделяются обширные области
интенсивных минимумов и максимумов гравитационного поля. На гравитационной карте выделяется общекавказский фон отрицательных
аномалий. Крупная положительная региональная аномалия занимает
части среднего Каспия и территорий Туркмении и Казахстана (АктауБекдаш-Туркменбашы). Этот максимум соседствует с Дагестанским,
Восточно-Азербайджанским и Челекенским минимумами, связанными
друг с другом узкой полосой. С запада область Восточно-Азербайджанского минимума ограничивается Азербайджанским максимумом, который со значениями силы тяжести, изменяющимися от нуля до 100 мГал,
связан с Нижне-Куринской низменностью, частично захватывая Талышские горы. Этот максимум имеет два "языка" в виде более узких относительных максимумов (аномалии от нуля до 50 мГал).
На территории Азербайджана были определены региональные
гравитационные аномалии с использованием преобразования Хартли.
Пересчет гравитационных аномалий был произведен на высоте 10, 30,
50 и 100 км. Интерпретация этих аномалий показывает, что они связаны между собой с помощью конфигурации земной коры и литосферных пластов. Региональные отрицательные аномалии по всей территории восточной части Абшеронского полуострова объясняются наличием разуплотнения в литосферных пластах.
2-мерная модель гравитации. Созданная нами оптимизированная
2-мерная модель гравитации по региональному профилю С-Ю помогла
понять изменение строения земной коры под ЮКБ, установить верхнюю границу «базальтового слоя» немного выше, чем в предыдущих
гравиметрических моделях и подтвердить одинаковую глубину основания Земной коры (близко к границе Мохо) в центральной части бассейна. Толщина этого «базальтового слоя» колеблется от 10-12 км в
центральной части бассейна, приблизительно 6 км - в северной части
ЮКБ, в южной части Абшеронского хребта, а также имеет сходные
величины с океанической корой. Все это указывает на значительное
растяжение коры в этом регионе и поддерживает предложение Грина и
92
др. (2009) о существовании океанической рифтовой зоны под ЮКБ в
позднем юрском периоде.
В зоне сочленения океанической и континентальной коры, в северной части полученной модели, наблюдается изгиб океанической
коры, возможно, связанный с начинающимся процессом субдукции
литосферы Южного Каспия под Средний Каспий. Субдукция под Абшерон-Прибалханским порогом сопровождается срывом с базальтового слоя вышележащих осадков. Толщина мезозойского слоя, имеющего
значение в средней части профиля ~8 км, постепенно увеличивается в
северном направлении и в районе Абшерон-Прибалханского порога
достигает максимального значения -20 км. Субдукция вдоль АбшеронПрибалаханского хребта приводит к появлению сильных землетрясений, в основном, с нормальным типом разлома очаговых механизмов,
связанных с изгибом литосферы, как только она начинает погружаться
в мантию Земли под Северным Каспийским регионом. Мы считаем,
что субдукция образовалась недавно и погружающая плита не достигла
больших глубин мантии, чтобы создать вулканический расплав.
Интерпретация данных GPS и скоростей показывает вращательное движение Кавказского блока против часовой стрелки по отношению к Евразии, тем самым подтверждая продолжение давления в северном направлении с большим коэффициентом трения скольжения
вдоль разломов ограничивающего блока на западе. Можно предположить, что геодинамика этой части зоны столкновения Большого Кавказа повлияла на ориентировку зоны субдукции ЮКБ с помощью наклонного давления этого блока вдоль Западного Каспийского разлома
по направлению к области Баку. Это приведет к вращению плиты ЮКБ
по направлению Абшеронского хребта.
В зоне надвига Эльбруса (в южной части профиля) наблюдается
сжатие океанической коры, которая сопровождается сильными землетрясениями с надвиговыми механизмами очага. Все это мы относим к
непрерывному сжатию, связанному с Аравийско-Евразийской континентальной коллизией. В будущих исследованиях по гравитационному
моделированию необходимо будет определить возможность сокращения земной коры в этом регионе.
93
ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДИКИ ГЕОЛОГО-СТРУКТУРНОТЕРМОАТМОГЕОХИМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ДЛЯ
ОБОСНОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКОВОДНЫХ
УЧАСТКОВ ЧЕРНОМОРСКОЙ АКВАТОРИИ
П.Ф.Гожик1, И.Д.Багрий1, Н.В.Маслун1, С.Д.Аксём1, З.Я.Войцицкий2
1
Институт геологических наук Национальной Акакдемии Наук Украины
2
ГГП "Укргеофизика" (Украина)
E-mail: sergy.axem@gmail.com
Азово-Черноморская акватория является одним из самых перспективных нефтегазоносных регионов Украины. Здесь сосредоточены
значительные прогнозные ресурсы углеводородов (УВ) и выявлено
значительное количество перспективных объектов для постановки глубокого поискового- разведочного бурения.
Нефтегазопоисковые работы в акватории Черного моря проводятся преимущественно на мелководных шельфовых участках. Отдельной
масштабной проблемой являются поиски, разведка и разработка глубоководных углеводородных ресурсов Черного моря на континентальном
склоне и в глубоководной части, в частности в Западно- и ВосточноЧерноморской впадинах. Это требует новых методологических и методических разработок.
Исследование континентального склона и глубоководных впадин
имеет свою специфику, обусловленную, прежде всего, значительными
глубинами (до 2000 м), а также отсутствием достоверной региональной
модели геологического строения, которое связано с проблемой интерпретации имеющихся сейсмических материалов, отсутствием буровых
скважин. Это значительно усложняет анализ геолого-структурних особенностей, разломно-блоковой тектоники для установления наиболее
возможной сети путей разгрузки флюидогазовых потоков.
В Институте геологических наук НАН Украины разработан комплекс геолого-структурно-термоатмогеохимических исследований (СТАГИ), представляющий собой оригинальную малозатратную технологическую разработку в развитии идей нетрадиционных приповерхностных
методов. Эта методика применима при поисках углеводородов как на суше, так и в морских акваториях и предусматривает детальный анализ
структурно-тектонических, литолого-стратиграфических, фациальных,
геохимических, геотермических, корреляционных критериев.
В отличие от ранее применявшихся в Украине приповерхностных
методов поисков УВ, разработанная методика ориентирована на системный анализ геологического строения, создание модели разломно 94
блокового каркаса перспективных площадей, выявление флюидопроницаемых, неотектонически активных зон повышенной проницаемости, контролирующих современную приповерхностную разгрузку
флюидо-газовых потоков и пути наиболее активной миграции УВ –
прямых индикаторов их месторождений. Комплекс обеспечивает получение оптимального (по информативности, временным и материальным затратам) банка данных, предназначенного для уточнения геолого-структурной модели поисковых объектов, их потенциальной продуктивности, предполагаемых контуров залежей, а также рациональный взаимоконтроль каждого из определенных индикаторов, сужающих круг возможных ошибок и предположений при их интерпретации.
В украинском секторе Азово-Черноморской акватории методика
СТАГИ впервые была применена в Азовском море на глубинах до 13 м.
Эти работы проводились на структурах Обиточная, Литологическая, Мысовая-1 и -2, Китенская, Восточно-Казантипская, Меотическая, ЗападноБулганакская, Бирючья, Белосарайская. Были проведены исследования и
в более глубоководных зонах Черного моря – на Прикерченском шельфе
(до 70 м – структуры Субботина, Абиха, Керченская) и на северо-западном шельфе (глубины до 80 м – площади Одесская-Безымянная–Рифтовая-Осетровая, Западно-Голицинская, Сундучная, Юбилейная).
С целью определения возможности применения разработанной
методики СТАГИ для прогнозирования перспективных участков и
структур на залежи УВ в глубоководной акватории Черного моря комплекс СТАГИ был апробирован на континентальном склоне Черного
моря на глубинах 800-1200 м в районе структур Британская-1 и -2.
Такое батиметрическое и морфоструктурное различие исследуемых участков потребовало создания оригинальных аппаратурных комплексов, рассчитанных на разные глубины.
Для проведения термометрической и газогеохимической съемки
разработан и запатентован специальный аппаратурный комплекс для
работ в широком батиметрическом диапазоне – от мелководья до глубоководных (свыше 1000 м) участков. Этот комплекс позволяет совместить во времени измерение температуры, отбор донных осадков и
проб придонного слоя воды для анализа газовых компонентов. Обработка полученных результатов выполняется с использованием ГИСтехнологий и оригинальных компьютерных программ.
Применение методики СТАГИ значительно повышает экономическую эффективность проведения поисково-разведочных работ.
Целесообразность проведения комплексных исследований по малозатратной технологии СТАГИ на континентальном склоне и в глубоководной впадине диктуется также такой актуальной проблемой, как
95
изучение грязевого вулканизма и газогидратов, приуроченных к материковому склону Западно- и Восточно-Черноморской впадин, глубинным разломам, участкам развития положительных структур, связанных
с грязевым вулканизмом, глубинной разгрузки пресных вод, палеодельт и т.п.
Полученные результаты проведенных нами исследований в украинском секторе Черного и Азовского морей подтвердили целесообразность
применения методики СТАГИ как составной части общего комплекса поисково-разведочных работ на УВ в морских акваториях, в том числе и на
значительных глубинах. Применение такого методического подхода на
предварительных стадиях поисков УВ повышает надежность прогноза
локальных перспективных объектов, способствует рациональному размещению сейсморазведочных профилей и буровых скважин, повышает
достоверность оперативного, малозатратного прогноза перспективных
углеводных объектов на всех стадиях от поисков до их эксплуатации в
разных батиметрических зонах морского бассейна.
ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ
В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ
(АЗЕРБАЙДЖАНСКИЙ СЕКТОР)
А.Дж.Исмаил-Заде
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: arif_ismail@gia.ab.az
Азербайджанский сектор Каспийского бассейна, охватывающий
по западной акватории Каспия ЮЗ Среднего Каспия и СЗ Южного
Каспия, вследствие приуроченности к коллизионной зоне сочленения
Евразийской (ЕА) и Гондванской платформ, характеризуется различиями геодинамического режима развития, обусловившими формирование сложных по фазовому состоянию УВ систем крупных нефтяных
и газовых месторождений.
Нефтегазоносными в регионе являются комплексы от верхнего
мела до антропогена, установленные в пределах трех зон с различными
геодинамическими режимами развития:
• окраинное море, краевой прогиб, Средний Каспий; Сиазаньская
моноклиналь, Северо-Абшеронский прогиб и Абшеронский архипелаг;
• шельфовая зона, Бакинский архипелаг, Гобустан и Нижнекуринская область с переходом на западе в область Средне-Куринской впадины;
• субокеаническая или океаническая зона, Южно-Каспийская
впадина.
96
По изотопному составу углерода нефтей плиоценового резервуара выявляются два разнородных по времени формирования комплекса
нефтегазогенерации: мел-нижнемиоценовый и средне-позднемиоценовый (Гулиев и др., 2009).
Для нефтей Абшеронского п-ва, Гобустана и Бакинского архипелага примерно одинаковые соотношения вышеуказанных нефтегенерирующих интервалов исследователями увязываются с зараженностью
бассейнов нефтями обеих временных генераций в процессе миграции в
плиоценовые бассейны из подстилающих олигоцен-миоценовых и более древних отложений.
В модели углеводородообразования в Каспийском нефтегазоносном бассейне нами предпочтение отдается установленной корреляции процесса нефтегазообразования с герцинским, киммерийским и
альпийским циклами тектоно-магматической активизации Кавказа, при
эволюционном перемещении их от структур Северного Каспия к Южному. Возникающие при этом флюидо-динамические системы являются производными мантийных диапиров.
Тектоно-магматическая активизация сопровождалась как формированием вулкано-плутонических ассоциаций, так и генерацией нефтей и газов с возможной в последующем латеральной и вертикальной
миграцией, т.е. в процессе нефтегазообразования прослеживается последовательность: зарождение–миграция–аккумуляция.
По современным представлениям, образование нефтей и газов
обусловлено факторами: тепломассоперенос под дейcтвием эндогенных потоков, наличие комплексов с коллекторскими свойствами и
плотный экранирующий слой, обеспечивающий формирующиеся месторождения от разубоживания.
При существенной роли глубинного строения региона, определяющего степень активного проявления тектоно-магматических процессов, в проблеме формирования нефтегазоносных областей большую
роль играют неотектонические движения, возникающие в зонах коллизии на границах литосферных плит (Тимурзиев, 2006).
Формирующиеся в Среднем Каспии средне-позднеюрские и нижнемеловые нефтегазоносные комплексы отличаются по физико-химическим параметрам, а нефти миоценовых отложений обнаруживают
сходство с титонскими. Для интенсивно-дислоцированных структур
характерна сквозная миграция УВ с концентрацией под определенным
флюидоупором – в данном случае под экраном миоценового комплекса. Средний Каспий мог послужить источником формирования гигантских месторождений нефти, где Туранская эпигерцинская плита с
платформенным Mz и Kz чехлом создают условия экранирующего
97
слоя, способного к аккумуляции УВ с последующим преобразованием
их в пределах чехла в фазы жидких УВ.
Наличие континентальной коры, мощностью в Куринской впадине до 6-8 км, утоняющейся на восток от 2-3 км до полного выклинивания в центральной части Каспийского бассейна, с учетом литофациальных особенностей и сохранности основных осадочных комплексов
в Гобустане и Нижне-Куринской впадине представляется возможным
генерация нефти в вышеотмеченных временных интервалах с последующей аккумуляцией в структурных ловушках. Процессы эти, очевидно, были маломасштабно проявлены и в пределах Среднекуринской
впадины, где установлен ряд относительно небольших нефтяных месторождений.
В Южно-Каспийской впадине (ЮКВ), характеризующейся океанической или субокеанической корой, возникшие неоднородности в
строении основания, обусловленные провальным проседанием в начале плиоцена, выразившимся наличием участков с параметрами континентальной коры, местами мантийными «окнами», соответствием северной части гравитационному минимуму, а южной – относительному
максимуму, а также структурные осложнения от близширотных до
близмеридиональных являются свидетельством интенсивных тектонических процессов палео- и нео- периодов, ослабивших роль экранирующего слоя на пути воздымающихся УВ флюидов, не создающих
должных условий для зарождения гигантских месторождений нефти.
Иная картина нефтегазонакопления устанавливается для Абшерон-Балханского порога (АБП), являющегося соединительным звеном
между Средним и Южным Каспием, где в продуктивной толще (ПТ)
нижнего плиоцена сконцентрированы гигантские нефтегазовые месторождения – Нефт Дашлары, Гюнешли, Чираг, Азери, Кяпаз, а ЮЗ в Бакинском архипелаге –газоконденсатное Шах-Дениз.
АБП представляет собой выступ континентальной коры ЕА, севернее – эпигерцинская Туранская плита, перекрытая платформенным
мезозой-эоцен-плиоценовым чехлом. Мощный комплекс плиоценовых
отложений, достигающий в ЮКБ 6-7 км, утоняется на АБП и местами
залегает непосредственно на отложениях мезозойского комплекса. Перепад высот по кромке фундамента при переходе от Среднего Каспия к
Южному составляет от 2-3 до 20 км. На протяжении мезозойского периода Палеотетиса данная зона входила в состав островной дуги субдукционного генезиса. В настоящем очаги неглубокофокусных землетрясений с глубинами эпицентров в 30 км и реже 100 км свидетельствуют об ее активности. Однако отсутствие магматизма и наличие мощного осадочного чехла на СЗ ЮКВ позволяют предполагать здесь лишь
98
псевдосубдукцию, тектоническая активизация которой способствовала
перемещению крупных масс нефтей в пределы АБП из региона Среднего Каспия и прорыв УВ флюидов. Сформированное в постплиоценовое время гигантское газоконденсатное месторождение Шах-Дениз по
составу и физико-химическим параметрам соответствует высокотемпературному метану, характерному для глубин 10-12 км, не имеющему
непосредственной связи с более ранними месторождениями нефтей в
регионе.
В период новейших проявлений тангенциальных напряжений на
границах литосферных плит в предпозднеплиоценовый (агчагыльский)
период происходил миграционный переток мезозойской нефти из комплексов Среднего Каспия в структуры АБП, а в предчетвертичный (бакинский) период в субдукционной зоне произошел крупный газовый
выброс, сформировавший газоконденсатное месторождение ШахДениз.
99
СЕКЦИЯ "Бассейновое моделирование, компания Шлюмберже"
КОМПЛЕКСНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧ
ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ
А.В. Пузин
Shlumberger - Information Solution (Россия)
E-mail: apuzin@slb.com
Несмотря на все научные и технические достижения последних
лет, усовершенствование методик и увеличение точности оборудования, поисково-разведочный этап геологоразведочных работ не становится проще и надёжнее. И наша цель на сегодня выявить риски на
разведочном этапе и способы их учёта для минимизации последствий.
Для этих задач предлагается использовать модель нефтегазоносной
системы, состоящей из четырёх элементов: ловушка углеводородов,
порода-коллектор, условия образования и миграции углеводородов,
экранирующие горизонты. Мы надеемся, что изучение этих элементов
позволит нам снизить риски разведочного бурения.
Рассмотрим основные причины бурения пустых скважин. На сегодняшний день мы научились выявлять ловушки углеводородов по
сейсмике и определять качество резервуара по петротрофизическим
данным. Большинство программных продуктов нацелены на изучение
именно этих элементов нефтегазоносной системы.
Как видно из диаграммы (рисунок 1), на долю ошибочно выявленных ловушек приходится лишь 10 процентов пустых скважин и 15
процентов на неправильно определённое качество резервуара. Остальные 75 процентов неудачного бурения вызваны плохим качеством покрышки, а также условиями образования углеводородов и их миграцией, неучтёнными в процессе работ.
Рисунок 1.
100
По этой причине мы предлагаем совместно анализировать все
указанные выше четыре элемента при выявлении перспективных участков и заложении разведочных
В последние годы усилиями специалистов "Shlumberger – Information Solution" было разработано и опробовано интегрированное программное решение для изучения и моделирования нефтегазоносных систем. Ядром данного комплекса является Petrel – программное обеспечение для геолого-геофизической интерпретации и геологического моделирования, его дополняют открытая средой программирования Ocean, инструмент для петрофизической интерпретации TechLog, программа бассейнового моделирования PetroMod и комплекс для структурной реконструкции и расчёта механических свойств IGEOSS. (рисунок 2)
Рисунок 2
Главной особенностью новой методики является максимальный
учёт всевозможных факторов, влияющих на образование и сохранность целостности залежи. Мы стараемся учитывать такие не типичные факторы, как качество экранов, пути миграции и условия образования углеводородов.
Второй особенностью является то, что расчёты проводятся для
трёхмерной модели, чтобы получить наиболее точный результат и минимизировать риски при разведочном бурении.
В-третьих, мы используем максимально возможное количество
всей имеющейся информации для повышения надёжности результата:
данные по скважинам, сейсморазведке, потенциальным полям и механические свойства.
И последнее, основой для подобного интегрированного решения является Petrel, а также другие передовые технологии на платформе Ocean.
101
ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПРОГНОЗА,
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА
В.Ю.Керимов1, Т.Топалова2, О.Зайцев2
1
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
2
Shlumberger - Information Solution (Россия)
E-mail: Vagif.kerimov@mail.ru; ttopalova@seb.com
В последние годы при прогнозе, поисках и разведке УВ бассейновое
моделирование заняло твердое место в ряду инструментов и средств, используемых при изучении процессов образования нефти и газа, их миграции в осадочных бассейнах и аккумуляции в месторождениях. В число
основных процессов, моделируемых программными пакетами по бассейновому моделированию, входят уплотнение пород, стационарный и нестационарный перенос тепла, образование УВ путем термического разложения исходного ОВ и крекинга жидких УВ. Кроме того, моделируются процессы первичной и вторичной миграции жидких и газовых
УВ. Разработчиком технологий и компьютерных программ PetroMod с
техническими характеристиками является Компания Шлюмберже , обеспечивающая полный ассортимент комплексных передовых 1D/2D/3D
технологий. Компания Шлюмберже является ведущим поставщиком программного обеспечения и сервисных услуг по моделированию нефтегазоносных систем – основного стратегического инструмента оценки риска
поисково-разведочных работ и средства поддержки принятия решений во
всех крупных нефтегазодобывающих компаниях. Так как особое внимание в ней уделяется моделированию процессов миграции углеводородов,
эта технология сегодня часто называется моделированием нефтегазоносных систем и является основным стратегическим инструментом оценки
риска поисково-разведочных работ и средством поддержки принятия решений во всех крупных нефтегазодобывающих компаниях.
Другой уникальной инновационной технологией ГРР является программный комплекс Petrel. Программное обеспечение Petrel “от сейсмики
до разработки” предлагает пользователям интегрированные рабочие процессы для коллективной работы, объединяющие в единую технологическую цепочку геофизику, геологию и разработку месторождений, и открывающие путь к описанию резервуаров в режиме реального времени. Понимание процессов, происходящих в пласте, обеспечивает более точную
оценку активов, что позволяет составить прогноз исходных геологических
запасов на более ранней стадии, предсказать поведение пласта и оценить
капитальные и текущие расходы. Последняя версия программного комплекса Petrel позволяет пользователям добиться больших успехов в геоло 102
горазведке, предоставляя инструменты для систематического анализа рисков, связанных не только с ловушкой и пластом-коллектором, но и анализом нефтематеринской породы и покрышки – двух элементов, наиболее
частых причин неуспешных геологоразведочных работ. Новые возможности интегрированного моделирования нефтегазоносных систем и анализа
разломов и покрышек дополнены новым усовершенствованным инструментом для структурного анализа и возможностями масштабирования от
бассейна до конкретного месторождения. Petrel с легкостью справляется с
наборами данных, представленных в различных масштабах: от масштаба
множества бассейнов, до масштаба определенного нефтегазоносного участка, при этом отсутствует необходимость перехода из одного приложения
в другое. Последняя версия Petrel оснащена также инструментарием для
прямой интеграции моделирования нефтегазоносных систем на этапе геологоразведки. Модуль Petroleum Systems Quick Look (PSQL) позволяет инженерам – нефтяникам анализировать все известные скопления углеводородов и моделировать нефтематеринскую породу в новых структурах и
ранжировать нефтегазоносные участки с наибольшей точностью. Применяя функцию 3D анализа в программном пакете PetroMod, пользователи
могут проводить оценку геохимии возможных скоплений углеводородов с
учетом всех сложностей исторических процессов, происходивших в данном бассейне. Критичным с точки зрения подсчета запасов всего месторождения и отдельного пласта является анализ разломов и покрышек. Корректное моделирование разломов очень важно для правильной настройки
на историю. Инструменты для анализа разломов и покрышек, разработанные компанией Rock Deformation Research, были добавлены в Petrel 2010,
позволяя добиться большей точности, скорости процесса анализа разломов
и покрышек. Схему стадийности геологоразведочного процессе, на наш
взгляд, можно рассматривать как стадийную динамическую систему или
управляемой, операционной моделью прогноза, поисков и разведки скоплений нефти и газа. Используя программное обеспечение PetroMod и
®
Petrel, включающие в себя целый ряд модулей с индивидуальными характеристиками и различными функциональными возможностями, которые могут быть открыты из меню команд Command Menu на каждом этапе
и стадии ГРР, можно решать соответствующие задачи.
Применение модулей PetroMod и Petrel на стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ.
103
Этап
Стадия
Основные задачи
Модули
PetroMod
1. Выявление литологостратиграфических комплексов,
структурных этажей, ярусов и
структурно-фациальных зон,
определение характера основных
этапов геотектонического развития, тектоническое районирование.
2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов (резервуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование.
3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности.
4. Выбор основных направлений
и первоочередных объектов
дальнейших исследований.
PetroMod
1D, PetroFlash,
PetroCharge
Express,
Geosciense
Core,
Seismic
Interpretation,
Domain
Conversion,
модуль
PSQL
Оценки зон
нефтегазонакопления
1. Выявление субрегиональных и
зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литологостратиграфическими комплексами, основных закономерностей
распространения свойств пород
коллекторов и флюидоупоров и
изменения их свойств.
2. Уточнение нефтегазогеологического районирования.
3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности.
4. Выбор районов и установление
очередности проведения на них
поисковых работ.
SeisStrat
3D, Simulator 3D,
Viewer 3D,
TecLink,
PetroRisk
Geosciense
Core,
Seismic Interpretation,
Domain Conversion,
модули
Seismic Inversion, модуль PSQL
Выявления
объектов
поискового
бурения
1. Выявление условий залегания и
других геолого-геофизических
свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов.
2. Выявление перспективных
ловушек.
3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов.
4. Выбор объектов для детализационных работ.
SeisStrat
3D, Simulator 3D,
Viewer 3D,
PetroFits,
Heat Flow
Calibration
Geosciense
Core,
Seismic
Interpretation,
Domain
Conversion,
модуль
PSQL
Подготовки
1. Детализация выявленных пер-
SeisStrat
Geosciense
Региональный Прогноза
нефтегазоносности
Поисковооценочный
104
Модули
Petrel
Разведочный
объектов к
поисковому
бурению
спективных ловушек, позволяющая прогнозировать пространственное положение залежей.
2. Количественная оценка перспективных ресурсов на объектах,
подготовленных к поисковому
бурению.
3. Выбор объектов и определение
очередности их ввода в поисковое
бурение.
3D, Simulator 3D,
Viewer 3D,
LGR.
Core,
Seismic
Interpretation,
Domain
Conversion,
Поиска и оценки месторождений (залежей)
1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных горизонтов коллекторов и покрышек и
определение их геологогеофизических свойств (параметров).
2. Выделение, опробование и
испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков
нефти и газа и установление
свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик.
3. Открытие месторождения и
постановка запасов на Государственный баланс.
4. Выбор объектов для проведения оценочных работ.
5. Установление основных характеристик месторождений (залежей).
6.Оценка запасов месторождений
(залежей).
7. Выбор объектов разведки.
PetroBuilder
2D, Simulator 2D,
Viewer 2D,
PetroTracks,
Kinetics
Wizard
Geosciense
Core,
Well Correlation, Facies
Modeling,
Petrophysical
Modeling,
Data Analysis, Structural
and fault
analysis
Разведки и
пробной эксплуатации
1. Уточнение геологического
строения и запасов залежей.
2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для
составления технологической
схемы разработки месторождений.
3. Перевод запасов категории С2 в
категорию С1.
SeisStrat
3D, Simulator 3D,
Viewer 3D,
LGR, PetroFits, Heat
Flow Calibration,
PetroRisk
Geosciense
Core,
Well Correlation, Facies
Modeling,
Petrophysical
Modeling,
Data Analysis, Well
Design
105
РОЛЬ ТЕКТОНИКИ И СОВРЕМЕННОЙ СТРУКТУРНОЙ
ГЕОЛОГИИ В БАССЕЙНОВОМ МОДЕЛИРОВАНИИ
Д.Спахич
Schlumberger RCA (Россия)
E-mail: DSpahic@slb.com
Большинство ископаемых топливных ресурсов происходит из
бассейнов, образование которых прямо или косвенно связано с тектоникой плит. Помимо определенной среды осадконакопления требуется еще ряд достаточно жестких условий для образования и сохранения углеводородов. Из них четыре основных условия, необходимых
для образования нефти и газа (Kearey et al., 2009): 1. наличие слоев,
богатых органическим материалом; 2. существование источника нагрева, достаточное время для созревания органического вещества и превращения его в углеводороды; 3. наличие путей миграции углеводородов; 4. наличие пористых пород (коллекторов), перекрытых непроницаемыми слоями.
В настоящее время все эти компоненты моделируются для различных геологических систем, так называемое моделирование нефтяной системы или же моделирование бассейна.
Тектоника и планктон – связь с типом бассейна и керогена.
Главным, но не единственным источником органического вещества,
или керогена, в осадках является планктон. Обилие планктона контролируется климатом, количеством доступных нутриентов и геометрией
водного тела, включая течения. Первые два фактора зависят от широты,
большинство нефтяных бассейнов приурочено к низким широтам. Широты находятся под влиянием северо-южной составляющей движения плит,
где конфигурация плит определяет геометрию водного тела. Органический материал, в особенности, изобилует вдоль континентальных окраин,
где находятся области впадания крупных рек.
Тектоника и сохранность органического материала.
Сохранность органического материала требует отсутствия кислорода.
Такие условия существуют вдоль континентальных склонов, где биопродуктивность превышает способность свободного кислорода преобразовать
органическое вещество в углекислый газ, а также в закрытых бескислородных бассейнах. Это означает, что глины, отложенные в подобных условиях, являются наиболее распространенными нефтематеринскими породами, так как они способны абсорбировать кероген и предохранять его от
воздействия свободного кислорода. Температура, которой подвергается
кероген после захоронения, зависит от термического градиента. Для обра 106
зования жидких углеводородов требуется температура 70–85°C, а для образования газообразных - 150–175°C.
Также важно, чтобы температурное воздействие имело место достаточное время, т.е. бассейн не должен подвергаться тектоническим
процессам и испытывать поднятия в это время.
Тектоника и миграция углеводородов.
После того, как углеводороды образуются, они подвергаются первичной миграции из тонкозернистых пород-источников и вторичной
миграции, выражающейся в итоге в аккумуляции углеводородов в резервуаре. Миграция происходит по причине плавучести углеводородов, и это означает, что аккумулированные углеводороды являются аллохтонными.
Существует несколько типов ловушек, включающие антиклинальные, тектонические, стратиграфические, несогласия и литологические. В каждой ловушке должны быть развиты непроницаемые экранирующие породы, перекрывающие коллектор и препятствующие, таким образом, движению углеводородов вверх. Тектоника плит контролирует положение резервуара и «ответственна» за образование и сохранение осадочного бассейна, в котором углеводороды генерируются
и накапливаются в ловушках. Согласно P.Kearey, A.K.Klepeis, F.J.Vine
(2009) это включает:
1. внутрикратонные бассейны, образованные в «hotspot» районах
(Париж и Мичиган);
2. бассейны, связанные с континентальным рифтингом (Аденский
залив, Красное море);
3. авлакогены (Северное море);
4. бассейны пассивных континентальных окраин (Бассейн Карбон);
5. задуговые бассейны (Ориент бассейн в Эквадоре и Перу);
6. краевые моря (Андаманское море);
7. аккреционные призмы (Прибрежные нефтяные месторождения
в Эквадоре и Перу);
8. преддуговые бассейны (Залив Кука в южной Аляске);
9. бассейны растяжения (pull-apart basins), образование которых
связано с трансформными разломами (Венский бассейн);
10. бассейны передовых прогибов орогенов (Аквитанский бассейн, юго-западная Франция);
11. бассейны растяжения (южная Азия и Тибет).
Тектоника плит не является единственным фактором, который
определяет облик нефтегазовых залежей. Огромная часть углеводородных запасов земли сосредоточена на Среднем Востоке. Развитие и
сохранность этих залежей является следствием специфичности взаимо 107
действия плит (Irving et al., 1974), приводящей к совершенно различным историям погружения и выхода на поверхность.
Возможные причины быстрого захоронения Каспийско-Черноморского бассейна
Существует множество теоретических моделей прогибания бассейна, обусловивших быстрое погружение Черноморско-Каспийского
региона в плиоцен-четвертичное время.
Одной из возможных причин являются фазовые переходы в земной
коре, сопровождающиеся конвективными движениями (Smolyaninova et
al., 1996). Другой причиной может быть региональная компрессия, связанная с поздним периТетическим литосферным складкообразованием
(Cloetingh et al., 1989). Данное событие повлияло на погружение и направленное вниз искривления литосферы Черного моря. Подобный сценарий был предложен также для Южно-Каспийского региона (рис.1)
(Brunet et al., 2003).
Рис.1. Положение Черноморско - Каспийского региона
(Brunet & Cloetingh, 2002 с дополнениями автора).
108
Поверхность фундамента в Южно-Каспийской впадине лежит на
глубине 20-25 км, что делает этот бассейн одним из самых глубоких в
мире. Интенсивное сжатие, вызванное ссв-ююз направленной конвергенцией Аравийской плиты с Евразией влияло на регион в течение
всего плиоцен-плейстоцена.
Мощность плиоцен-четвертичного осадочного комплекса достигает 10 км. Эти отложения были накоплены в быстро погружающемся
бассейне, источником сноса являлись Кавказ, Эльбурс, Копетдаг и
Русская платформа. Южно-Каспийский бассейн окружен орогенными
зонами, что усиливает его погружение. На севере бассейн ограничивается зоной субдукции. Комбинирование событий сжатия и погружения
и их динамическая реконструкция является одной из сложных задач в
моделировании Южно-Каспийского бассейна.
Моделирование нефтяных систем компрессионных зон.
Моделирование нефтяных систем подвижных поясов является
одной из амбициозных задач.
Моделирование бассейна является динамическим инструментом,
который позволяет взглянуть изнутри на эволюцию нефтяной системы
в геологическое время. Одной из главных задач в компрессионных
геологических зонах является восстановление первоначальной геометрии бассейна. Другая сложная задача связана с температурно чувствительными параметрами, которые определяют термическую эволюцию
бассейна. Здесь надо соблюсти баланс между температурой, тепловым
потоком и наблюдаемой зрелостью органического вещества, моделируя высокий или низкий тепловой поток во времени.
Восстановление первоначальной геометрии бассейна является
проблемой структурной геологии. Наиболее достоверным способом
восстановления геометрии слоев является применение геомеханических принципов. Это дает возможность быстро и эффективно восстановить эволюцию геологического строения во времени, как например,
развитие разломов и геометрии осадочных тел. В настоящее время
наиболее эффективным инструментом является программное обеспечение Schlumberger Dynel, дающее возможность точных механических
реконструкций, обеспечивающих понимание сложного геологического
строения и миграции углеводородов во времени. Восстановление геологического строения позволяет, в том числе, реконструировать разломную его компоненту (углеводороды зачастую мигрируют вдоль активных сегментов разломов), восстанавливая, таким образом, пути миграции УВ, а также выявлять территории развития потенциальных
структурных ловушек, что является важным моментом с экономической точки зрения.
109
Однако, для более точного анализа геометрии бассейна каждый
палеоразрез должен быть импортирован в программу моделирования.
После этого другие параметры нефтяной системы должны быть оценены и импортированы в модель. Наиболее передовой комбинацией
структурно геологического и бассейнового моделирования является
программа PetroMod, с помощью которой можно получить цифровые
результаты высокой точности даже в моделях, связанных со сложной
компрессионной геометрией подобно надвиговым разломам, складкам,
складкам, образованным в результате роста разломов, скалываний и
т.д. Поэтому, для того, чтобы понять генезис и углеводородный потенциал Каспийского и прикаспийских регионов, необходим полный
анализ нефтяной системы с хорошо восстановленной историей погребения и эксгумации, термальной историей, эволюции нефтегазовых
залежей и миграции флюидов. Это позволит провести экономически
эффективную разведку в этой богатой нефтеносной провинции.
Литература
1. Brunet, M-F., Cloetingh, S. (2002): Integrated Peri-Tethyan Basins studies
(Peri-Tethys Programme). Sedimentary geology. Vol. 156. Pp 1 -10.
2. Cloetingh, S., Kooi, H., Groenewoud, W., 1989. Intraplate stresses and
sedimentary basin evolution. In: Pride, R.A. (Ed.), Origin and Evolution
of sedimentary Basins and their Energy and Mineral Resources. American
Geophysical Union, Geophysics Monograph, Washington DC, vol. 48,
pp. 1–16.
3. Irving, E., North, F. & Couillard, R. (1974) Oil, climate and tectonics.
Can. J. Earth Sci. 11, р.1–17.
4. Kearey, P, Klepeis, A.K., Vine, F., J. (2009) Global Tectonics. 482 pp
5. Smolyaninova, E.I., Mikhailov, V.O., Lyakhovsky, V.A., 1996. Numerical modelling of regional neotectonic movements in the northern Black
Sea. Tectonophysics 266, р.221–231.
110
ТЕОРИЯ И МЕЖДУНАРОДНАЯ ПРАКТИКА МОДЕЛИРОВАНИЯ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ В РЕГИОНАХ С ВЫСОКОЙ
СТЕПЕНЬЮ РИСКА И НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ
1
Б.Выграла1, Д.Спахич2
Технологический центр Аахена, Германия (AaTC)
2
Shlumberger (Россия)
E-mail: bwygrala@slb.com
Нефтяные системы включают в себя основные элементы и процессы
(генерация нефти, миграция и аккумуляция, свойства ловушек и время),
которые необходимы для аккумуляции нефти. Основными геологическими
элементами являются порода-источник, резервуар, покрышка и перекрывающие породы. При моделировании нефтяных систем создаются цифровые модели для всего бассейна интегрированием геофизических и геологических данных и их интерпретацией. Эти модели используются для проведения анализа рисков и принятия решений при подсчете прогнозных и
перспективных ресурсов на всех стадиях разведки.
В данном докладе показываются примеры из районов, характеризующихся высоким риском, высокой стоимостью и большими неопределенностями.
Глубоководная разведка совмещает в себе высокий риск, высокую стоимость, но и потенциальную высокую отдачу. Наиболее активные территории включают в себя Бразилию, Анголу, Мексиканский
залив и такие новые районы, как Восточное Средиземноморье.
Все эти районы характеризуются солевой тектоникой. Разведочные цели направлены на подсолевой комплекс, что предполагает дорогостоящее бурение. Таким образом, должны быть предприняты любые
усилия, позволяющие оценить риск.
Хорошим примером является подход компании Petrobras в Бразилии,
где все морские целевые площади покрыты полным 3-х мерным моделированием нефтяной системы, которые были созданы экспертами самой компании путем интеграции всех доступных геолого-геофизических данных.
Это позволяет компании Petrobras делать более точные прогнозы
температуры, давлений и свойств нефтяных флюидов в подсолевом
резервуаре, что сильно влияет на экономическую оценку перспектив
нефтегазоносности.
Сейсмическое моделирование и моделирование нефтяной системы, осуществляемые компанией Petrobras, являются важными моментами успешности проводимых ими разведочных работ.
Арктический шельф является одним из крупнейших, остающихся неосвоенными, районов, который характеризуется спорадическими данными
111
и неопределенной информацией и средой с физически очень тяжелыми условиями работы, что значительно осложняет проведение здесь разведки.
Большая часть района не подвергалась еще строгой оценке, что результируется на порядок отличающихся друг от друга оценках ресурсов нефти и
газа. Нет также ясности о типе углеводородов, которые здесь ожидаются.
Для примера, российский арктический шельф рассматривается
как газоносный, но это не подтверждается фактами, которые указывают на широкое разнообразие типа углеводородов, возможных здесь.
Только строгое 3-х мерное моделирование нефтяных систем может
дать более точную информацию.
В нетрадиционных углеводородных ресурсах нефть и газ остаются в породах-источниках, в отличие от традиционных, где нефть и газ
вытесняются, мигрируют и накапливаются в ловушках.
Нетрадиционный ресурс – сланцевый газ, является в данное время главным контрибьютором в энергосистему США, а сланцевая нефть
становится новым объектом разработки, к примеру, на Аляске и канадском шельфе. Во всех этих случаях моделирование нефтяных систем
играет основную роль в ранней оценке как единственный подход к
оценке перспектив нефтеносности или газоносности и ресурсов в целом на самых ранних стадиях разведочных работ.
МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ PETROMOD В РОССИИ
К.Соколов, Т.Топалова
Shlumberger - Information Solution (Россия)
E-mail: ttopalova@seb.com
В связи с достаточной изученностью основных нефтедобывающих районов России и потребностью прироста запасов многие отечественные компании делают выбор в пользу инвестиций в геологоразведочные работы. Западный опыт показывает, что большой объем запасов сосредоточен в мелких залежах неструктурного типа. Для поиска
таких объектов необходимо использовать программные комплексы,
моделирующие структурную и термическую эволюцию, процессы миграции и аккумуляции данного района.
Для начала процесса моделирования потребуется следующая информация:
• Данные по геологии района (хроностратиграфическая шкала,
возраст пород, палиобатиметрия)
• Данные по структурному каркасу региона (глубинные структурные
112
карты)
• Данные по распространению фациальных свойств (фациальные
карты)
• Термические данные (пластовые температуры, значение теплового потока)
• Петрофизические данные (пористость, проницаемость, капиллярные давления)
• Геохимические данные
С геохимическими данными обычно возникают сложности, так
как немногие Российские компании имеют корректные данные по
оценке потенциала нефтематеринских пород и недооценивают значимость проведения таких исследований. А без полноты и корректности
всех данных невозможна правильная количественная оценка генерации
УВ. В первом приближении можно воспользоваться литературными
данными, но они позволяют выполнить масштабные расчеты на уровне
приблизительной оценки потенциала региона. Для правильной количественной оценки необходимы детальные сведения о геологическом
строении и условиях, влияющих на генерацию и миграцию углеводородов. Поэтому мало Российских компаний имеют положительный
опыт использования программ по бассейновому моделированию.
Тем не менее, ряд научных институтов имеет положительный
опыт применения технологий бассейнового моделирования, в частности, программы PetroMod компании Шлюмберже.
Рис.1. Пример модели 2D по Азовскому морю.
Показаны направления миграции генерированных УВ
Компания «Черноморнефтегаз» успешно использует технологии
компании Шлюмберже для прогноза перспектив нефтегазоносности
113
акватории Азовского моря. Результаты двухмерного бассейнового моделирования продемонстрировали высокую вероятность существования кайнозойской нефтегазовой системы с очагом генерации, расположенном в пределах Индоло-Кубанского прогиба. Наиболее вероятной нефтегазоматеринской породой этой системы являются отложения
нижнего майкопа, а областью аккумуляции – вышележащие отложения
Индоло-Кубанского прогиба и Южно-Азовской ступени.
Всероссийский научно-исследовательский институт им. А.П.Карпинского (ВСЕГЕИ) успешно использует технологии бассейнового
моделирования. Группа специалистов ВСЕГЕИ выполнила одномерное
моделирование восточной части Баренцева моря в программе
PetroMod. Эти исследования определили величину регионального поднятия и выветривания в кайнозое, описали термальную историю бассейна и выявили временные интервалы образования углеводородов.
Рис.2. Пример модели 1D по Баренцеву морю.
Показана степень преобразованности нефтематеринских пород
Литература
1. Sobolev P., Karpinsky A.P. Russian Geological Research Institute
(VSEGEI) (2010), Burial and uplift history of the East Barents Sea.
2. Лавренова Е.А., ЗАО «Черноморнефтегаз». Результаты бассейнового
моделирования восточной части Азовского моря.
114
СЕКЦИЯ "Разработка глубокопогруженных резервуаров"
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНЫХ ОБЛАСТЕЙ РАЗВИТИЯ
ПРОВОДИМЫХ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ
Б.А.Багиров, Л.А.Абдуллаева
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: ablala@mail.ru
Динамика процессов разработки всегда требует оценить степень
её оптимальности. Однако, в этом вопросе, решаемом на качественном
уровне, не всегда достигается однозначный ответ об эффективности
процессов нефтеизвлечения конкретного объекта. Поэтому вопросы,
связанные с регулированием применяемых систем разработки носят
дискуссионный характер.
В этой связи нами при оценке эффективности применяемых систем предпочтения отданы методике «Контрольных карт» Шухарта, которые способствуют безошибочному решению этой проблемы.
Согласно методике, число измерений параметра X равно n. Если
вычислить абсолютные величины разности последующих пар значений
параметра X , то получится n − 1 значений R , которые наносятся на
карты скользящего среднего. Центральная граница обозначается
n
−
x
X =∑ i
i =1 n
Размах в свою очередь будет определяться по формуле:
n −1
R
R=∑ i
i =1 n − 1
Верхняя и нижняя границы регулирования (ВГР и НГР) определяются по формуле:
3R
ВГР = x +
,
d2
3R
,
d2
где значение d 2 берётся из соответствующей таблицы.
Установленные границы симметричны относительно центра. Если
наблюдаемый параметр (например, годовая добыча нефти) выходит за
установленные границы регулирования, то это свидетельствует о том, что
нарушена оптимальность процесса разработки и необходимо, принять
НГР = x −
115
меры, которые позволят вернуть процесс в оптимальное русло.
Эти карты являются одной из форм статистического метода и
реализуются следующим образом. Одним из основных показателей
разработки является годовая добыча. После ввода месторождения в
разработку этот показатель претерпевает определенные изменения.
Ясно, что под влиянием комплекса параметров на конкретном объекте
конфигурация кривых годовой добычи нефти представляется в различных формах, не повторяющихся на других отметках.
Для оценки процессов нефтеизвлечения необходимо уточнить вариационные границы изменяющихся годовых (месячных, квартальных)
показателей. Выявляются верхняя и нижняя границы регулирования. Если процесс проходил в пределах этих граничных значений пластовых параметров, то это дает возможность судить о том, что динамика разработки
была оптимальной, а значения параметров вышедших за эти границы, говорят о том, что процесс разработки был неоптимальным.
Опыт использования этого метода, анализа динамики рядов показывает, что он может оказаться эффективным как для оценки всего периода, так и его отдельных стадий.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ
УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ
Ю.А.Котенёв
Уфинский Государственный нефтяной технический университет (Россия)
E-mail: geokot@inbox.ru
Повышение энергоэффективности процессов извлечения ресурсов на любой стадии освоения нефтяных и газовых месторождений является приоритетным направлением нефтедобывающей отрасли любого региона. На примере двух пилотных проектов для месторождений
Предуральского краевого прогиба (Россия) и юга Ирака обоснованы
перспективы использования комплексных технологий освоения углеводородного потенциала.
Рассматривается возможность создания сети базисных хранилищ
газа в истощённых нефтяных рифогенных месторождениях Предуральского краевого прогиба с одновременным доизвлечением остаточных запасов нефти с целью обеспечения энергобезопасности региона, повышения коэффициента извлечения нефти истощённых нефтяных месторождений.
В Предуральском краевом прогибе разрабатывается 13 нефтяных
и 6 нефтегазовых рифогенных месторождений. Технология разработки
116
характеризуется последовательностью трех основных режимов: упругим, растворенного газа и гравитационным. Подобная схема реализуется, за редким исключением, на большинстве месторождений подобного типа. В результате, нефтеотдача очень низкая, в среднем до 30%.
Специфика геолого-физических и морфологических свойств указанных
объектов позволяет реализовать на них совмещенную технологию создания подземных хранилищ газа (ПХГ) с одновременной выработкой
части остаточных запасов нефти, которая осталась бы неизвлеченной
при применении традиционных методов.
Рифогенные месторождения Предуральского прогиба как нельзя
лучше подходят для эксплуатации в качестве ПХГ, что обусловлено
спецификой геоморфологии данных объектов: замкнутый характер
природного резервуара, большие объемы на ограниченной площади,
наличие регионального флюидоупора (соленосная толща кунгура) и
наличие вблизи месторождений развитой газотранспортной системы.
В настоящее время наиболее подготовленным является Тереклинское
нефтяное месторождение: произведена ликвидация большей части "старого" фонда скважин, пробурено 38 скважин "нового" фонда, в том числе 9
газонагнетательных скважин, создан проект доразработки, основанный на
технологии доизвлечения остаточных запасов нефти при создании ПХГ.
Дополнительная добыча нефти может составить 0,7-0,8 млн.т., что соответствует приросту нефтеотдачи в 8,0-10,0%. Активный объем ПХГ оценивается в 430 млн.м3 газа, буферный объем 220-250 млн.м3.
Предлагаемая технология состоит из трех последовательных этапов. В рамках первого осуществляется перепуск газа в центральный и
юго-западный купола массива из магистрального газопровода (МГ)
под давлением до 5,6 МПа до минимизации градиента давления в МГ и
в залежи. Далее осуществляется опытно-промышленная эксплуатация
месторождения с циклической закачкой газа высокого давления с целью уточнения параметров созданной газогидродинамической модели.
Продолжительность этапа составит около 7-8 лет.
Второй этап является подготовительным к переходу к ПХГ в полном
объеме. В рамках этого этапа осуществляется циклическая закачка газа с
помощью компрессорной станции в объемах, обеспечивающих наивысшую эффективность процесса вытеснения нефти газом, и – собственно –
добыча нефти. Второй этап является самым продолжительным. Согласно
предварительным расчетам, в условиях Тереклинского месторождения
продолжительность этого этапа составит около 25 лет. За этот период
предполагается добыть основной объем остаточных извлекаемых запасов
нефти. На завершающей стадии данного этапа объемы закачиваемого газа
увеличиваются до 430 млн.м3, а добыча жидкости уменьшается.
117
На третьем этапе добыча жидкости прекращается, и месторождение используется как ПХГ в полном объеме.
В Предуральском краевом прогибе выделяется 7 истощенных
нефтяных месторождений рифогенного типа, перспективных для реализации технологии в первую очередь. Активный объем ПХГ для этих
объектов составит 7,0-8,0 млрд.м3, ожидаемая дополнительная добыча
нефти 10-12 млн.т.
Учитывая вышеизложенное весьма актуальной является идея создания на Тереклинском нефтяном месторождении учебно-научнопроизводственного полигона для решения следующих экономических
и социально значимых для региона задач:
• повышение нефтеотдачи истощенного нефтяного месторождения;
• увеличение эффективности работы газораспределительной системы в период сезонных пиков потребления газа;
• отработка инновационных технологий увеличения нефтеотдачи
и интенсификации добычи нефти;
• использование приобретенного на полигоне опыта для доразработки истощенных рифогенных месторождений.
Изучение структуры ресурсов углеводородов (нефти и газа) месторождений Южного Ирака позволило обосновать возможность реализации сводового газового воздействия для повышения эффективности нефтеизвлечения. Анализ особенностей геологического строения
нефтяных месторождений юга Ирака и наличие ресурсов свободного
углеводородного газа, а также критериальный анализ эффективного
газового воздействия позволили обосновать беcкомпрессорное газовое
воздействие для извлечения нефти на месторождении Зубейр.
Реализация технологий газового воздействия в сводовую часть продуктивной свиты Мишриф на нефтяном месторождении Зубейр предусматривает перепуск газа из ближайшего газового месторождения «Г» с
высоким пластовым давлением, то есть без компремирования.
Разница в 2000 метров средних гипсометрических отметок нефтяной и газовой залежей (пластовых давлений в 20 МПа), а также незначительное расстояние между ними (порядка 30 км) позволяют организовать
перекачку газа в нефтяное месторождение без компрессирования.
Произведены технологические расчёты и показано, что в зависимости от темпов закачки газа существенно изменяется суточная добыча нефти: при закачке газа в объёме 1 млн.м3/сут суточная добыча нефти увеличивается на 40%, а при темпах закачки 2 млн.м3/сут и 3
млн.м3/сут – увеличивается в 2,4 и 3,3 раза соответственно.
На основании изложенного разработаны рекомендации: о нецеле 118
сообразности применения заводнения свиты Мишриф на месторождениях юга Ирака и эксплуатации газовых месторождений иностранными компаниями только для экспорта газа; о целесообразности первоочередного использования природного газа для повышения нефтеотдачи пластов и выработки электроэнергии; по повторному применению
использованного на месторождении Зубейр газа после его компремирования для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи на одном
из близко расположенных нефтяных месторождениях Туба, Северная
Румайла, Бин-Умер.
Литература
1. Махави М.М., Котенёв Ю.А. Уточнение геологических характеристик месторождений Южного Ирака и оценка перспективных технологий извлечения нефти // НТЖ «Геология, геофизика и разработка
нефтяных и газовых месторождений».– Москва: Изд-во «ВНИИОЭНГ», 2010.–№2.–С.39-44.
2. Котенёв Ю.А., Андреев В.Е., Варламов Д.И. Создание подземных
хранилищ газа в истощённых нефтяных месторождениях как основа
обеспечения энергобезопасности региона (на примере республики
Башкортостан) // НТЖ «Нефть. Газ. Новации», 2010.– №5. – С. 12-14
ОЦЕНКА ПОСТВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ
СОСТОЯНИЕ ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ
Т.Ш.Салаватов, А.В.Мамедов, Р.Б.Мамедзаде, А.А.Мустафаев
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: azizmamedov00@gmail.com
Одним из основных вопросов процессов разработки глубоко залегающих месторождений углеводородов является системное построение
стратегического развития на основе применения инновационных технологий, что позволяет с учетом недостаточности информации принять решение по выбору методов воздействия на пластовую систему и
интенсификации процессов добычи углеводородов. Активизация и
инициирование потенциальных возможностей флюидодинамического
поведения фильтрационных потоков в пластовой системе тесно связаны с особенностями и устойчивостью взаимодействия эксплуатационных объектов на основе принципа конфайнмента. Этот принцип можно
реализовать в различных технологически модульных комплексах про 119
цесса нефтедобычи, в котором единая структура воздействия (на основе принятия оперативного решения) направлена на обеспечение эффективного управления с минимальным риском на разных уровняхстадиях разработки (фиксация оценки текущего состояния – оценка
извлекаемых объемов–воздействия на пластовую систему – период
стабильной добычи – синхронизация взаимодействия-циклическая
конкордация).
Взаимодействие скважин, ввиду неоднородности и глубокого залегания пластов, в процессе разработки нефтяных месторождений,
адекватно не отражают всю полноту возможностей взаимодействия
эксплуатационных объектов в целом по месторождению. Для обоснованно-достоверной оценки флюидо-динамического состояния пластовой системы предлагается, наряду с оценкой взаимодействия, анализировать динамику согласованности технологических показателей с учетом изменения архитектуры термобарического состояния вследствие
изменения внутренних системообразующих структур, обязанных внутренним и внешним воздействиям.
Предлагаемые методологический подход и расчетные процедуры
основаны на анализе колебаний основных технологических показателей процесса разработки - отборов нефти, воды, динамики объемов закачки и «мобильной воды» с учетом амплитудно - частотных характеристик одновременно работающих эксплуатационных объектов скважин по всему месторождению целом, что позволяет принимать оперативно-тактическое решение по регулированию различных процессов
не по отдельным объектам, а по группам скважин, статистически случайным образом охватывающих пространство пласта. Состав кластеров-групп изменяется во времени из-за перехода скважин из одной
группы в другую. Тем самым достигается учет не только неоднородности пластовой системы, но и эффект неравновесности, обусловленной
ее открытостью, связанной с процессом воздействия внешней среды, а
также реодинамическими особенностям пластовых флюидов.
Процесс разработки нефтяных месторождений – сложный процесс, регулируемый комплексными работами такими как, уплотнение
сетки скважин, проведением широкого спектра геолого-технических
мероприятий и т.д. С этой точки зрения разработка и эксплуатация месторождений нуждается в “объемном” подходе, каким является диффузионное приближение, позволяющее учесть изменение характеристик пласта по сечению во времени, т.е. проследить изменение процесса диффузии по мере разработки месторождений.
Анализ особенностей колебательных процессов технологических
показателей работы скважин, расположенных по всей площади залежи
120
в целом позволяет проводить раннее диагностирование изменения состояния системы «пласт-скважина» без применения специальных гидродинамических исследований и осуществлять своевременное регулирование режимов работы групп скважин и процесса вторичного воздействия.
Такой инновационно-синергетический подход к управлению процесса разработки позволит по-новому оценить эффективность и успешность принимаемых холистских решений, особо важных для условий глубокозалегающих углеводородов.
Литература
1. Мирзаджанзаде А.Х., Филиппов В.П., Аметов И.М. Системные методы в нефтедобыче, М., Недра, 1998, -167с.
2. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.Н., Бахтизин Р.Н. Моделирование
процессов нефтегазадобычи, М, Ижевск, 2004г, -368с.
3. Мамедов А.В. Подход “диффузионного приближения” для описания
процесса разработки нефтяных месторождений. Сборник научных
трудов НИИ «ГПНГХ» АГНА, VII том, Баку, 2006, с.484-497
4. Салаватов Т.Ш., Мамедов А.В., Мамедзаде Р.Б., Мамедзаде М.Р.
Стратифицированный подход к управлению процесса разработки
нефтяных месторождений //Азербайджанское Нефтяное Хозяйство №11, 2011, с.40-51.
121
СЕКЦИЯ "Грязевые вулканы – как сверхглубокие скважины"
ГЛУБИННЫЕ ФЛЮИДЫ ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА:
ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ
1
2
В.Ю.Лаврушин1, Б.Г.Поляк1, О.Е.Киквадзе1,
И.С.Гулиев2, Ад.А.Алиев2
Геологический институт Российской Акакдемии Наук
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: v_lavrushin@ginras.ru; iguliyev@gia.az
Глубина заложения очагов грязевых вулканов в осадочном чехле
Южно-Каспийского бассейна, в соответствии с геофизическими данными
и возрастом твердых выбросов и их сопоставлением со стратиграфическим разрезом, может достигать 8-12 км. [Якубов и др., 1980, Мамедов,
Гулиев, 2003], Предположительно грязевулканические каналы вскрывают
глубинные флюидонасыщенные горизонты, имеющие региональное распространение на глубинах 7-13 км [Гулиев и др., 1988]. Однако существует и альтернативная точка зрения, связывающая явление грязевого вулканизма с дегазацией флюидов еще более глубинного генезиса, поступающих с границы кора-мантия [см. например, Ковалевский, 1940; Валяев и
др., 1985; Кропоткин, 1986]. Также нет единой модели, объясняющей
формирование больших объемов разжиженной глинистой массы на больших глубинах [Иванов и Гулиев, 1988; Иванчук, 1994; Холодов, 2002; и
др.]. Называются различные действующие факторы: процессы нефтегазогенерации, магматическая активность, разгрузка газовых струй из зон
АВПД, стрессовые тектонические нагрузки, элизионные процессы, процессы трансформации/дегидратации глинистых минералов в катагенезе
осадочных пород.
Нет также ясности и в плане гидродинамических аспектов функционирования грязевулканических систем. Важно знать, происходит
ли смешение в грязевулканическом канале флюидов из разных водоносных горизонтов или канал представляет собой гидродинамическиизолированную систему, поставляющую на поверхность глубинные
флюиды в практически неизмененном составе.
В свете этих проблем анализировались изотопно-геохимические
особенности грязевулканических флюидов Южно-Каспийского бассейна (Куринской впадина, Абшеронский полуостров).
Воды. По сравнению с водами месторождений, воды вулканов
122
заметно опреснены. Хотя в отдельных случаях их минерализация и
достигает 75 г/л (в.Нефтечала), но преобладают значения 8-18 г/л. Такие воды характеризуются довольно специфическим солевым составом
и относятся, как правило, к НСО3-Cl-Na типу. Концентрация НСО3иона в них может достигать 8 г/л. С увеличением минерализации (>1520 г/л) тип воды меняется на Cl-НСО3-Na или Cl-Na. Отмечается обратное соотношение концентраций Cl и НСО3.
Изотопный состав водной фазы заметно отличается от вод месторождений [Гулиев и др., 2004] – воды вулканов обогащены тяжелым
изотопом кислорода. Значение δ18О в них варьирует в диапазоне от -0,6
до +10,5 ‰. Обратное взаимоотношение величины δ18О и концентрации Cl показывает, что рост величин δ18О в воде вулканов не связан с
увеличением в их питании доли вод эвапоритовых комплексов. Напротив, воды с наиболее высокими значениями δ18О отличаются пониженными значениями минерализации (<18 г/л) и содержат максимальные
концентрации иона НСО3.
Газы. В газовой фазе, как и в газах местных месторождений, доминирует метан (до 98 %). Однако в отличие от последних грязевулканические газы относятся к группе «сухих», в которых присутствие
гомологов метана незначительно. Впрочем, по изотопному составу углерода метана (δ13С от -62 до -42 ‰) грязевулканические газы схожи
со скважинными.
Для грязевулканических газов характерно присутствие изотопнотяжелой СО2, значение δ13С в которой может достигать +22 ‰. Соответственно и воднорастворенные формы углекислоты характеризуются
очень высокими значениями δ13С – до +37,3 ‰. Значения δ13С(СО2)
возрастают с увеличением концентрации СО2 в газе и НСО3 в воде.
В спокойные стадии деятельности вулканов все грязевулканические воды холодные. Поэтому реконструировать геотермические обстановки грязевулканических резервуаров можно, используя гидрохимические геотермометры, – эмпирические выражения, связывающие
измеренные в скважинах температуры с особенностями химического
состава вод. Для этой цели использовались Na-Li и Mg-Li-геотермометры, разработанные для пластовых вод осадочных бассейнов
[Fouillac et al., 1981; Kharaka and Mariner, 1989].
Расчеты показали, что температуры формирования грязевулканических вод варьируют в диапазоне: от 20 до 140 оС. Преобладают значения t от 40 до 80 оС. Анализ пространственных закономерностей
распределения температур флюидогенерации показал тенденцию увеличения их значений в вулканах, тяготеющих к горному сооружению
Большого Кавказа. Это явление может отражать как наличие регио 123
нальной термоаномалии, связанной с формированием горного сооружения, так и быть следствием увеличения степени тектонической раздробленности, обеспечивающей вскрытие в предгорных районах высокотемпературных вод глубоких водоносных горизонтов. Исходя из
значений градиентов температур в различных районах Азербайджана
[Алиев, 1985], глубины формирования грязевулканических флюидов
оцениваются в диапазоне от 1 до 6-7 км. Эти интервалы совпадают с
положением в геологическом разрезе комплексов палеоген-миоценового возраста – основных нефтегенерирующих отложений региона.
Представления же о генетической связи грязевулканических вод с разгрузкой флюидов более глубокой генерации, поступающих, например,
с границы кора-мантия, опровергается результатами исследования изотопного состава гелия в газах вулканов [Якубов и др. 1980; Лаврушин
и др., 1996], которые не выявили существенной примеси мантийной
компоненты.
Сопоставление расчетных значений пластовых температур с химическими и изотопными характеристиками грязевулканических вод
показало, что рост значений δ18О(Н2О), δ13С(СО2) и δ13С(НСО3), отмечаемый на фоне увеличения концентрации гидрокарбонат-иона, является температурно-зависимым процессом. Эти процессы сопровождаются снижением доли хлор-иона в солевом составе воды, что может
указывать на активное участие в питании грязевулканических систем
вод с высоким содержание 18О, выделяющихся при дегидратации глинистых минералов.
Таким образом, появление в грязевулканических системах изотопно-тяжелых по кислороду и углероду вод, очевидно, отражает стадийность преобразования минерального и органического вещества в
литогенезе осадочных пород.
Проанализирована также альтернативная возможность объяснения наблюдаемых изотопных, химических и температурных характеристик вод путем смешения вод Сl-Na и НСО3-Na-типов. Показано, что
этим процессом нельзя объяснить наблюдаемые соотношения концентраций ионов НСО3-Сl, а так же взаимосвязь величин δ13С с концентрациями СО2 и НСО3. Это дает основания рассматривать грязевулканические каналы как гидродинамически-изолированные от вышележащих водоносных комплексов системы. Поэтому грязевулканические
флюиды, вероятнее всего, достаточно корректно характеризуют геохимические особенности и температуры флюидогенерации глубоких горизонтов Южно-Каспийского бассейна.
Работа выполнена при поддержке РФФИ (грант 11-05-00590).
124
КРЕМНИСТЫЕ ОБРАЗОВАНИЯ В ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ
ПАЛЕОГЕН - МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ - ВЫБРОСАХ
ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ АЗЕРБАЙДЖАНА
Т.М.Сараджалинская, А.Н.Мамедова
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
Выполнены литологические исследования пород - продуктов последних извержений грязевых вулканов на Абшеронском полуострове
(Кечалдаг, Кейреки, Боздаг-Гюздек, Девебоюну, Отманбоздаг), Шамахы-Гобустанском районе (Демирчи, Агноур, Чапылмыш, Учтепе,Чеилахтарма,Шихзагирли) и юго-восточной Ширвани (Бяндован).
Петрографическое изучение (шлифы) и данные рентгеноструктурного анализа позволили выявить наличие кремнистых пород в выбросах вышеуказанных грязевых вулканов, где они ассоциирует с терригенно-карбонатными, вулканогенными породами. Кремнистые образования, или силициты, - породы, в составе которых основную роль
играют минералы кремнезема.
Впервые в силицитах грязевых вулканов Азербайджана выделены
два новых генетических типа - кремнистые и туфосилициты. Из чисто
пирокластических - туфы и туффиты.
В первую группу включены собственно кремнистые породы, связанные с терригенными образованиями. Они массивные, сильно уплотненные
с раковистым изломом. Имеются две разновидности пород, отличающиеся
структурой: одна - скрытокристаллическая, пелитовая; другая - алеврито мелко - криптокристаллическая, мелко-алевритовая, кристаллически - равномернозернистая (Боздаг - Гюздек, Учтепе, Девебойну).
Вторая группа силицитов - это туфосилициты, образование которых связано с пирокластическим материалом. В изученных породах
установлена связь между кремнистыми и вулканогенными образованиями, где кремнистые принимают значительное участие в строении
пирокластических пород, входя в состав связующей массы, количество
которого составляет свыше 40%. Даже высококремнистые разности
(80-90%) силицитов содержат тонкий пирокластический материал. Туфосилициты по составу однообразные, образованные срастанием кварца, полевыми шпатами и хлоритом (Кейреки, Агноур, Демирчи).
Другой тип пород - это туфы и туффиты. Структура туфов преимущественно пелитовая, состоящая из мелко - криптокристаллических агрегатов кварц-полевошпат-хлоритовых разностей. Встречаются
твердые и неплотные (рассыпчатые), пористые. Туффиты более грубообломочные породы и состоят из вулканокластического материала в
125
виде небольших обломков серповидной, остроугольной формы (Чапылмыш, Агноур, Шихзагирли, Бяндован).
Результаты исследований показывают: отсутствие фауны, пелитовая структура и состав минералов кремнезема (кварц, халцедон) дают основание считать, что кремнистые породы образовались хемогенным путем. Наряду с чистым кремнеземом, отмечается присутствие
карбонатного и в редких случаях глинистого материала. Вторичные
изменения для всех типов пород одинаковы, что свидетельствует об их
общем минералогическом составе: кварц, полевые шпаты, хлорит.
Туфосилициты можно рассматривать, как кремнистые образования, которые принимают участие в строении пирокластических пород. В тоже время можно предполагать, что продукты вулканической
деятельности, особенно тонкий витрический материал, служит дополнительным источником SiO2. Основным же источником SiO2 является
седиментационный кремнезём, рассеянный во вмещающем осадке и
кремнезем, освобождающийся при постседиментационном минеральном преобразовании некоторых силикатов.
Накоплению кремнистых осадков в отдельных частях палеоген миоценового бассейна, видимо, способствовало ограниченное поступление терригенного материала.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ПРОТОЛИТА
ПИРОГЕННЫХ ПОРОД ИЗ ДРЕВНИХ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ
ЛЕВАНТА: НЕТРАДИЦИОННЫЙ ПОДХОД
К ИДЕНТИФИКАЦИИ УРОВНЕЙ ВЫНОСА ВЕЩЕСТВА
С.Н.Кох, Э.В.Сокол, О.А.Козьменко
Институт Геологии и Минералогии СО РАН им. В.С. Соболева (Россия)
E-mail: s.n.kokh@gmail.com; sokol@igm.nsc.ru
Одним из актуальных аспектов исследования древних грязевых
вулканов Леванта является реконструкция уровней выноса осадочного
материала и идентификации на этом основании газовых и/или газововодных коллекторов. Благодаря находке фрагмента песчаника нубийского типа в составе брекчии грязевого палеовулкана Наби Муса, глубины выноса вещества были предварительно оценены в 1.5 км. Нубийские песчаники принадлежат к числу главных нефтегазовых коллекторов на Аравийском полуострове (Hadley, 1991). Кварцевый песок был
обнаружен только в материале, заполняющем главную диатрему постройки Наби Муса. Вместе с тем в двух кратерных воронках этой же
постройки также были обнаружены очаги плавления, содержащие жи 126
лы Ca2SiO4- и CaSiO3-нормативных паралав (Sokol et al., 2010). Они не
имеют аналогов ни среди осадочных, ни среди пирогенных пород формации Хатрурим и обладают уникальным химическим составом. Суммарное содержание в них CaO и SiO2 достигает 91 мас.%; отношение
Al2O3/SiO2 =0.04-0.26 является аномально низким, а содержания Ti, Zr
и Hf повышены, что указывает на участие в их протолите значительных количеств песчаного материала. Для проверки гипотезы об участии осадочных пород конкретных стратиграфических горизонтов
подстилающего разреза в образовании паралав палеовулкана Наби Муса был выполнен сравнительный анализ геохимических характеристик
паралав и серии осадочных пород – битуминозных мелов и мелов, лишенных органического наполнения; кварцевых аренитов группы курнуб и метаморфизованных мергелей (Сокол и др., 2012 в печати).
Состав осадочного протолита, продуктом плавления которого являются исследованные паралавы, был реконструирован на базе петрохимических данных по методике (Grapes et al., 2009). Составы всех высококальциевых паралав могут быть с высокой точностью промоделированы как комбинация материала морских карбонатных осадков
(источник CaO), кварцевых аренитов (источник SiO2) и мергелей, которые обеспечивали баланс Al2O3, MgO и Fe2O3, а также часть CaO.
Расчет моделей смешения установил следующие пропорции между ними (мас.%): мелы (53-60); мергели (5-14); кварцевые арениты (27-44).
Паралавы, расположенные на глубине 20 м от поверхности постройки, возникли в результате локального плавления материала выбросов, содержащего до 44 мас.% кварцевого песка. В протолите паралав, расположенных на глубине 7 м, и вероятно, более молодых, доля кварцевого материала снижается до 30 мас.%. В цементирующей массе поздних диатрем, завершавших эксплозивную деятельность постройки Наби Муса, содержание кварцевого песка сохраняется на уровне 25-35 мас.%.
Мультиэлементные спектры паралав сочетают геохимические
особенности морских карбонатов, мергелей и кварцевых аренитов мелового возраста. Аномально высокие концентрации Sr, P и U (4-16
кратное превышение над РААS), положительные La/La* (1.1-1.3) и Y
(1.8-2.0), а также отрицательная Ce/Ce* (0.7-0.8) аномалии были унаследованы паралавами от морских мелов, в том числе битуминозных и
обогащенных апатитом. Повышенные содержания Ti, Nb, Zr и Hf определило присутствие в протолите кварцевых аренитов, а обеднение
легкими и средними РЗЭ относительно тяжелых – пелитовая компонента мергелистых осадков.
Таким образом, грязевый палеовулкан Наби Муса был сформирован в несколько этапов. Основу постройки составляет смешанный ма 127
териал нижележащего мелового осадочного разреза. На начальном
этапе формирования тела вулкана происходило спокойное истечение
углеводородов и излияние маловязкой массы с преобладанием перетертых и обводненных мелов, точный уровень выноса которых не определен. Отсутствие пирогенных пород в низах разреза указывает на
накопление этого осадка в водной среде.
Формирование поверх плоской «грязевой подушки» конического
холма произошло, когда вязкость продуктов извержений резко возросла и преобладающим стал эксплозивный выброс крупнообломочного материала, количество которого достигало 50 об.%. В составе грубообломочной брекчии идентифицированы характерные туронские известняки и доломиты, кампанские кремни, а также высококарбонатные
мергели (группы иудея). В среднем-позднем плейстоцене (>0.8 млн.
лет) вулкан трансформировался в надводный, о чем свидетельствуют
находки многочисленных очагов пирогенных пород на нижнем и среднем уровнях разреза постройки (Sokol et al., 2010). На этом этапе при
проработке каналов слабые извержения мобилизовали газы и воды
верхнего (до 300 м) осадочного комплекса, прежде всего, туронских
карбонатов (трещинные коллекторы).
Этап эксплозивной активности обеспечили мощные выбросы метана из более древних терригенных коллекторов – нижнемеловых «нубийских песчаников», расположенных на глубине 1300-1500 м. Именно с этим этапом связаны выбросы песчаного материала и возникновение многочисленных очагов воспламенения и длительного (в том числе подземного) горения метановых струй. В зонах их термического
воздействия происходил не только обжиг и спекание, но и валовое
плавление смеси осадочных пород с образованием ультравысокотемпературных Ca2SiO4- и CaSiO3-нормативных паралав.
Таким образом, извержения этого палеовулкана характеризовались нарастающей интенсивностью эксплозий и смещением зоны поражения в более древние толщи. Подобный сценарий извержения является типовым для крупных современных грязевых вулканов, локализованных в нефтегазоносных областях (Рахманов, 1987).
Литература
1. Рахманов P.P. Грязевые вулканы и их значение в прогнозировании
газонефтеносности недр. М.:" Недра", 1987, 173 с.
2. Сокол Э.В., Козьменко О.А., Кох С.Н., Вапник Е. Газовые коллекторы района Мертвого Моря – реконструкция на базе геохимических
характеристик паралав // Геол. и геоф., 2012 (в печати).
128
3. Grapes R. Pyrometamorphism. 2nd Ed., Springer, Berlin, 2011, 320 p.
4. Hadley D. Old sandstones new horizons // Middle East Well Eval. Rev.,
1991, v. 11, p. 10–26.
5. Sokol E., Novikov I., Zateeva S., Vapnik Ye., Shagam R., Kozmenko O.
Combustion metamorphism in Nabi Musa dome: new implications for a
mud volcanic origin of the Mottled Zone, Dead Sea area // Basin Research., 2010, v.22, 414-438.
129
СЕКЦИЯ "Глубинные месторождения нефти и газа и
оценка ресурсов"
РУССКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ: ВЧЕРА, СЕГОДНЯ, ЗАВТРА
М.Г.Сваровская
ЗАО "Роспан Интернешнл"
E-mail: MGSvarovskaya@tnk-bp.com
В настоящее время практически все классические месторождения
введены в эксплуатацию. Главной перспективой ближайших лет являяются трудноизвлекаемые запасы. К такой категории месторождений
относится Русское месторождение, открытое в середине 20 века, но до
сих пор находящееся на стадии оценки.
Ниже перечислены отличительные особенности, которые переводят это месторождение в разряд уникальных: высокая вязкость нефти (200-350 сПз); массивная газовая шапка (до 100 м) и обширные водонефтяные зоны; сложное строение залежи, вызванное блоковой тектоникой; высокая мощность (до 105 м) и расчлененность продуктивных пластов; слабая сцементированность песчаных коллекторов; наличие слоя многолетнемерзлых пород (до 500 м).
В данной работе сконсолидированы основные вехи получения
информации о месторождении и соотнесены с текущими представлениями о структуре, продуктивности и перспективности проекта.
На месторождении пробурено около 80 разведочных и поисковых скважин и 12 эксплуатационных, многократно отбирался керн,
дважды проведены 3Д-сейсморазведочные работы, апробированы на
элементах такие уникальные методы увеличения нефтеотдачи, как
внутрипластовое горение, закачка газа, закачка горячей воды, сопоставлена эффективность работы вертикальных и горизонтальных как
добывающих, так и нагнетательных скважин, выполнены геомеханические исследования.
В 2000-2010-ых годах, с появлением надежно реализуемых технологий заканчивания и эксплуатации пластов, к Русскому месторождению вновь начал расти интерес. Для решения комплексной задачи
освоения месторождения привлекались эксперты и консультанты с
опытом разработки месторождений высоковязких нефтей как при поддержке Компании «ВР», так и за счет привлечения подрядчиков. Наработана и структурирована мощная база эффективности МУН на раз 130
личных месторождениях-аналогах, сделаны текущие выводы о применимости заявленных технологий в условиях Русского месторождения.
Работа демонстрирует прогресс, достигнутый Компанией «ТНК-ВР» в
понимании месторождения, описывает существующие неопределенности и
риски, а также предполагаемые пути их снижения, раскрывает текущее видение на стратегию освоения месторождения.
ГЛУБОКИЕ ВПАДИНЫ ОСНОВНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ
БАССЕЙНОВ ЗЕМНОГО ШАРА
1
А.И.Алиев1, Э.А.Алиев2
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики;
2
ЮжНИИГеофизика (Россия)
E-mail: Xaver.Qurbanova@socar.az
Глубокие впадины развиты в разнородных и разновозрастных
структурных элементах земной коры преимущественно гетерогенного
строения, с которыми связана значительная часть ресурсов нефти и газа. Общая площадь глубоких впадин нефтегазоносных (НГБ) и перспективно нефтегазоносных (ПНГБ) бассейнов мира с мощностью осадочного выполнения более 5 км оценивается порядка 30 млн. км2. Все
крупные и крупнейшие нефтегазоносные осадочные бассейны, в которых сосредоточено свыше 80% ресурсов углеводородов земного шара,
связаны с глубокими впадинами (нефтегазоносные бассейны Персидского залива, Мексиканского залива, Западной Сибири, Южно-Каспийский, Прикаспийский, Центральноевропейский, Сахаро-Ливийский,
Западный внутренний, Пермский и др.).
По мощности осадочного выполнения выделяются глубокие (5-10
км), сверхглубокие (10-20 км) и ультраглубокие (более 20 км) впадины.
По тектонической принадлежности выделяются гомогенные и гетерогенные глубокие впадины. Гомогенные глубокие впадины подразделяются на платформенные области (внутриплатформенные впадины, синеклизы, грабены, авлакогены и рифтовые зоны) и складчатые
системы и эпиплатформенные орогены (внутрискладчатые грабены,
прогибы).
Гетерогенные глубокие впадины подразделяются на платформенные (перикратонные прогибы), складчатые системы и эпиплатформенные орогены (межгорные впадины на срединном массиве) и пограничные зоны (зоны сочленения платформ и горно – складчатых сооружений, периконтинентальные и периокеанические прогибы).
131
На земном шаре выделяется 260 НГБ и ПНГБ осадочных бассейнов общей площадью свыше 55 млн. км2. В 143 из них мощность осадочного выполнения превышает 5 км, достигая в отдельных случаях 20
км и более (Южно-Каспийский, Прикаспийский, Мексиканского залива, Афгано-Таджикский, Сычуаньский, Залива Кука и др.).
Общая площадь НГБ, в глубоких впадинах которых мощность
осадочного выполнения превышает 5 км, составляет 38,5 млн. км2, или
70% площади всех нефтегазоносных осадочных бассейнов мира.
Наиболее крупнейшими НГБ и ПНГБ мира с мощностью осадочного выполнения свыше 5 км (площадью более 1,0 млн.км2) являются
НГБ Персидского залива (пограничные зоны сочленения древней
платформы с горно–складчатыми сооружениями), НГБ Западной Сибири (внутриплатформенные синеклизы и впадины), Центрально–
европейский НГБ (перикратонный прогиб-узловая впадина древних и
эпигерцинских платформ), Западно-Канадский НГБ (пограничные зоны сочленения древней платформы с горно-складчатыми сооружениями), НГБ Мексиканского залива (перикратонная узловая впадина), Сахаро- Ливийский НГБ (синеклизы и впадины на склонах древней платформы), Баффино-Лабрадорский ПНГБ (внутриплатформенная рифтогенная впадина). Общая площадь этих бассейнов составляет 15,6 млн.
км2, или 40,5% всех НГБ и ПНГБ земного шара с мощностью осадочного выполнения более 5 км.
С этими нефтегазоносными бассейнами связны крупнейшие открытия нефтяных и газовых месторождений-гигантов с запасами, превышающими 1 млрд.т нефти или 1 трлн. м3 газа. При этом из 63 известных месторождений-гигантов на земном шаре 32 сконцентрировано в НГБ Персидского залива.
В Северной и Центральной Америке из 44 известных НГБ площадью 10,8 млн. км2, в 26 мощность осадочного выполнения в глубоких
впадинах превышает 5 км, достигая в отдельных случаях 15-20 км
(Свердруп, Залива Кука, Грейт-Валли, Мексиканского залива и др.).
В Южной Америке выделяются 50 НГБ и ПНГБ. Из них в 17 мощность осадочного выполнения превышает 5 км, достигая в отдельных
случаях 15-20 км (Маракаибский, Оринокский, Верхней и Средней Магдалены, Гуаякиль-Прогрессо, Верхне-Амозонский, Альтиплано, Маражо-Баррейриньяс и др.) Общая площадь этих бассейнов 4,0 млн. км2.
В Африке выделяются 20 НГБ и ПНГБ общей площадью 6,9 млн.
км2, в том числе 16 НГБ с мошностью осадочного выполнения более 5 км.
Общая площадь НГБ и ПНГБ Африки с мощностью осадочного
выполнения более 5 км составляет 6,5 млн. км2. Наиболее крупнейшим
НГБ является Сахаро-Ливийский площадью 2507 тыс. км2.
132
В Западной Европе из 25 НГБ в 10 мощность осадочного выполнения в глубоких впадинах превышает 5 км, достигая в некоторых из
них 10-12 км и более. Общая площадь НГБ Западной Европы с мощностью осадочного выполнения в глубоких впадинах более 5 км составляет 3,1 млн. км2.
Наиболее крупнейшим НГБ является Центрально-Европейский
(площадью 1,6 млн. км2), представляющий собой узловую впадину
древних и эпигерцинских платформ.
На Ближнем и Среднем Востоке из известных 10 НГБ в 6 мощность
осадочного выполнения превышает 5 км. Общая площадь НГБ, в глубоких впадинах которых мощность осадков более 5 км, составляет 4,0
млн.км2. Наиболее крупнейшим является НГБ Персидского залива площадью 3284 тыс.км2. Это самый крупный НГБ во всем мире и представляет собой пограничную зону сочленения древней Аравийской платформы с альпийскими горно-складчатыми сооружениями Загроса.
В Южной Азии из известных 11 НГБ и ПНГБ в 10 общей площадью 1,7 млн. км2, мощность осадочного выполнения превышает 5 км,
достигая 20 км в Афгано-Таджикском НГБ (впадина эпиплатформенного орогена) и Кундар-Ургунском ПНГБ (синклинорий).
В Центральной Азии и на Дальнем Востоке выделяются 33 НГБ и
ПНГБ бассейнов общей площадью 4,3 млн.км2, в том числе 23 бассейна с мощностью осадочного выполнения более 5 км. Общая площадь
этих бассейнов составляет 3,75 млн.км2.
В Юго-Восточной Азии и Океании из 21 НГБ и ПНГБ площадью
2,6 млн. км2, только в пяти (площадь 1,67 млн. км2), мощность осадочного выполнения превышает 5 км.
В Австралии и Новой Зеландии выделяются 18 НГБ и ПНГБ общей площадью 4,94 млн. км2. В 9 из них, общей площадью 2,5 млн.
км2, мощность осадочного выполнения превышает 5 км.
В пределах бывшего Советского Союза(исключая дальневосточные и арктические моря) выделяются 22 глубокие впадины с мощностью осадочного выполнения свыше5км. Общая площадь перспективных территорий этих впадин с глубинами залегания фундамента более
5 км (включая акватории внутренних морей) составляет 3,5 млн.км2.
Необходимо отметить, что большинство акваторий континентальных шельфов также характеризуется глубоким погружением фундамента и огромной мощностью осадочного выполнения, где сконцентрированы значительные ресурсы углеводородов.
133
СЕКЦИЯ "Молодые ученые"
КЛАСТИЧЕСКИЕ ДАЙКИ РАЙОНА МЕРТВОГО МОРЯ
Э.В.Сокол, С.Н.Кох
Институт Геологии и Минералогии СО РАН им. В.С. Соболева (Россия)
E-mail: sokol@igm.nsc.ru; s.n.kokh@gmail.com
Кластические дайки – индикаторы зон быстрого подъема углеводородсодержащих флюидов, находящихся под избыточным давлением,
в неглубокие (до 1 км) горизонты песчаных пород – обычны для верхних горизонтов грязевулканических осадков (Jonk, 2010). Они возникают в тех редких ситуациях, где потоки водно-углеводородных
флюидов приобретает скорость, достаточную для флюидизации песков
и вертикальной транспортировки материала. Наряду с наличием углеводородных залежей их появлению благоприятствуют: 1) резкие различия скоростей седиментации на смежных территориях; 2) современный соляной диапиризм; 3) тектонический режим растяжения, наличие
активных разломов и подводящих каналов.
Все эти условия сочетаются на территории, примыкающей к грабену Мертвого моря. Она находится в середине пояса, объединяющего
грязевулканические провинции коллизионной зоны, и прослеженного
от Италии через акваторию Черного моря, Кавказ и Азербайджан в
Иран. Свидетельства проявления здесь позднекайнозойского грязевого
вулканизма были получены недавно – в ходе изучения специфических
комплексов формации Хатрурим, объединяющих брекчированные
осадки, фокусы высокотемпературных пирогенных пород и гидротермалиты (Сокол и др., 2007). Все комплексы сосредоточены в узкой полосе, простирающейся на 160 км вдоль Мертвоморского трансформного разлома. Наиболее крупные из них – бассейн Хатрурим в Израиле
(50 км2) и Даба-Свага в Иордании (100 км2). Нефтегазовый потенциал
Мертвоморского бассейна незначителен. Здесь обнаружены проявления озокеритов, асфальтенов, легкой и тяжелой нефти и единственная
полукоммерческая газовая залежь. Однако бассейн является современной «действующей моделью» седиментогенеза (Gvirtzman, Stanislavsky, 2000). Скорость осадконакопления в рифтовой впадине достигала
сотен метров за 1 млн. лет. Нефте- и газогенерация в Мертвоморском
грабене, миграция углеводородов совместно с рассолами и их аккумуляция в мелких ловушках, расположенных на смежных территориях на
134
глубине 1.2-2 км, происходила в последние 3-6 млн. лет. Коллекторами
являются юрские и туронские трещиноватые карбонаты и разновозрастные нубийские песчаники.
На антиклинали Гурим, осложняющей структуру бассейна Хатрурим, тяжелая нефть была обнаружена в нижнемеловых песчаниках
группы Курнуб, залегающих на глубине 700-1100 м (Nissenbaum,
Goldberg, 1980). Комплекс кластических даек располагается непосредственно над сводом этой ловушки. Дайки секут мелоподобные породы
и карбонатные брекчии основания грязевулканической толщи. Их ориентировка меняется от субвертикальной (на глубине нескольких метров) до субгоризонтальной (вблизи поверхности); видимая протяженность – 15-130 м, мощность – 10-40 см; характерны мелкие апофизы и
горизонтальные послойные инъекции. Вся толща, включая дайки, рассечена тонкой сетью прожилков гипса, кальцита или эттрингита. В
зальбандах даек присутствует мелкие окатанные и крупные угловатые
фрагменты нижележащих пород. Отдельные дайки секут высокотемпературные пирометаморфические породы, возникшие при обжиге осадков горящими метановыми струями (Сокол и др., 2007).
В данном районе кластические дайки являются единственной
группой пород, содержащих кварц (SiO2 – 49-74 мас.%). Он представлен сортированными окатанными песчинками (0.04-0.60 мм). Измененные зерна калишпата единичны, в тяжелой фракции доминируют
ильменит, рутил, циркон и турмалин. Минеральный состав и размерность песка, морфология и примесный состав акцессориев идентичны
таковым из кварцевых аренитов группы Курнуб. В цементе преобладает кальцит при подчиненном развитии гидросиликатов кальция и халцедона, что указывает на ультращелочной характер растворов
(pH ≥ 10), транспортировавших и частично растворявших кварцевый
песок. С высокой вероятностью ими являются уникальные Ca(OH)2насыщенные воды, современные протечки которых обнаружены на
иорданской стороне рифта. Такие воды возникают в процессе малоглубинного (до 1.5 км) диагенеза карбонатных толщ, из которых по дренирующим разломам происходит отток CO2 (Холодов, 1993).
Наиболее информативны дайки, обогащенные калием (K2O 14 мас.%), где породообразующим минералом является апофиллит(KOH) – KCa4(Si4O10)2(OH)*8H2O. Он замещает кварцевые песчинки и
образует кристаллы в интерстициях. Реже ядра песчинок замещаются
томсонитом (NaCa2(Al5Si5O20)*6H2O), а каймы – апофиллитом. Поскольку все осадки карбонатной платформы, которые пересекают подводящие каналы грязевых вулканов формации Хатрурим, резко обеднены K2O и Na2O (<< 0.5 мас.%), источником этих элементов могли
135
быть только специфические воды. Аномальное обогащение K и Na характерно для MgCl2-CaCl2 рассолов Мертвого моря (Ca2+ > HCO3−;
SO42−). Однако, кластические дайки антиклинали Гурим обеднены магнием (< 0.5 мас.% MgO). Доказано, в процессе латеральной миграции
MgCl2-CaCl2 рассолов из рифтовой впадины происходит доломитизация карбонатных толщ, вследствие которой концентрация Mg в остаточных растворах резко падает (García-Veigas et al., 2009). В пользу
формирования K-Na минерализации кластических даек при участии
разбавленных мертвоморских рассолов также свидетельствуют повышенные (но не аномальные) содержания (в ppm): Sr до 1700; Rb до 200;
Br до 11. Отсутствие (SO4)2- и низкие концентрации U и Th (до 2 ppm)
указывают на незначительный вклад в их состав вод из приповерхностных горизонтов.
40
Ar/39Ar возраст апофиллита из кластической дайки – 6.24±0.72
млн. лет отвечает нижнему рубежу формирования углеводородных аккумуляций на периферии рифтовой впадины (Gvirtzman, Stanislavsky,
2000). Вероятной причиной возникновения восходящего потока водного и/или газо-водного флюида, вызвавшего дезинтеграцию и подъем
песчаного материала коллектора с глубины 700-1100 м, представляется
повреждение кровли над ловушкой антиклинали Гурим. Прорыв к поверхности ультащелочных Ca-OH вод и K-Na-Ca рассолов сопровождался высвобождением ранее растворенных углеводородных газов. На
это указывает совмещение на этой площади кластических даек, палеофокусов горения метана, отмеченных пирогенными породами, и кальцитовых жил с включениями углеводородов и «сажистого» вещества.
Стремительная седиментация в рифтовой впадине явилась первопричиной возникновения избыточного давления, а тектонические подвижки сделали возможным латеральный транспорт флюидов.
Литература
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Сокол Э.В., и др. // Докл. РАН, 2007, т. 413, № 6, с. 803–809.
Холодов В.Н. // Литология и полезные ископаемые, 1993, № 5, с. 3–26.
García-Veigas et al. // Chemical Geology, 2009, v. 265, p. 499–511.
Gvirtzman H., Stanislavsky E. // Basin Research, 2000, v. 12, p. 79–93.
Jonk R. // Basin Research, 2010, v. 22, p. 603–621.
Nissenbaum A., Goldberg M. // Organic Geochemistry, 1980, v. 2, p.
167-180.
136
3Д МОДЕЛИРОВАНИЕ ЛИТОФАЦИАЛЬНОГО СОСТАВА
МАЙКОП-ЧОКРАКСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПЛОЩАДИ УМБАКИ,
ЮЖНО-КАСПИЙСКИЙ БАССЕЙН
Ф.Асланзаде
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
E-mail: fidan_aslanova@yahoo.com
Месторождение Умбаки расположено на 8-10 км к юго-западу от
поселка Чеилдаг. В 1951 г. на месторождении вступили в разработку
горизонты майкоп III и IV.
В геологическом строении месторождения принимают участие олигоцен-миоценовые отложения. В геологическом разрезе снизу–вверх породы представлены в основном майкопскими отложениями, также выделяются отложения тортона, чокрака, карагана и конка. В разбуренной
части месторождения также наблюдаются отложения моложе чокрака.
Эти отложения так же выделяются на разрезах по поверхности. Трехмерная модель была построена с целью выявления этих зон.
Было использовано большое количество скважинных данных и
геологических разрезов. Отсутствие сейсмических данных было заменено использованием данных плотной сетки скважин. Трехмерное
моделирование работы было произведено в специализированной программе Petrel Workflow Tool.
С тектонической точки зрения месторождение Умбаки представляет собой продольно вытянутую антиклинальную складку длиной 8,5
км и шириной 5 км. Северное и южное крыло складки осложняют разрывные нарушения надвигового характера. Эти данные были получены
из немногочисленных пробуренных скважин на южном крыле.
Северная надвиговая зона
Поверхность майкопских отложений характеризуется литологиической неоднородностью (рис. 1).
137
Рис.1 3-х мерная модель отложений верхней части майкопской свиты
северной надвиговой зоны месторождения Умбаки по плоскости надвига
(рисунок ориентирован с северо-запада на юго-восток).
Доминируют глинистые отложения. Алевритовые и песчаные породы распространены в виде пятен. Латерально прослеживающиеся
песчаные и алевритовые пачки не отмечаются.
Южная подвиговая зона
Поверхность майкопских отложений представлена в основном
песчаниками. Однако, надо иметь в виду при интерпретации 3-х мерных моделей, что степень разбуренности этой части складки и, соответственно, объем имеющейся информации значительно уступает таковой для северной зоны. В связи с этим степень достоверности результатов для южной подвиговой зоны уступает таковой для северной
надвиговой. Центральная приподнятая часть южного крыла характеризуется довольно мощными песчаными и глинистыми прослоями (рис.
2). Мощность прослоев уменьшается на флангах складки. Прослои
прослеживаются на большом расстоянии.
138
Рис. 2. 3-х мерная модель отложений верхней части майкопской свиты
южной подвиговой зоны месторождения Умбаки по плоскости надвига
(рисунок ориентирован с северо-запада на юго-восток).
НЕФТИ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
ЖЕТЫБАЙ-УЗЕНЬСКОЙ СТУПЕНИ
Е.В.Токарева
АО «КазНИПИмунайгаз» (Казахстан)
E-mail: tokareva_e@kaznipi.kz
В настоящей работе автором был проведен анализ нефти действующих месторождений (Жетыбай, Узень, Асар, Бурмаша, Туркменое),
расположенных на Жетыбай –Узеньской ступени.
Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень является структурным элементом второго порядка, и приурочена к северной бортовой
части Южно-Мангышлакского прогиба и протягивается с северозапада на юго-восток на 200 км. при ширине ступени около 40 км. С
севера ступень ограничена региональным разломом, осложняющим
южное крыло Беке-Башкудукского вала, на западе граничит с Сеген 139
дыкской депрессией и Карагиинской седловиной, а на востоке – с Кокумбайской ступенью. От Жазгурлинской депрессии на юге ступень
отделена глубинным разломом субширотного простирания, отраженном в платформенном чехле флексурообразным перегибом (Рис. 1).
Рис. 1. Тектоническая схема Мангышлака
Строение Жетыбай-Узеньской тектонической ступени характеризуется отчетливой линейностью структур, выражающейся в приуроченности
локальных поднятий к антиклинальным линиям, ориентированным согласно простиранию всей ступени с восток-юго-востока на запад-северо-запад.
С севера на юг в пределах ступени выделяются Узень-Карамандыбасская,
Жетыбайская и Тенге-Тасбулатския антиклинальные линии.
Многочисленные гидрогеологические исследования, проведенные на месторождениях, позволили выявить основные особенности
гидрогеологических условий Южного Мангышлака. Одной из них является приуроченность первого гидрогеологического комплекса, представленными слабоминерализованными водами всех типов, к породам
мелового возраста. Второй гидрогеологический комплекс связан с
юрскими отложениями, включает в себя воды исключительно хлоркальциевого типа, что свидетельствует о лучшей гидрогеологической
закрытости пластовых вод.
По гидрохимическим параметрам пластовые воды юрских отложений рассматриваемой территории представляют собой однообраз 140
ные хлоркальциевые рассолы, общая минерализация которых колеблется в узких пределах 134-160 г/л.
Месторождения, расположенные на территории Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, преимущественно, нефтяные и нефтегазовые. Имеются крупные месторождения, такие как Узень, Жетыбай, а
так же большое количество мелких месторождений, например Асар,
Бурмаша, Туркменое и др.
Основная масса извлекаемых запасов (около 80%) сосредоточена в юрских отложениях рассматриваемых месторождений.
Коллекторами нефти и газа служат мелкозернистые песчаники,
заметно обогащенные алевритовым и глинистым материалом, крупнозернистые алевролиты и, реже, среднезернистые песчаники. В чистом
виде песчаники и алевролиты встречаются редко, преимущественное
развитие получают породы смешанного состава, в которых преобладают либо песчаные, либо алевролитовые разности.
Сама же нефть, добываемая на месторождениях Жетыбай –
Узеньской ступени, классифицируется как малосернистая, смолистая,
высокопарафинистая, с низким выходом светлых фракций. Подробные
исследования товарных свойств нефти были проведены на месторождении Жетыбай. По результатам химического анализа нефть по месторождению состоит на 60-70% из парафина, на 20-30% нафтеновых и
10-15% ароматических углеводородов. Углеводородный состав бензиновых фракций представлен в таблице 1.
Таблица 1. - Групповой углеводородный состав бензиновых фракций
нефти месторождения Жетыбай
Горизонт
Ю-13 Скважина №15
Горизонт
Ю-11 Скважина №8
Горизонт
Ю-3 Скважина №2
Температ.
предел
фракций,˚С
НК-60
60-95
95-120
120-150
150-200
НК-60
60-95
95-120
120-150
150-200
НК-60
60-95
95-120
120-150
150-200
Содержание углеводородов, %весовые
Выход в %
на нефть
Ароматич.
Нафтен.
Парафин.
2,3
3,1
4,3
5,0
8,2
1,4
3,5
2,2
4,6
6,5
0,5
1,9
2,1
2,7
4,7
1
3
7
11
12
2
7
9
11
2
3
7
9
7
33
34
24
20
4
37
39
25
19
8
33
29
20
35
92
64
59
65
68
96
61
54
66
70
92
65
68
23
56
141
ИЗМЕНЕНИЕ УДЕЛЬНОГО ЭЛЕКТРИЧЕСКОГО
СОПРОТИВЛЕНИЯ ГЛИНИСТЫХ ПОРОД В ЗАВИСИМОСТИ
ОТ ГЛУБИНЫ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
8 МАРТА, АЛЯТ-ДЕНИЗ)
О.К.Новрузов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: afsharbey@mail.ru
Нефтегазоносный район Бакинский архипелаг охватывает одноименную структурную зону западного шельфа Южного Каспия.
Нефтегазоносный район Бакинский архипелаг не является самостоятелньным тектоническим элементом, а представльяет собой морское продолжение структур Джейранкечмезкой депрессии и Нижнекуринской впадины, характеризуется активным проявлением неотектонических движений, извержениями грязевых вулканов и интенсивной
дислоцированностью локальных поднятий, осложненных серий продольных и поперечных нарушений. Глубоким поисковым бурением
охвачены перспективные площади центральной и северной частей Бакинского архипелага, где вскрыт полный разрез верхнего отдела, продуктивные толщи отложения были вскрыты единичными скважинами
на присводовых частях структур Сангачалы-дениз и Дуванный-дениз.
Разрез продуктивной толщи в пределах Бакинского архипелага
становится более глиныстым по сравнению с Апшеронским районом.
Суммарная мощность песчаных пластов составляет 25-30% разреза
верхнего отдела продуктивной толщи. Наиболее песчаными являются
верхи разреза V, VII и VIII горизонты.
Мощность верхнего отдела продуктивной толщи в пределах Бакинского архипелага составляет 3000-3500м, а общая мощность продуктивной толщи в Бакинском архипелаге предполагается - от 38004500м и более.
По-видимому, геофизическое исследование на структурах южной
части Бакинского архипелага, расположенных на склонах субмеридионального гравитационного максимума продуктивной толщи, имеют
сокращенную мощность за счет выклинивания свит нижнего ее отдела.
Основными нефтегазоносными объектами являются V, VII и VIII
горизонты продуктивной толщи. Выявленные залежи относятся к типу
тектонически- экранированных и имеют значительную высоту в поперечном сечении.
Ниже рассматривается изменение удельнего электрического сопротивления месторождения 8марта, Алят-дениз в зависимости от глубины.
142
На рис.1. приводятся закономерности изменения удельного электрического сопротивления в зависимости от глубины.
Как видно из рисунка, в общем случае наблюдается рост удельного электрического сопротивления в глинах от 1,5 Ом/м до 4 Ом/м.
Однако, как видно из рис. 1 (а, б), в зонах дренирования глинистых покрышек значение удельного электрического сопротивления глин
увеличивается от 4,0 Ом/м до 6-10 Ом/м.
Факт увеличения УЭС в зонах дренирования глинистых покрышек объясняется тем, что до 150-200 м продуктивных залежей в глинистых разрезах происходит рост песчаника, интенсивное отжимание воды и увеличение плотности глины, что и привело к увеличению удельного электрического сопротивления.
Рис. 1. Зависимости изменения удельного электрического
сопротивления от глубины. а- 8 марта, б- Алят-дениз
143
ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ
БУЗАЧИНСКОГО СВОДА
А.Б.Карамурзаева
АО «КазНИПИмунайгаз» (Казахстан)
E-mail: zhansaya_alan@mail.ru
Многолетние исследования Комплексной экспедиции «Мангышлакнефтегазразведка» и ВНИГРИ в 1974 году увенчались открытием
на полуострове Бузачи нового крупного нефтегазоносного района.
Вскрыт разрез мезокайнозойских отложений.
В разрезе п-ва Бузачи четко выделяются три различных по строению структурных этажа: каледонско-раннегерциннский, предположительно, представленный метаморфизованными нижнее-средне-палеозойскими породами фундамента; промежуточный, охватывающий пермо-триасовые, верхнекаменноугольные и, в отдельных участках, возможно, более древние отложения палеозоя, и платформенный, сложенный осадками юры, мела, палеогена и неогена.
Фундамент в рассматриваемом регионе, согласно геофизическим
данным, залегает на больших глубинах; на северо-западе полуострова
его глубина достигает 4000-5000м, в южном и восточном направлениях
он погружается до глубины 8000-9000м.
На п-ве Бузачи широко развит промежуточный комплекс. Его
мощность в своде Северо-Бузачинского поднятия, возможно, достигает
3500 м и увеличивается до 6000-8000м – на юге и востоке полуострова.
Промежуточный структурный этаж полуострова Бузачи имеет
двухъярусное строение, границей между ярусами условно можно считать
преломляющий горизонт, выделенный работами КМПВ Турланской геофизической экспедиции (В.Г.Гуденко, О.Ф.Денисенко и др.). Мощность
верхнего яруса составляет 2600-3500м. Эта часть промежуточного комплекса представлена пермо-триасовыми породами. Породы на п-ве Бузачи менее дислоцированы, чем в районе Центрального Мангышлака. Анализ геолого-геофизических материалов свидетельствует о том, что пермотриасовые отложения на п-ве Бузачи образуют узкие валы и разделяющие
их прогибы, вытянутые преимущественно в северо-западном и широтном
направлении. В сводах крупных поднятий пермо-триасовые породы глубоко эродированы. Платформенный чехол с угловым несогласием залегает на более древних породах триаса и перми.
Мощность осадков чехла изменяется от 350м на северо-западе
полуострова, в своде Северо-Бузачинского поднятия (Каражанбас), до
2000-2800м – на юге и северо-востоке полуострова.
144
При тектоническом районировании платформенного чехла полуострова Бузачи и прилегающей акватории Каспийского моря выделяются следующие крупные элементы: Бузачинско-Северо-Каспийская
зона поднятий, Южно-Бузачинский прогиб, Северо-Устюртская синеклиза, осложненные более мелкими структурами.
Бузачинско- Северо-Каспийская зона поднятий охватывает значительную часть п-ва и прилегающую акваторию моря. Наиболее крупным элементом зоны является Бузачинский свод, где ниже представлена геология и нефтегазоносность.
Бузачинский свод, куда входят открытые месторождения, в тектоническом отношении расположен в районе сочленения Русской
платформы с Туранской плитой.
В пределах Бузачинского свода продуктивны юрские и нижнеемеловые отложения (месторождения Каражанбас, Северный Бузачи,
Жалгизтюбе, Каламкас, Восточный Каратурун). Геологическое строение рассматриваемого района, литолого-стратиграфическая характеристика развитых здесь отложений, а также морфологические особенности залежей нефти и газа достаточно полно были рассмотрены ранее
[2, 3, 5]. Крылья этих антиклиналей осложнены продольными нарушениями, а сами антиклинали, по-видимому, являются приразломными
структурами, отражающими рельеф пермо-триасовых отложений.
Почти вся территория Бузачинского свода покрыта четвертичными отложениями. В настоящее время скважинами вскрыты пермотриасовые, юрские, меловые и палеогеновые отложения. Среднеюрские отложения представлены серыми мелкозернистыми песчаниками,
серыми плотными алевритистыми глинами с включениями обуглившихся растительных остатков, с редкими прослоями углей. Мощность
среднеюрских отложений изменяется от 0- на Каражанбасе до 500 м –
в Южно-Бузачинском прогибе.
Проведенный ранее [3, 5] палеотектонический анализ развития
Каражанбасского, Северо-Бузачинского и Каламкасского поднятий показал, что юрские и неокомские структурные ловушки здесь начали
формироваться одновременно с осадконакоплением. К началу альба их
амплитуда составляла не более 20-30 % современной, в последующем
они продолжали активно развиваться. Образование залежей нефти и
газа на п-ове Бузачи могло начаться в конце нижнего мела. К этому
времени уже существовали структурные условия для аккумуляции УВ,
а наличие аптской глинистой покрышки создавало благоприятную обстановку для их консервации.
Открытые во второй половине 70-х годов текущего столетия на пве Бузачи крупные месторождения нефти Каражанбас, Сев.Бузачи и
145
газонефтяное Каламкас в настоящее время находятся на стадии промышленной разработки. О перспективности Северо-Бузачинского свода в отношении нефтегазоносности может свидетельствовать факт выявления в последующие годы ряда мелких по запасам месторождений,
таких как: Арман, Каратурун, Каратурун Восточный, Северный Каражанбас и Кирель. Продуктивность разреза восточной переклинальной
части Северо-Бузачинского поднятия была еще известна со времени
представления материалов по Каражанбасскому, Северо-Бузачинскому
и Жалгизтюбинскому месторождениям. Однако, из-за сложности проведения геологоразведочных работ этот участок остался тогда недоизученным. Проведенный в 1977-1979г.г. объем структурно-поиского и
глубокого бурения позволил выяснить особенности строения восточной части Северо-Бузачинского месторождения и оценить запасы нефти по промышленным категориям.
Литература
1. Геология и Нефтегазоносность п-ва Бузачи, Мангышлака и Устюрта.
Ленинград, 1976г.
2. Верхнетриасово-нижнеюрские отложения Южной Эмбы, СевероЗападного Устюрта и п-ова Бузачи. / И.В.Долицкая, Р.И.Каневская,
О.А.Карцева и др. - Бюлл. Моск. о-ва испытателей природы. Отд-ние
геологии, Т. 55,1980, вып. 3, с. 36-44.
3. Нисанов Т.К., Кондратьев А.Н. Строение и особенности формирования нефтяного месторождения Каражанбас (п-ов Бузачи)/ Труды
ВНИГНИ. М., 1977, вып. 199, с. 81-85.
4. О времени формирования мезозойских залежей нефти и газа Бузачинско-Прорвинского района. А.Н.Кондратьев (ВНИГНИ) УДК
553.98.061.15(574.14)
5. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности Бузачинско-Прорвинского района. /А.А.Голов, И.В.Долицкая, О.А.Карцева и
др. - Труды ВНИГНИ. М., 1979, вып. 212,с. 103-126.
6. Подсчет запасов нефти по м-ю Сев.Бузачи (Кирель), 1985г.
г.Шевченко.
146
УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ БАКИНСКОГО АРХИПЕЛАГА ПО ДАННЫМ
ВЫБРОСОВ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ
О.Р.Аббасов, Э.Э.Балаогланов, А.Р.Гусейнов, Р.В.Ахундов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: arif_85@mail.ru
Как известно, основной экономической базой Азербайджана являются углеводороды нефтегазовых месторождений Южного Каспия.
Многочисленные месторождения нефти, газа и конденсатов в акватории все более усиливают интерес к Южно Каспийскому бассейну
(ЮКБ). В настоящее время, наряду с открытыми здесь месторождениями, поиски новых нефтегазовых скоплений в ЮКБ являются актуальными и представляют практический интерес. Одним из высокоперспективных районов является Бакинский архипелаг, охватывающий
западный борт ЮКБ. Проведенными геофизическими работами в Бакинском архипелаге выявлены месторождения: Сангачал-дениз, Дуванны - дениз, о. Харе - Зиря, Булла - дениз и др. Однако вопросы перспектив нефтегазоносности глубокозалегающих отложений архипелага
пока еще остаются недостаточно изученными.
Пробуренные в Бакинском архипелаге скважины не дают информацию о больших глубинах, что не позволяет оценить углеводородный
потенциал глубокопогруженных и, прежде всего, палеоген-миоценовых отложений. В этом аспекте детальное изучение широко развитых в
архипелаге островных и подводных грязевых вулканов облегчает задачу решении вопроса о перспективах нефтегазоностности различных
стратиграфических комплексов в разрезе кайнозоя. Здесь геологогеофизичискими, аэрокосмическими, морфометрическими и геохимическими методами выявлено около 70 грязевых вулканов.
Еще недостаточно выяснены вопросы, связанные с генезисом углеводородов на разных глубинах, их миграция от очагов нефтегазообразования, термобарические условия и т.д. По данным пробуренных скважин
в шельфовой зоне ЮКБ получена информация о возможности сохранения
жидкой фазы углеводородов при температуре 2000С. Исследования продуктов извержения грязевых вулканов архипелага показали, что на глубине 10 км преобразование органического вещества находится примерно
в соответствии с глубинами 12 - 14 км. Это позволяет констатировать
возможности генерации жидких углеводородов на глубине 10 км и преимущественную роль вертикальной миграции в образовании углеводородных скоплений на материковых склонах ЮКБ.
147
Перспективы нефтегазоносности Бакинского архипелага, можно
сказать, носят региональный характер. Об этом свидетельствуют действующие грязевые вулканы, которые при пароксизмах извержений
выносят из глубин нефтенасыщенные породы, а также нефть и газ на
земную поверхность и морское дно, как результат вертикальной миграции флюидов по разломам из вышеотмеченных глубин – очагов
нефтегазообразования и т.д. При извержении островного вулкана Гил
среди твердых выносов были обнаружены нефтеносные с сильным запахом бензина песчаные породы. Возраст этих пород эоценовый. Со
следами углеводородов обломки пород палеоген-миоцена были отмечены при извержении грязевого вулкана Сабаил. Таких примеров немало. Эти факты могут служить доказательством наличия нефтегазовых скоплений в невскрытых пока бурением глубоких горизонтах кайнозойских отложений в пределах Бакинского архипелага.
Высокое гипсометрическое положение пород миоценового возраста в южной части архипелага также следует считать положительным фактором при проведении здесь исследовательских работ. Анализ
геолого-геофизического материала, особенно изучение грязевых вулканов, позволяет определить перспективы нефтегазоносности глубокозалегающих отложений архипелага. Исследование истории геологического развития структур в южной части Бакинского архипелага позволяет предположить, что развитие локальных структур в палеогенмиоценовое время сопровождалось процессами осадконакопления. Подобная характеристика развития структур стала возможной в результате привноса в бассейн осадочного происхождения материала, т.е. за
счет турбидитных притоков.
Таким образом, грязевые вулканы Бакинского архипелага в конкретной форме проявляют признаки нефтегазоносности. Подтверждением отмеченного является присутствие в породах – выбросах грязевых вулканов сингенетичных и эпигенетичных битумов, что указывает
на миграцию углеводородов в пределах палеоген-миоценового комплекса отложений, характеризующихся свойственными им литофациальными особенностями, наличием в разрезе высоко пластичных глин,
которые являются благоприятными объектами нефтегазообразования.
148
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛОЩАДЕЙ
ЖАЗГУРЛИНСКОЙ ДЕПРЕССИИ ЮЖНОГО МАНГЫШЛАКА
(ОБЗОР РЕЗУЛЬТАТОВ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ)
Б.Б.Хибасов
АО «КазНИПИмунайгаз» (Казахстан)
E-mail: khibassov@gmail.com
На Южном Мангышлаке по поверхности фундамента выделяются
три протяженных геоблока (Северо-Мангышлакский, Южно-Мангышлакский и Карабогазский), имеющих западно-северо-западную ориентацию. Основную часть Южно-Мангышлакского геоблока занимает
Жазгурлинская депрессия, которая представляет собой один из важнейших перспективных нефтегазоносных районов восточного борта
Средне-Каспийской впадины (Рисунок 1).
Рисунок 1. Тектоническая схема Южного Мангышлака.
По проведенным сейсморазведочным работам на территории Жазгурлинской депрессии, методом общей глубинной точки (МОГТ) выявлен
ряд локальных поднятий в платформенном чехле и переходном комплексе.
Анализ материалов поисково-разведочных работ по юрским и триасовым
отложениям позволяет исследователям сделать вывод о том, что основной
нефтематеринской толщей в пределах Южного Мангышлака является доюрский осадочный комплекс, обеспечивающий формирование основных
запасов нефти и газа в юрско-меловых отложениях.
149
Региональная нефтегазоносность доюрских отложений была доказана в конце 60-70 гг. Основные запасы УВ связываются с вулканогенно-карбонатным комплексом среднего триаса и вулканогеннотерригенным комплексом верхнего триаса (месторождения Северное
Карагие, Каменистое, Северное Ракушечное и др.). В пробах нефти из
сводовых частей месторождения Северное Ракушечное обычно преобладают миоспоры, а на периклиналях и вблизи тектонических нарушений – акритархи, среди которых преобладают палеозойские виды. Однако миграция нефти не всегда контролируется крупными разломами,
роль которых во времени может меняться – ранее проводящий разлом
по результатом сейсморазведочных работ может стать экраном, что
имеет место на месторождении Северное-Карагие, где миграция, возможно, идет по нефиксированным узким каналам или проницаемым
зонам. Это подтверждается находками большого количества микрофоссилий в зонах, достаточно удаленных от тектонических разломов.
По фактическим данным перспективность Жазгурлинской депрессии
определена по результатам поисково-разведочных работ сопредельных месторождений, расположенных на территории Песчаномысско-Ракушечной
зоны, Карагийнской седловины, Жетыбай-Узеньской ступени, и связана с
карбонатными отложениями среднего триаса, представленными каверновопорово-трещинными коллекторами, а также базальными отложениями
верхнего триаса, где получили развитие поровые и порово-трещинные коллектора. Проанализировав гипсометрические глубины залегания коллекторов, предполагается, что верхне-, среднетриасовые отложения рассматриваемой депрессии являются газоносными.
Преимущественно газовые залежи по результатам бурения на
площадях Южного борта установлены в средне-верхнетриасовых отложениях месторождений Махат, Прибрежная и Жарты.
Восточная часть Жазгурлинской депрессии слабо изучена. Сейсморазведочными работами на данном участке по триасовым отложениям было выявлено два десятка поднятий, которые относятся к группе,
прекратившей свое развитие к началу юрского времени. Из указанного
обстоятельства перспективы обнаружения залежей в юрско-меловых
отложениях рассматриваемой зоны маловероятны.
Наибольший поисковый интерес представляют поднятия Косбулак, характеризующиеся высокой степенью геофизической изученности, а также Балга и Жартас благодаря своим крупным размерам и доступным глубинам залегания перспективных триасовых горизонтов.
В западной части Жазгурлинской депрессии по результатом бурения на площадях Кумак, Демал, Алак, Байрам-Кызыладыр и Курганбай получены притоки газа и запасы оцениваются по категории С3.
150
В юрских отложениях выявлены четыре структуры только в западной части Жазгурлинской депрессии, которые впоследствии были разбурены. На площади Курганбай были получены притоки нефти и газа из
верхне-, среднеюрских отложений, и в целом подтверждена структура по
верхнеюрским отложениям. Структуры Каунды и Байрам-Кызыладыр по
материалам бурения определены как неперспективные.
Из приведенного выше анализа ранее выполненных геологоразведочных работ со всей очевидностью можно сделать следующие
выводы о причине неуспешности проведенных поисковых работ:
1. Бесперспективность нижнетриасовых отложений связана с крайне
низкими емкостно-фильтрационными свойствами(ФЕС) этих пород.
2. Основной причиной безуспешных поисков залежей углеводородов в юрско-меловых отложениях на разбуренных площадях является
отсутствие благоприятных структурных ловушек, способных в силу своих
литологических особенностей для аккумуляции и консервировации скопления нефти и газа.
Для подтверждения нефтегазоносности триасовых и юрских отложений в пределах указанных участков западной и восточной части
первоначально авторами работы рекомендуется проведение сейсморазведочных работ 3Д, переработка и переинтерпретация сейсмических
материалов МОГТ прошлых лет и бурение глубоких поисковых скважин.
Приведенные вышеуказанные результаты работ, проведенных с
целью оценки перспектив нефтегазоносности триасовых, юрско-меловых отложений Жазгурлинской депрессии, позволяют авторам сделать
следующие выводы:
1) Преобладание вертикальной миграции УВ в осадочной толще
позволяет прогнозировать залежи УВ в зонах, связанных с тектоническими нарушениями и трещиноватых зонах Жазгурлинской депрессии.
Целесообразно по результатам 3Д сейсмического профилирования дополнительно рассмотреть зоны разуплотнения пород, зоны раздробления вдоль разрывных нарушений и провести сопоставление зон разуплотнения.
2) Необходимо проведение подробного анализа триасового комплекса, сопроводив его фациальными картами и картами мощностей
(особенно верхнетриасовых и среднетриасовых отложений) в целях выявления фациальных закономерностей размещения залежей нефти газа.
3) Провести дополнительные ГИС, создать схему корреляции в
целом по Жазгурлинской депрессии и с месторождениями соседних
зон. После обработки ГИС определить границы зон с хорошими ФЕС и
продуктивными показателями.
151
ЛИТОФАЦИАЛЬНАЯ МОДЕЛЬ ПОРОД
В МЕСТОРОЖДЕНИИ КЮРОВДАГ
Р.Аскерова
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
Цель работы. Построение 3Д моделей, характеризующих реальные
геологические условия и коллекторские свойства месторождений. Для
построения моделей использовались следующие данные – комплекс геологических, геодиамических, геофизических, термобарических, сейсмологических, петрофизических и литофациальных критериев, которые
также включали характеристики коллекторских свойств. Для построения
моделей, как объекта исследования, выбрано месторождение Кюровдаг,
расположенного в пределах Нижне-Куринского прогиба.
Структурные и петрофизические модели, построенные с помощью
программного пакета GOCAD Suite, предназначены для использования в
процессе дальнейшего моделирования процессов, отражающих реальную
геологическую обстановку. Моделирование геологических объектов и
процессов широко используется в нефтяной и газовой геологии, снижая
риск в процессе поисков и разведки месторождений нефти и газа.
Программный пакет GOCAD Suite позволяет построить модель геологического объекта на основе нескольких структурных уровней, получить трехмерное изображение модели геологического объекта, выполнить
согласование поверхностей горизонтов со скважинными данными. GOCAD Suite дает возможность по данным скважинной геофизики и керновым данным моделировать изменение свойства коллектора и распределение фаций в терригенном разрезе. Автоматизированный процесс GOCAD
Suite – это процесс, который помогает в создании модели, отслеживая
выполненные операции и указывая на дальнейшие действия
Различные модули GOCAD Suite позволяют просмотр 3D-данных,
моделирование и редактирование объектов, создание гистограмм и графиков зависимости, расчета свойств, просмотр карт, геологических разрезов и каротажных кривых, построение сетей поверхностей разломов и горизонтов, редактирование контактов разлом-горизонт, контроль качества,
построение стратиграфического грида и анализ разломов.
Для построения моделей использовались промыслово-геофизические
данные, охватившие всю площадь месторождения. Скважины, пробуренные на этой площади, вскрыли отложения четвертичного и плиоценового
возраста, литологически эти породы преимущественно представлены песками, глинами и алевролитами. Мощность глинистых прослоев варьирует
от тонких прослоек до десятков метров. (Рисунок 1)
152
Рис.1. Литофациальная модель
Литологический состав, характеризующийся такой изменчивостью состава, влияет на механизм распределения углеводородов и имеет два характерных критерия. Первое – имеет отрицательное действие
на миграцию углеводородов, останавливая процесс миграции. Второе –
имеет положительную характеристику, так как играет роль экрана для
формирования месторождения. При повышении плотности глинистых
пород их пористость резко снижается, создаются условия для накопления и сохранности углеводородов.
Литологическая характеристика по анализам образцов, песчанистых и алевролитистых пород, отобранных при бурении скважин,
имеют высокие коллекторские свойства при общей относительной слабой пористости.
Высокие значения пористости тесно связаны со слабой изменчивостью, слабой проводимостью и низкой эффективной пористостью
пород, а также высокой глинистостью и типом цемента. При анализе
пористости по разрезу установлено два варианта: 1 - с увеличением
глубины пористость уменьшается в 1,5 раза; 2 – при приближении к
зоне разломов, в общем, значения проводимости увеличиваются.
Другой характерной особенностью является уменьшение значений содержания песка в породах и литофациальные особенности, находящиеся в зависимости от глубины их залегания. Однако распреде 153
ление литофаций, находящихся в зависимости от глубины, не всегда
имеют общую закономерность. Иногда на расстоянии нескольких км
литофациальные характеристики сильно варьируют.
Целью построения 3Д моделей для оценки нефте-газоносности
месторождения Кюровдаг, имеющее сложное геологическое строение,
является правильно установить критерии нефтеносности коллекторов и
всесторонне и детально изучить механизм миграции.
При изучении глубинного строения месторождения, нефтегазоносности установлены толщи, содержащие промышленные запасы углеводородов. Для проведения целенаправленного бурения поисковоразведочных скважин необходимо построение таких моделей, охватывающих всю площадь месторождения, а построенные 3Д модели явились основным результатом данной научной работы.
Литература
1. Абасов М.Т., Кондрушкин Ю.М., Алияров Р.Ю., Крутых Л.Г. «Изучение и прогнозирование параметров сложных природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины». Баку, Издательство
«Нафта-пресс», 2007.
2. Nian S., Yalcin N., Kuliyev K. Deep petroleum occurrences in the Lower
Kura Depression, South Caspian Basin, Azerbaijan: an organic geochemical and basin modeling study. / Marine and Petroleum Geology, 1997,
No 7/8, p.731-762.
3. Шихалибейли Э.Ш., Мамедов А.В. и др. Геотектонические развитие
Куринской впадины. Баку, «Элм» 1984, 110с.
154
СТЕНДОВЫЕ ДОКЛАДЫ
СЕКЦИЯ "Эволюция бассейна: тектоника, стратиграфия,
осадконакопление"
ПОДНАДВИГОВЫЕ ГРЯЗЕВУЛКАНИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ
ДЖЕЙРАНКЕЧМЕЗ-ЮЖНОКАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЫ ВМЕСТИЛИЩЕ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Ад.А.Алиев, А.А.Байрамов, Н.И.Бабаев
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: arif_85@mail.ru
Основными надвигами Джейранкечмез-Южнокаспийской мегавпадины являются (с севера на юг): Герадиль-Масазырская зона конвергенции, Гуджур-Гызылдашский надвиг, Агдам-Кянизадагская зона
разломов, Аджичай-Алятский надвиг. Все они представляют структуры субширотного простирания, характеризуются как региональные
надвиги, имеют протяженность десятки километров и разграничивают
локальные микроблоки Гобустана и его восточное продолжение в акватории Каспийского моря.
Герадиль-Масазырская зона конвергенции представляет ярко выраженную надвиговую структуру и разграничивает складчатое сооружение
Большого Кавказа с Джейранкечмез-Южнокаспийской мегавпадиной. В
ее поднадвиговом пространстве расположена Бинагади-Бузовнинская антиклинальная зона. Восточным продолжением ее в акватории Каспия является Абшерон-Прибалханский порог, включающий брахиантиклинали:
б. Дарвина, о. Пираллахи, о. Чилов, Ази-Асланова, Нефт Дашлары, Гюнешли, Азери, Чираг и др. Сложены они, как и вся Бинагади-Бузовнинская антиклинальная зона песчано-глинистыми отложениями ПТ (нижний плиоцен), подстилаемыми глинистой толщей миоцена.
Анализ фактического материала позволяет считать, что поднадвиговые структуры являются перспективными объектами для выявления глубокопогруженных нефтегазовых залежей.
Гуджур-Гызылдашский надвиг расположен на границе Баянатинского и Торагайского микроблоков Гобустана, являющегося северозападным ангуларом Джейранкечмез-Южнокаспийской мегавпадины.
Он прослеживается, в основном, в широтном направлении. В его поднадвиговом пространстве расположена также широтной ориентации
155
Локбатан-Путинская антиклиналь. Она сложена отложениями продуктивной толщи, насыщенной нефтью. К ее ядру приурочен одноименный грязевой вулкан, характеризующийся активной деятельностью. В
поднадвиговом пространстве Гуджур-Гызылдашского надвига расположен грязевой вулкан Ахтарма-Пута, известный своими битумными
скоплениями.
У пос. Шонгар надвиг приобретает ЗСЗ простирание, трассируясь
вдоль грязевых вулканов Шонгар, Сарынча и Гюльбахт до обильно
нефтевыделяющего грязевого вулкана Шорбулаг. В местности Чарани
выявлен одноименный вулкан, также обильно выделяющий нефть.
Здесь геофизическими работами установлена широтного простирания
антиклинальная складка, упирающая в Гуджур-Гызылдашский надвиг.
Она сложена песчано-глинистыми отложениями продуктивной толщи,
также подстилаемыми глинами миоцен-эоцена. С севера весь этот
комплекс срезан упомянутым надвигом.
Следует подчеркнуть, что в поднадвиговом пространстве Гуджур-Гызылдашского дизьюнктива почти весь разрез верхнего структурного этажа кайнозойских орогенных молассов (продуктивная толща, миоцен, майкопская серия, эоцен) является нефтеносным.
К поднадвиговым структурам в Торагайском микроблоке Гобустана
относится Арзани-Гылычская антиклинальная зона, ограниченная с севера Шекихан-Агдамским разломом надвигового типа. Она сложена отложениями продуктивной толщи, в ядре которой бурением вскрыта майкопская серия отложений. К ней приурочены нефтевыделяющие грязевые
вулканы. В восточном продолжении Арзани-Гылычской антиклинали в
акватории Южного Каспия расположены эксплуатируемые месторождения нефти Сангачал-море, о. Харе-Зиря и др.
Поднадвиговую структуру в северной части юго-восточной Ширвани представляет Мишовдаг-Галмаз-Пирсаатская антиклинальная зона, расположенная под Аджичай-Алятским надвигом субширотной
ориентации.
Таким образом, выполненный анализ геолого-геофизического материала позволяет констатировать, что вышеуказанные поднадвиговые
структуры в пределах Южного Гобустана, ЮВ Ширвани и особенно
Южного Каспия несомненно могут представлять практический интерес
для проведения поисково-разведочных работ с целью оценки перспектив нефтегазоносности глубокопогруженных эоцен-миоценовых и
верхнемеловых отложений.
156
ГЕОДИНАМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ
ТОЧНОСТИ СИСТЕМНОГО НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО
РАЙОНИРОВАНИЯ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ РЕГИОНОВ И
ПРОГНОЗА ИХ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (НА ПРИМЕРЕ
РЕГИОНОВ АЗЕРБАЙДЖАНА И КАСПИЙСКОГО МОРЯ)
С.А.Алиева, Б.М.Авербух
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: suaza@mail.ru
Большое значение для успешного поиска зачастую глубоко погруженных местоскоплений и залежей УВ различного генезиса в пределах сложно построенных регионов имеет разработка научно- обоснованного нефтегазогеологического районирования, базирующегося на
системной основе и ретроспективном анализе геодинамической эволюции осадочно-породных палеобассейнов, существовавших на отдельных стадиях геодинамического цикла литосферы.
Ретроспективный анализ крупных осадочно-породных бассейнов
в сложно построенных регионах, которые прошли несколько стадий
цикла геодинамической эволюции, предусматривает оценку различных
вариантов преобразований вышеуказанных бассейнов во времени и
пространстве, из которого следуют оценки принадлежности расположенных в их пределах современных регионов к тому или иному крупному звену системы нефтегазогеологического районирования (в дополнение к тектоническому анализу). При разработке такого геодинамического анализа были уточнены и дополнены существовавшие ранее
определения геологической сущности крупных звеньев в системе нефтегазогеологического районирования и предложены нижеследующие
определения:
Нефтегазоносная провинция, значительная по размерам и осадочному выполнению обособленная нефтегазоносная территория, приуроченная к региональному или группе смежных крупных тектонических
элементов, на которой прошли последовательно определённые стадии
геодинамической эволюции литосферы и которая во время формирования всех или части регионально-нефтегазоносных комплексов представляла собой единый осадочно-породный бассейн.
Нефтегазоносная провинция ограничивается либо бесперспективными или малоперспективными землями, либо крупными разломами и
(или) резкой сменой строения осадочного чехла.
Нефтегазоносная субпровинция, крупная нефтегазоносная часть
нефтегазоносной провинции, включающая не менее двух нефтегазо 157
носных областей, которая на этапе формирования древних или молодых регионально-нефтегазоносных комплексов представляла собой
самостоятельный осадочно-породный бассейн, а позднее, до формирования молодых региональных комплексов либо соединилась с другим
бассейном в единую нефтегазоносную провинцию, либо после формирования древних регионально-нефтегазоносных комплексов выделилась из единого крупнейшего осадочно-породного бассейна в крупный
самостоятельный осадочно-породный бассейн. Самостоятельная нефтегазоносная область, крупная нефтегазоносная (перспективно-нефтегазоносная) часть тектонического региона, которая во время формирования регионально-нефтегазоносных комплексов (или какой-то их части) представляла собой единый крупнейший осадочно-породный бассейн, а затем в результате каких-либо причин на остальной его территории эти комплексы были разрушены, либо подверглись интенсивному метаморфизму или же были выведены в аконсервационную зону.
Сопредельные нефтегазоносные провинции, прошедшие одинаковое число стадий геодинамической эволюции литосферы могут быть
объединены в пояса нефтегазонакопления.
Под поясом нефтегазонакопления понимается ассоциация территориально близких нефтегазоносных провинций, прошедших одинаковое число стадий эволюции литосферы, в пределах которых образование и накопление нефти и газа протекали под доминирующим влиянием определенного геодинамического режима. Вышеуказанные геодинамические методы были нами использованы для составления новых,
более точных систем нефтегазогеологического районирования сложно
построенных регионов по территории Азербайджана и Каспийского
моря, и эти схемы, в совокупности с другими критериями нефтегазоносности, послужили основой для определения перспектив нефтегазоносности и направлений по поиску и разведке местоскоплений и залежей УВ в этих регионах.
158
СЕЙСМОГЕОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
ОБРАЗОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПЕРСИДСКОГО ЗАЛИВА И ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ
НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ
Б.С.Асланов1, Б.И.Магеррамов1, Н.И.Бабаев2, Т.Ю.Багаров1
1
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики;
2
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: beyler@inbox.ru
В настоящее время в качестве основы интерпретации геологического строения, прогноза и поисков нефти и газа многие исследователи
(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.) пытаются использовать новую теоретическую парадигму – геодинамику.
40
45
45
55
50
60
45
40
40
35
35
Усл.обозначения:
1
2
3
4
30
30
Рис.1. Современная сейсмогеодинамическая
карта исследуемого региона. Усл.об.: 1 - Эпицентры
землетрясений, 2 - Гистограммы землетрясений,
3 - Трансформные разломы, 4 - Надвиговые зоны.
25
40
45
50
159
25
55
60
25
Исследованный регион в данной работе приурочен к активной
сейсмогеодинамической зоне (рис.1). Зона расположена между двумя
крупными Евразийской и Аравийской литосферными плитами. Она
является реликтом Палеотетиса и относится к мобильной зоне Кавказского сегмента Альпийско-Гималайского пояса. Характерными особенностями являются большая контрастность и интенсивность магматических процессов (в том числе грязевулканизм), необычайно высокая тектоническая и геодинамическая активность и подвижность,
большая сеть разнонаправленных разломов, являющаяся путями движения масс при доставлении на поверхность полезных ископаемых из
глубин, в том числе и углеводородов.
В мезозойской истории развития основных тектонических элементов региона установлены все главные этапы его формирования в
условиях взаимовстречных движений Евроазиатской и Афроаравийской континентальных плит, в ходе которых происходило возникновение структуры сжатия и растяжения с активно субдукционным и рифтогенным магматизмом и постепенное сокращение акватории палеоокеана Тетис до полного его замыкания. Основываясь на общих закономерностях тектонической и магматической эволюции, установлено,
что в этом регионе в Мезотетисе существовали условия пассивной
континентальной окраины.
Приуроченность большинства запасов углеводородов к ПКО – закономерность, которая неоднократно отмечалась геологами - А.И.Конюховым, Л.Э.Левиным, B.E.Хаиным, Б.А.Соколовым, Р.Г.Гарецким,
С.А.Ушаковым и др. По их данным, с пассивными окраинами континентов (пассивные окраины континентов, в которых шельф подстилается
континентальной корой) связано 7/8 всех выявленных запасов нефти и
газа; только 1/8 этих запасов приходится на долю активных континентальных окраин (активная континентальная окраина возникает там, где
под континент погружается океаническая кора).
Обычно, когда говорят о "черном золоте", прежде всего, вспоминают о Персидском заливе, в районе которого размещаются извлекаемые запасы около 70 млрд. т. нефти и 20 трлн. м3 газа. Подсчеты показывают, что по модели органического нефтегазообразования биогенные вещества нефтематеринских отложений (позднеюрских карбонатных горных пород) могли дать не более 7,5 млрд. т. нефти, что составляет менее 5 % от геологических нефтяных запасов Персидского залива. Установленное же генетическое родство (образование за счет одного и того же источника) всех природных нефтей Саудовской Аравии,
Ирака, Ирана, Катара, Кувейта, ЮКВ и отсутствие других нефтематеринских свит, отвечающих понятию единственного общего источника,
160
свидетельствуют об абиогенной природе нефтяных запасов Персидского залива и прилегающих регионов. Какова природа этих уникальных образований? Где возникла эта нефть, когда, откуда и каким образом она переместилась в нынешние районы? Закрытие мезозойского
океана Тетис приходится на кайнозойскую эру, причем в ряде мест
процессы субдукции продолжаются до настоящего времени с различной степенью выраженности, например в Южном Каспии, Красном
море, на севере Персидского залива (Загросский надвиг). Периферия
палеоокеана Тетис регионально нефтегазоносна. Именно в её пределах
находятся нефтегазоносные провинции Южного Каспия, зоны Красного моря и Персидского залива (рис. 1,2,3).
4
161
Р О
С С И
Рис.3. Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция.
Усл. обозначения:
Нефтегазоносные области 1: -Кобыстано-Куринская, 2 -Апшероноприбальханская, 3 - Центрально-Южно-Каспийская, 4 - ЗападноТуркменская. Ост. см.вниз.
Я
1
Г Р
У З
И Я
3 2
А Р М Е Н И Я
4
23
5
6
18
2
1
7
8
19
17
13
12 14
15
9
16
10
20
21
22
24
25
27
26
ТУРКМЕНИЯ
28
29
3
30
31 32
33 34
35
36
11
37
38
4
Цифрами обозначены месторождения:
1 Самгори-Падардзеульское; 16 Булла-море;
2 Мирзаанское;
17 Бибиэйбатское;
3 Тарибансконе;
17 Бинагадинское;
4 Казанбулакское;
19 Балаханы-Сабунчи-Раманинское;
5 Нафталанское;
20 Сураханское;
6 Мир-Баширское;
21 Песчаный-море;
7 Ьурадханлинское;
22 Бахарское;
8 Кировдагское;
23 Банка Дарвина;
9 Мишовдагское;
24 Пираллахи;
10 Кюрсангинское;
25 остров-Чилов;
11 Нефтчалинское;
26 Площадь Южная;
12 Пирсагатское;
27 Палчыг пильпилеси;
31 Челекенское;
13 Сангачалы-море;
28 Нефт Дашлары;
32 Котуртепинское;
29 имени 28-Мая;
33 Барса-Гельмесское;
14 Дуванный-море;
15 Булла-остров;
30 Банка Лам;
34 Бурунское;
35 Небитдагское;
39
40
36 Лумдагское;
37 Гогрань-Вфгское;
38 Камышлиджинское;
39 Окаремское;
40 Чикишлярское.
Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция расположена в
пределах Азербайджана, восточной части Грузии и западной части
Туркмении. Площадь свыше 200 тыс. км2. включает Kобыстано-Kуринскую, Aбшероно-Прибалханскую, Центрально-Южно-Каспийскую
(перспективную) нефтегазоносные области и Западно-Tуркменскую
газонефтеносную область (рис.3).
Анализируя вкратце углеводородный состав и процессы геотектонической эволюции вышеописанных нефтегазоносных провинций,
мы предполагаем, что месторождения нефти, расположенные на их
территориях, связаны с рифтовой системой океана Тетис. Однако для
правильного понимания и объяснения связи морских месторождений
нефти и газа с рифтами необходимо выявить те благоприятные условия, которые создаются в пределах рифтов и предопределяют процессы образования и накопления углеводородов.
162
АНАЛИЗ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ МЕТАНА В КАСПИЙСКОМ МОРЕ
И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ОКРУЖАЮЩУЮ СРЕДУ
А.Ш.Бабаев
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики
Изменение климата Земли, сопровождающееся аномальными погодными условиями во многих районах Земного шара, стало причиной
пристального внимания множества ученых. Глобальное потепление, вызываемое выбросом парниковых газов в атмосферу, достигло такой величины, когда выявление источников и количества выбрасываемых в атмосферу парниковых газов с целью их снижения до безопасного уровня становится вопросом выживания большей части человечества. Так как среди
газов, так или иначе попадающих в атмосферу, самый большой вклад в
создание парникового эффекта вносят метан и углекислота, то выяснение
их природного баланса становится особенно актуальным.
Ввиду того, что большая часть поверхности Земли покрыта водой, а углекислота обладает большой растворимостью даже при относительно низких давлениях, то большая ее часть выбрасываемого природными источниками CO2 не попадает в атмосферу и откладывается в
виде карбонатов и гидратов на дне водоемов. Кроме того, часть CO2
усваивается растениями в процессе фотосинтеза, что в какой-то степени снижает парниковый эффект.
Хуже дело обстоит с метаном, который ввиду своей низкой реакционной способности практически не разлагается и не окисляется кислородом воздуха. Значительное количество этого газа можно встретить даже в стратосфере. Конечно, некоторую часть метана используют в процессе жизнедеятельности метанотрофные бактерии, но на его
общем балансе это практически не сказывается. Ниже представлены
таблицы по известным источникам и стокам метана на Земном шаре.
Таблица 1. Источники поступления метана в атмосферу
Известные источники
поступления метана
Заболоченные земли
Рисовые поля
Жвачные животные
Термиты
Сжигание биомассы
Производство энергии
Свалки
Океан
Гидраты
Сумма по известным источникам
Наиболее вероятная оценка
Размах оценок
145
60
93
20
52
95
50
10
5
530
92-237
40-100
80-115
20-20
23-55
75-110
35-73
10-15
5-10
500-600
163
Таблица 2. «Стоки» метана из атмосферы
Известные места «стока»
метана
Окисление в тропосфере
Потери в стратосфере
Метанотрофные бактерии в
почве и в водоемах
Сумма по известным «стокам»
Разность источники-«стоки»
Наиболее вероятная
оценка
507
40
30
577
- 47
Размах оценок
450-510
40-46
10-44
460-580
- 80 до + 140
Все величины в таблицах приведены в миллионах тоннах за год
(10 кг · год-1).
Однако, несмотря на общий невысокий показатель в утилизации
метана, выделяющегося из различных источников, деятельность метанотрофных бактерий в водоемах все же вносит заметный вклад в снижении его объема, попадающего в атмосферу. Среди таких водоемов
Каспийское море, безусловно, занимает особое место. Обилие нефтегазовых залежей под его дном, большое количество действующих подводных грязевых вулканов и грифонов приводит к тому, что колоссальные количества метана и его гомологов ежегодно попадают в его
воды. Анализу баланса метана, выделяющегося из этих источников, и
посвящена эта работа.
По данным Института экологии Национального Аэрокосмического Агентства (май, 2010 г.), в Каспийском море расположено 176 грязевых вулканов, 70 из которых приурочены к его глубоководной части.
Газы вулканов, выбрасываемые ими при извержениях, обладают настолько высокими давлениями, что их взаимодействие с морской водой минимально при любой глубине расположения этих вулканов.
Вместе с тем, газы грифонов, расположенных на глубинах более 250 м,
не всплывают на поверхность моря вследствие их растворения в воде, а
скорость всплытия их пузырьков составляет 12-14 м/мин. С учетом того, что минимальная глубина гидратообразования на Каспии также составляет 250 м, можно говорить о том, что большая часть выделяющегося в процессе деятельности вулкана в его спокойной фазе газа не
оседает в виде гидратов на дно моря. Не перешедший в гидрат газ поднимается вверх, вплоть до полного растворения в воде, и в дальнейшем
частью уходит в атмосферу, а частью используется метанотрофными
бактериями в процессе их жизнедеятельности.
Следует учесть, что наиболее интенсивно метанотрофные бактерии поглощают метан в присутствии солнечного света и необходимого
количества кислорода, т.е. до глубин 100-200 м. Сезонные колебания
9
164
поступления солнечной энергии также оказывают значительное влияние на деятельность метанотрофов, усиливая его в жаркое время года и
снижая до минимума в зимнее время. На больших глубинах процесс
переработки метана идет значительно медленнее, что приводит к обогащению верхних горизонтов моря белками и углекислотой, образующимися в процессе жизнедеятельности этих бактерий и являющимися
кормовой базой для простейших организмов.
Исходя из вышесказанного, наименьший вклад в изменение климата
на Земле оказывают грязевые вулканы и грифоны, расположенные на
глубинах свыше 250 м. При этом, чем больше глубина расположения
объекта газовыделения, тем большее количество гидратов успевает образоваться из всплывающих пузырьков газа и соответственно ниже количество этого газа, перерабатываемое метанотрофными бактериями.
Выводы:
• Весь газ, выбрасываемый при извержениях подводных грязевых вулканов независимо от того, на какой глубине они расположены,
уходит в атмосферу;
• Газ, выделяющийся из подводных грифонов, расположенных
на глубинах свыше 250 м, полностью растворяется в воде и в дальнейшем частью уходит в атмосферу, а частью перерабатывается метанотрофными бактериями;
• Так как глубина 250 м является наименьшей глубиной гидратообразования, то газы грифонов, поднимающиеся с больших глубин,
частично переходят в гидрат, и чем выше глубина, на которой расположен грифон, тем большая часть газа перейдет в гидрат.
СИСТЕМНО-СОБЫТИЙНЫЙ ПОДХОД К ФОРМИРОВАНИЮ
ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ПЛИОЦЕНА
В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ
Т.Ю.Багаров
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
E-mail: beyler@inbox.ru
Несмотря на более чем столетнюю историю изучения процесса
формирования Продуктивной толщи (ПТ) плиоцена в Южно-Каспийском бассейне (ЮКБ), ряд таких особо важных вопросов, как выявление причин накопления огромной массы терригенных отложений, за
короткий промежуток времени до сих пор остаются труднодоказуемы 165
ми и вызывают дискуссии.
Так, например, В.П.Колесников в свое время писал: «Единственно, что кажется маловероятным, это существование в такой области
огромных дельт крупных водных артерий» [1].
В отличие от существующей в настоящее время, так называемой,
речной гипотезы формирования ПТ, в предложенной автором модели
сделана попытка использования событийного подхода (катастрофа),
который позволяет воспроизвести и обосновать условия накопления
огромной массы отложений за короткий промежуток времени, распространение речных дельтовых осадков по всему субширотному фронту
Каспия, быстрое и глубокое погружение дна бассейна ЮКБ, резкое
снижение биомассы и смены биофаций.
В начале плиоцена произошло крупное региональное геологическое событие, называемое «трансфузией», которое, как правило, возникает в отдельные геологические эпохи, и обусловлено, в основном,
тектоническими движениями (в условиях высокого градиента уклона
базиса эрозии относительного изменения уровня моря), а также процессами эрозии и денудации в областях возвышений Среднего Каспия.
В результате этого резко изменяются физико-геологические условия, и
тогда возвышенности («кордильеры и холмогорья»), расположенные
вдоль северной границы ЮКВ, не способны выдержать мощное давление со стороны северных морских вод. Вследствие, происходит прорыв
препятствующих возвышенностей сверхлавинными потоками морской
воды с севера по всему субширотному фронту Каспия. При этом ЮКВ,
представляющая собой котловину глубиной 2-2,5 км, заполняется водой и большой массой осадочных пород (рис.1).
Как отметил академик А.А.Али-заде, «эти горы к концу балаханского века были сильно разрушены, пенепленизированы и, наконец,
погружены под уровень воды» [2].
Характерным элементом геоморфологической обстановки была
размытая поверхность фундамента на платформе Севера Каспия, которая местами представляла собой системные подводные долины и каньоны, где последние являлись на порядок шире и глубже речных эрозионных врезов. Это сыграло важную роль в осадконакоплении грубозернистых отложений в бассейне ЮКВ, особенно в нижней части ПТ
(Кас и ПК), и в условиях, когда емкость канала была значительно
меньше объемов водной массы и осадочного материала, осадки перенеслись дальше к югу [3].
Еще в конце мезозоя большая часть Прикаспийско-Туранской области представляла собой полого-наклонную юв-направленную низменную равнину, характерным элементом которой была палеодолина,
166
образовавшая обширную дельтовую область в три раза превышающую
дельту Волги.
1
2
3
4
5
6
Рис. 1. Схема регионального событийного подхода (катастрофы)
в формирование ПТ. Усл. об. 1 - Снос осадков, 2 - Подводная эрозионная
зона (каналы, долины, и т.д.), 3 - Катастрофические потоки,
4 - Холмогория и “кордильеры”, 5 - Отложения ПТ
(турбидетные потоки, оползни), 6 - Стабильная платформа.
167
Из вышеизложенного следует, что в настоящее время на базе нового
подхода к формирования ПТ плиоцена требуется разработка методологии
прогноза нефтегазоносности (выявление благоприятных зон формирования ловушек углеводородов, особенно в горизонтах Кас и ПК) и оценка
их потенциальных возможностей в районах Абшеронского и Бакинского
архипелага, а также и в недоступной на сегодняшний день для бурения
скважин глубоководной части Южно-Каспийской впадины.
Системный подход в представлении таких объектов, как платформа,
глубоководная впадина, зона их сочленения (соответственно Северный,
Южный и Средний Каспий) и способы их исследования (сейсмо- и секвекс-стратиграфические, геоморфологические и т.д.) позволяют открывать пути для выявления закономерностей размещения месторождений
углеводородов. По мере заполнения бассейна ЮКВ и понижения естественного градиента роль событийного подхода уменьшается, что приводит
к образованию некомпенсированного бассейна и увеличению его границ.
Все вышеизложенное определяет архитектуру ПТ плиоцена.
Выводы:
1. Изучение морфоструктурных, палеогеографических, палеотектонических, секвенс-стратиграфических и седиментационных особенностей с учетом закона изостазии в истории геологического развития региона на базе системного подхода (платформа - глубоководная
впадина - зона их сочленения) и их корреляция дает ключ к выявлению
причин возникновения событий катастрофического характера. Последовательность событийных уровней представляет собой каркас ПТ, который использован в изучении истории геологического развития ЮКВ.
2. Решающим фактором интенсивного осадконакопления и быстрого погружения фундамента впадины в плиоцене является огромная
изостатическая нагрузка, возникшая за короткий интервал времени, что
дало импульс резкому прогибанию базиса отложений (чем длительнее
происходит процесс осадконакопления, тем более медленно идет прогибание дна бассейна). Реконструкция «скорость осадконакопления прогибание дна бассейна» позволит определить действующие силы, их
координаты в пространстве и времени. Это обстоятельство является
единственным объяснением огромной разницы (в 2-3 порядка и более)
между скоростями накоплений речных отложений с отложениями морского (океанического) генезиса, тем более, что «в эпоху ПТ в Каспийском
регионе сток Волги был намного меньше, чем сейчас» [3].
3. Впервые рассмотрен событийный подход в формировании ПТ
плиоцена, что подтверждается развитием процесса седиментогенеза
(формирование ритмов осадконакопления) и фаунистическими изменениями (интенсивные бескислородные события в течение биотиче 168
ского кризиса), приведшими к очень скудному фаунистическому комплексу отложений ПТ.
Литература
1. Колесников В.П.. Средний и верхний плиоцен Каспийской области.
Стратиграфия СССР. Т.12, 1940.
2. Али-заде А.А.. Палеогеография бассейна балаханского яруса.
Аз.ИНТИ.Баку. 1960
3. Велиев С., Тагиева Е. К вопросу изменения уровня Каспийского моря и его палеогеографии в эпоху Продуктивной толщи в свете новых
данных. ANT, 01.2012
К ПЛОЩАДНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ЛИТОФАЦИАЛЬНЫХ
ОСОБЕННОСТЕЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ ЮЖНОКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ С ЦЕЛЬЮ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
1, 3
Т.Ю. Багаров1, Н.И. Бабаев2, К.Н. Каграманов3
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики
2
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: beyler@inbox.ru; gahraman@inbox.ru
Глубокозалегающие коллекторы акватории Южного Каспия имеют
наиболее перспективные резервы для восполнения промышленных запасов нефти. С целью повышения уровня научного обоснования прогнозов
и геолого-экономической оценки месторождений большое значение имеет изучение закономерностей изменения геологической характеристики
горизонтов продуктивной толщи и их зонирование, определение основных критериев нефтегазонасыщенности и нефтеотдачи.
Разведка и разработка месторождений нефти и газа в ЮжноКаспийской впадине имеет ряд специфических особенностей: продуктивные горизонты залегают на больших глубинах (7 км и более), пластовое давление и температура превышают 70 MPa и 110-1200С соответственно. Имеются зоны развития аномальных высоких геофлюидальных давлений (АВГФД) и интенсивные газопроявления в юговосточным направлении. По сравнению с сопредельной сушей увеличиваются толщина горизонтов от 1000-1200 м в районе БалаханыСабунчи-Раманы (Апшеронский полуостров) до 4000-4500 м на месторождений Бахар и стратиграфическая полнота разреза осадочных от 169
ложений, снижается нефтегазонасыщенность верхней части осадочного разреза в сураханской и Сабунчиниской свитах, закономерно
уменьшаются песчанистость разреза от 70% на месторождении Балаханы-сабунчи-Раманы, до 30% - на месторождении Бахар, в связи с чем
коллекторские свойства рядя продуктивных горизонтов по данному
антиклинальному поясу несколько ухудшаются в направлении глубоководной части Южного Каспия.
Тектоника акватории Азербайджанского сектора Каспийского моря
во многом продолжает строение структур сопредельной суши. Это дает
основание предполагать развитие в пределах акватории сходных с сушей
палеотектонических, палеоморфологических и палеогеографических условий осадконакопления, формирование ловушек однотипного генезиса и
сходных условий генерации и аккумуляции флюидов.
Структура региона формировалась в условиях интенсивного латерального сжатия, обусловившего развитие диогнальной системы сопряженных пликативных и разрывных дислокаций. Разрывные дислокации представлены сбросами, сдвигами, сдвиго-сбросами СЗ-ЮВ
простирания. Пликативные дислокации проявились в виде линейновытянутых асимметричных брахиантиклинальных складок, расположенных линейно по поясам, которые часто характеризуются наличием
диапиров и грязевых вулканов.
Установление в регионе диогнальной системы сдвиговых и надвиговых дислокаций (в основном по нижнему отделу ПТ) значительно
изменило представление о процессах генерации и миграции углеводородов. Эти плоскости являются экранами для флюидов и в то же время
путями миграции УВ вышележащей толщи.
Изучение вертикальной и латеральной зональности служит доводом в пользу вытеснения жидких УВ из опущенной середины в поднятую окраину Южно-Каспийской впадины
Выяснение закономерностей изменения фазовых состояний в зависимости от эволюции фациальной обстановки в пределах ЮжноКаспийской впадины является одним из решающих факторов при
дифференциации рассматриваемой территории по их перспективности.
Чередование в разрезе проницаемых и экранирующих толщ создает
благоприятное условие для генерации и аккумуляции углеводородов
до глубины 9-10 км.
Генерация, миграция и аккумуляция УВ в первую очередь определяются тектоникой и литолого-фациальным составом осадочных
толщ. Формирование скоплений УВ в пределах Южно-Каспийской
впадины характеризуются рядом особенностей, обусловленных в основном тектоникой. Регион разделен крупными пликативными дисло 170
кациями на отдельные области генерации и аккумуляции УВ. Каждое
антиклинальное поле представляет собой отдельную замкнутую зону
нефтегазонакопления. Ореолы сбора УВ по площади этих зон относительно невелики. Однако огромная толщина накопившихся газогенерирующих и нефтематеринских толщ переопределяет их высокий нефтегазовый потенциал. Вероятно, миграция имела многократный импульсивный характер и протекала по зонам сдвиговых дислокаций,
обогащая сопредельные с ними ловушки УВ.
В этих условиях наиболее вероятными объектами в разрезе продуктивной толщи (ПТ) Азербайджана, где возможно наличие нефтяных залежей в глубокозалегающих коллекторах акватории Южного
Каспия, являются горизонты, входящие в формацию "перерыв".
В период формирования этого интервала ореол сносимых в бассейн осадков апшеронского типа имел наибольшие границы.
Изучение условий осадконакопления и области сноса во время
нижнего плиоцена показало, что отложения ПТ в основном относятся к
мелководным морским-дельтовым, а в глубоководной акватории более
характерными являются глубоководные мелкие пески (турбидиты).
Сохранение высокой пористости и проницаемости путем сдерживания роста эффективного давления за счет избыточного пластового
давления в повышенных частях структур может иметь место только на
крупных антиклинальных структурах с большой высотой.
При оценке перспектив нефтегазоносности структур Южно-Каспийской впадины одним из основных критериев при выборе первоочередных объектов к глубокому разведочному бурению должен служить
и тектонический фактор, иными словами, структуры с большим размером могут быть более перспективными.
Эта закономерность стала важным поисковым критерием, поскольку позволяет не только определить направление поисков новых
газоконденсатных месторождений в погруженных структурах шельфовой зоны акватории Южного Каспия, но и возможность оценки параметров залежей.
Изучение геологической характеристики (толщины, песчанистости, расчлененности, типа пород-коллекторов, содержания кварца,
среднего размера частиц, отсортированность), в том числе фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов позволяет установить закономерности их изменения в двух, почти перпендикулярных друг
другу направлениях, т.е. юго-восток и юго-запад.
Размеры зон зависят в основном от интенсивности изменения литолого-коллекторских свойств пород по площади. При этом их более
интенсивное изменение происходит в направлении юго-запада, что
171
связано со сменой апшеронской фации на куринскую. В глубоководной части акватории преимущественная роль принадлежит одной фации, которая присуща р. Палео-Волги.
На основе изучения условий осадконакопления и закономерностей пространственного изменения геологических показателей, выявлены условия нахождения нефтяных скоплений в недрах ЮКВ, контролируемые генетическими, структурными, глубинными и термобарическими факторами.
МЕТОДОЛОГИЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ТЕКТОНИЧЕСКИ АКТИВНЫХ И ПАССИВНЫХ ОБЛАСТЕЙ
И.С.Гулиев, Х.А.Али-Заде, Е.Н.Лятифова
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: iguliyev@gia.az
Совместное использование философско-методологических наук и
результатов конкретных научных и экспериментальных методов исследования в областях наук о Земле, т.е. интеграция данных о геосистеме способствовует успешному решению практических задач - рациональному проведению поисковых работ на выявление новых месторождений нефти, газа и других полезных ископаемых.
При системно-структурном исследовании материи, всеобщий закон диалектики о единстве и борьбе противоположностей может служить одним из важнейших методологических приемов прогноза событий. Так, при наличии сведений об одной стороне определенной геологической системы (активные-пассивные области, гипергенез-эпигенез,
выветривание на континентах и седиментация в океанах и др.), возможно логическим путем ("диалектическим прогнозом") довольно однозначно раскрывать характер процессов и явлений в недоступном для
непосредственного изучения противоположном звене этой же системы,
без затрат средств и времени на изучение последнего.
Сопоставлением геологических условий и других факторов в таких взаимодействующих геосистемах, как активные и пассивные области выявляется их полная противоположность по всем показателям.
Они являются антиподами по тектоническому режиму, направленности
тектонических процессов, рельефу, типу разломов, деформаций, характеру бассейнов, катагенетических преобразований и т.д. Они также отличаются количественно-качественным соотношением интенсивностей, скорости, продолжительности определенных процессов.
172
Для активных областей характерны повышенная скорость осадконакопления, устойчивое погружение, высокая степень катагенеза,
дислоцированность структур, высокие значения трещиноватости, геостатического и литостатического давления, термоградиента, большие
мощности, объемы отложений и т.д. В пассивных областях эти же факторы имеют пониженную интенсивность и скорость. В тоже время, ряд
факторов в пассивных областях пользуется значительным развитием:
площадь и протяженность осадконакопления, высокая геотермическая
ступень, повышенная пластовая деформация и др.
Эти отличия геосистем приводят к различиям и в проявлении
нефтегазоносности. Так, в активных тектонических зонах преобладают
залежи нефти. Они имеют в основном вертикальное, растянутое во
времени, многоэтажное распространение ловушек, приуроченных к
молодым палеоген-неогеновым комплексам. Эффективная мощность
их коллекторов, органогенных фаций и продуктивность залежей сохраняются на значительных площадях. Здесь часты осложнения при
бурении, пробкообразование и т.д. Указанные геологические особенности активных складчатых областей должны учитываться увеличением числа поисково-разведочных скважин с меньшими расстояниями
между ними. Поэтажная и поэтапная эксплуатация месторождений в
этих регионах более экономична и эффективна.
Пассивные области характеризуются крупными залежами газа,
латеральным распространением литолого-стратиграфических ловушек
нефти и газа, малыми высотой и этажностью зон нефтегазонакопления,
древним палеозой-мезозойским возрастом продуктивных толщ.
Различия во временном и площадном распределении ловушек
нефти и газа в геотектонически активных и пассивных областях необходимо учитывать в поисково-разведочных работах.
Приуроченные к этим областям месторождения нефти и газа, отличаются не только по условиям формирования, но и по качеству и
размерам залежей.
Так, в областях с большей скоростью погружения – в молодых
депрессиях, сложенных мощными неметаморфизованными осадочными отложениями, накопленными в течение короткого времени (Днепро-Донецкая, Ферганская, Прикаспийская, Южно-Каспийская (Гюнешли, Шах-Дениз, Чираг, Карабах), а также впадина Анадарко в штате
Оклахома, Мексиканский залив, бассейн Галф-Коста, США), выявляются все более глубокопогруженные залежи нефти и газа.
Южно-Каспийский бассейн представляет собой уникальное геологическое образование со сверхмощными углеводородными системами, по продуктивности сопоставимыми и даже превышающими анало 173
гичные системы Персидского и Мексиканского заливов.
Специфическими условиями Южно-Каспийской впадины являются низкие тепловые потоки (25-50 м Вт/м2), высокая скорость погружения (до 1,3 км/млн.лет), большая мощность осадочного чехла и
мощные глинистые толщи, составляющие до 90% разреза. Здесь также
широко развиты глинистый диапир, грязевые вулканы, аномальновысокие пластовые и поровые давления, участки разуплотнения пород.
Опускание нижней границы распространения нефти ниже до 12-14
км км может быть обусловлено слабым проявлением диа-катагенеза из-за
быстрого перекрытия осадков вышележащими отложениями, кратковременного контакта с морской водой, низкого термоградиета на этих участках. Последнее способствует более позднему удалению из глинистых минералов преимущественно монтмориллонитового состава, межслоевой
воды, с которой связана главная фаза нефтеобразования (ГФН).
С вулканогенно-осадочными образованиями связаны богатые
скопления нефти и газа, обнаруженные в различных нефтегазоносных
бассейнах (Арканзас, Литтон-Спрингз, Ливермор, Тролл, Хирали, Восточная Грузия, междуречье Куры-Габырры, Мурадханлы). Локализация залежей полезных ископаемых в этих отложениях предопределена
условиями их зарождения, накопления и постседиментационными преобразованиями.
В Закавказье, на территории Восточной Грузии (Самгори, Телети,
Тедзами), междуречья Куры-Габырры (Тарсдолляр, Удабно, Саждаг,
Гюрзундаг) промышленные залежи нефти и газа обнаружены в глубокопогруженных среднеэоценовых пирокласто-осадочных породах - в
цеолитовых туфах, туфопесчаниках, чередующихся с кремнесодержащими мергелями и известняками т.е. слагающие их породы одновременно являются нефтегазо-образующими и нефтегазо-содержащими.
Судя по блокдиаграммам, выявленные промышленные месторождения нефти и газа приурочены к тем локальным участкам зон разломов, где пересекаются продольные и поперечные нарушения.
Исходя из вышеуказанного, можно предположить, что погребенные
верхнемеловые вулканогенно-осадочные комплексы Предмалокавказского
прогиба и прилегающей Средне-Куринской впадины, сложенные многократным чередованием вулканических туфов, перешедших в цеолитовые,
бентонитовые, анальцимовые и кремнистые породы, с известняками, сходные по составу и продуктам преобразования с перекрывающими их нефтегазоносными среднеэоценовыми пирокласто-осадочными образованиями
междуречья Куры-Габырры, можно также рассматривать в качестве возможных литолого-стратиграфических коллекторов и покрышек нефти и
газа (Долляр, скв. 16, 18, 33, 34 и др.).
174
О КАТАГЕНЕЗЕ КОЛЛЕКТОРОВ ТРИАСОВЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ЮЖНО- МАНГЫШЛАКСКОГО
НЕФТЕГАЗОНОСНОГО БАССЕЙНА
В.Ш.Гурбанов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
Для выполнения поставленной задачи выявления стадий катагенеза триасовых коллекторов и аргиллитов южного Мангышлака нами
были отобраны представительные пробы аргиллитов и сланцев, в
меньшем количестве – песчаников и карбонатных пород верхнего и
среднего триаса с разведочных площадей Тарлы-Куйджак, Придорожная, Бортовая, Аккар, Атамбай, З.Жантанат, Ташкум.
Для достоверности полученных результатов по витринитам их
отражательная способность определена как на воздухе (Ra),так и в масле (R0). В целом, в триасовых породах витринит находится в высокой
степени углефикации, что связано с жестким былым термобарическим
режимом триасовых толщ и длительным пребыванием (180-200·106
лет) их в зонах диагенеза и катагенеза.
Исходя из отражательной способности витринита по степени катагенетического изменения триасовые аргиллиты, глинистые сланцы,
обломочные и карбонатные породы, в зависимости от глубины залегания, находятся на различных стадиях мезокатагенеза. Подобное утверждение хорошо согласуется с минералого-петрографическими исследованиями триасовых пород. Прежде всего, в минералогическом составе коллоидной фракции аргиллитов и глинистого цемента, обломочных пород смектиты или смектитовые смешанно-слойные минералы не установлены. Обломочные коллекторы представлены кварцграувакковыми породами, где в кварцевых зернах в зависимости от их
глубины залегания отмечается коррозия и регенерация. В среднем
триасе в обломочных породах широко развито окремнение с образованием кремнистых алевролитов и песчаников. В глинистых и обломочных породах среднего и нижнего триаса, залегающих на глубине 40004500м, регионально развиты хлоритизация и трансформация гидрослюд в серицит.
Изучение отражательной способности витринитовых включений
в породах фундамента на площади Ташкум и Северно-Ракушечное показали их глубокую катагенетическую переработку, где отражательная
способность витринита достигает (R0) 2,5%. Кварц-серицитовые сланцы по степени метаморфизма находятся на стадиях апокатагенеза (АК2
и АК4), протометагенеза – ПМ1, ПМ2. В триас-палеозойских обломоч 175
ных и карбонатных коллекторах в интервале глубин 3000-5000м мы
выделяем следующие типы коллекторов: порово-трещинный, кавернозно-трещинный и трещинный. Каждый тип коллекторов приурочен к
определенной глубине и зоне катагенеза. Так, например, поровотрещинный и кавернозно-трещинный типы коллекторов распространяются в зонах катагенеза МК2 и МК3 в интервале глубин 3000-4000м.
Порово-трещинные коллекторы отмечены в песчано-алевритовых породах и оолитовых известняках, кавернозно-трещинный тип коллекторов целиком приурочен к карбонатным породам.
Триасовые обломочные и карбонатные коллекторы Южно-Мангышлакского НГБ по степени метаморфизованности, измененности находятся
на этапах (МК2, МК3, МК4) мезокатагенеза и для них характерна вторичная трещинная пористость, проницаемость и, естественно, коллекторы
относятся к типу порово-трещинных и трещинных.
Нефтепроизводящий потенциал глинистых пород триаса ЮжноМангышлака полностью реализован, поскольку они целиком испытали
главную фазу нефтегазообразования, находятся на конечной стадии
апокатагенеза и начальной стадии метагенеза. Газопроизводящий потенциал черных глинистых сланцев палеозоя фундамента также полностью реализован.
МИНЕРАЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ГЛИНИСТЫХ ПОКРЫШЕК ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ
АБШЕРОНСКОГО АРХИПЕЛАГА
В.Ш.Гурбанов, Р.Э.Рустамова
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
Изучение минералогического состава глинистых покрышек и терригенных резервуаров, особенно с определением их генетических и
кристаллохимических модификаций имеет большое значение для познания физико-химической сущности литогенеза, по оценке экранирующих свойств глинистых покрышек, а также для прогноза газоносности терригенных резервуаров на больших глубинах.
В настоящее время некоторые исследования минералогического
состава глинистых покрышек продуктивной толщи (ПТ) были выполнены по публикациям ряда авторов. Была представлена задача произвести анализ распределения глинистых минералов в глинистых покрышках ПТ тектонической зоны Абшеронского архипелага.
Для этого было проанализировано и систематизировано большое
176
количество литературного материала, касающегося изучения глинистых
минералов в глинистых покрышках ПТ в пределах Азербайджанского
сектора Каспия. Кроме того, по имеющимся керновым материалам были
выполнены рентгендифрактометрический, химический и электронографический анализы. Для проведения данных анализов образцы глин из
глинистых покрышек были отобраны из резервуаров следующих месторождений: Северно-Абшеронское, Гюнешли, Азери, Чыраг, Хара-Зиря и
др., расположенные в азербайджанском секторе Каспия. На данной территории имеются также места локализации грязево-вулканических островов и подводные грязевые вулканы. Глинистые продукты извержения
этих вулканов были также подвержены рентгендифрактометрическому
анализу с целью уточнения стратиграфического положения продуктов
извержения по ассоциации глинистых минералов.
Для того, чтобы показать участие смектитов в глинистых покрышках тектонических зон западного борта Каспия, был проведен
дифрактометрический анализ коллоидных фракций глинистых покрышек продуктивных толщ месторождений Абшеронского архипелага
(месторождение Северно-Апшеронское).
На дифрактограммах коллоидных фракций глинистых пород ПТ
морской структуры Северно-Абшеронская четко видны рефлексы из
области малых углов отражения со значением д001 14,1 А0 и 14,53 А0.
После насыщения глицерина перемещения указанных рефлексов в область малых углов отражения не наблюдается. Это свидетельствует о
том, что в этих пробах смектиты вообще отсутствуют. На дифрактограммах наблюдаемые рефлексы д001 7,01 А0 и д002 3,51 А0 принадлежат хлориту. Однако, глинистые покрышки ПТ Абшеронского архипелага без примеси смектитов встречаются чрезвычайно редко.
В целом глинистые покрышки продуктивной толщи Абшеронского архипелага представлены 30-40% смектитами, до 50% гидрослюдами 2М1 и 10-25% каолинитом. Примесь диоктаэдрического хлорита
составляет 5-10%.
Авторы на основании сбора и систематизации ранее проведенных
исследований по минералогическому составу глинистых покрышек с
привлечением своих собственных комплексных исследований глинистых покрышек ПТ месторождений Северо-Абшеронского, Нефт Дашлары и др. для западного борта Каспия составили схему распределения
глинистых минералов. В пределах западного борта Южного Каспия
выделили зону распространения аллотигенных высокотемпературных
гидрослюд 2М1 и Ca − Na смектитов. Эта зона фактически занимает
область тектонической зоны Абшеронского архипелага и прилегающих
к нему территорий.
177
Другая зона распределения высокотемпературных гидрослюд
2М1, смешанно-слойных глинистых минералов и каолинита охватывает
Шемаха-Гобустанскую область Азербайджана.
Третья зона характеризуется распространением аутигенных гидрослюд 1М и 1Мд и Ca смектитов с примесью хлорита и магнезиальных гидросиликатов. Эта зона фактически локализована в пределах
Нижне-Куринской впадины и Бакинского архипелага. Из схемы распространения ассоциации глинистых минералов в продуктивной толще
западного борта Каспия ясно, что постседиментационные процессы
накладывают определенный отпечаток на первичную ассоциацию глинистых минералов, образовавшихся в бассейне седиментации. Всетаки установленная ассоциация глинистых минералов ясно отражается
в петрографическом составе пород питающих провинций.
Так, например, ассоциация глинистых минералов первой зоны
связана с размывом кристаллических сланцев фундамента и палеозойского осадочного чехла Русской плиты, в которую в век раннего плиоцена денудировала Палеоволга.
А вторая зона распространения высокотемпературных гидрослюд
2М1, смешанно-слойных глинистых минералов и каолинита полностью
отражает состав глинистых сланцев и аргиллитов нижнее-средней юры
и палеогена юго-восточного Кавказа.
Сохранение смектитов в глинистых покрышках ПТ на больших
глубинах обусловлено, во-первых, низким значением геотермического
градиента и низким значением плотности теплового потока в пределах
тектонической зоны Абшеронского архипелага, во-вторых, молодым
возрастом впадины и недостаточностью геологического времени пребывания смектитов глинистых покрышек в зоне катагенеза.
Анализ распределения глинистых материалов и их полиморфных
модификаций показал, что в глинистых покрышках ПТ месторождений
Абшеронского архипелага, а также Шемаха-Гобустанской зоны преобладают высокотемпературные гидрослюды 2М1 и заметно низкое содержание Ca − Na смектитов.
Различие минералогического состава глинистых покрышек ПТ
Абшеронского и Бакинского архипелагов связано с различным петрографическим составом областей денудации, тектоническими условиями прогибания и тепловыми режимами областей аккумуляции и характером протекания диагенеза глинистых илов.
Так глинистые покрышки ПТ Абшеронского архипелага образовались за счет денудации глинистых сланцев и филлитов каледонитов
и байкалитов Русской, и частично герцинидов Скифско-Туранской
плиты. В этих структурах глинистые и кристаллические сланцы богаты
178
аллотигенными высокотемпературными гидрослюдами 2М1, а смектиты в них полностью отсутствуют. Возможно, смектиты ПТ Абшеронского архипелага образовались за счет денудации осадочного чехла
(юрские и палеогеновые глинистые толщи) Русской платформы.
Присутствие в глинистых покрышках смектитов придает им пластичность и улучшает их экранирующие свойства, благодаря чему в продуктивной толще Абшеронского архипелага ожидается открытие новых нефтегазовых месторождений.
УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ЛОВУШЕК УГЛЕВОДОРОДОВ В
ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ И ИХ СВЯЗЬ С ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ
Х.З.Мухтарова
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: xuraman63@yahoo.com
В Южно-Каспийской впадине нефтяные и газовые залежи в песчаных горизонтах продуктивной толщи и частично палеоген-миоцена
приурочены к ловушкам структурного, структурно-стратиграфического, структурно-литологического и литологического классов, которые
по генетическим и морфологическим особенностям разделены на
группы и подгруппы.
Структурные ловушки, благоприятые для скопления углеводородов, формировались в результате смятия пластовых резервуаров в антиклинальные и моноклинальные складки.
Структурно-стратиграфические ловушки в палеоген-миоценовых
отложениях формировались в результате размыва песчаных горизонтов в приподнятых частях антиклинальных и моноклинальных структур и трансгрессивного перекрытия их глинами понтического яруса.
Структурно-стратиграфические ловушки отложений продуктивной толщи формировались в результате трансгрессивного залегания
или прислонения данных отложений на размытую поверхность глинистых образований понтического и более древних ярусов миоцена.
Структурно-литологические ловушки формировались в результате внутри формационного выклинивания или глинизации песчаных горизонтов палеоген-миоцена и продуктивной толщи в крыльевых частях
антиклинальных и приподнятых частях моноклинальных структур.
Литологические ловушки образовались непосредственно в процессе
осадконакопления путем перекрытия и замещения глинами баровых,
179
шнурковых и линзообразных песчаных тел, формировавшихся в прибрежных зонах Южно-Каспийского бассейна в руслах, дельтовых низменностях и дельтах Палеоволгы, Палеокуры и др. мелких рек.
К ВОПРОСУ СТРОЕНИЯ СТРУКТУР НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Ш.А.Панахи, Н.И.Бабаев, Н.Ф.Абасова
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: nibabayev@yandex.ru
Условия формирования брахиантиклинальных структур и влияние разрывной дислокации на гидродинамическую обстановку нефтегазовых залежей Южно-Каспийской впадины (ЮКВ) рассматривались
в работах многих исследователей, стоящих, в основном, на позиции
вторичной миграции УВ соединений.
Несмотря на отсутствие четкого разъяснения механизма образования брахиантиклинальных структур в этих работах, нельзя упускать
из виду, что классики нефтяной геологии (в частности, академик
И.М.Губкин), уделили особое внимание условиям залегания пластичных («податливых») глинистых пород, участвующих в нижней части
разреза отложений.
Проведенные некоторые исследования, освещающие ряд вопросов, связанных с историко-геологическим развитием накопления и
дальнейшего видоизменения молассовых образований в условиях деятельного влияния общетектонических усилий, позволили установить
активную роль разломной дислокации, динамики подземных вод и
дисгармоничную деформацию глин в процессе формирования брахиантиклинальных структур.
Детальное изучение морфологических особенностей структур
ЮКВ показало, что для них свойственны резко выраженные поперечная и продольная структурные гетерегенности, обусловленные соответственно продольными и поперечными разрывами.
К характерным чертам этих структур относятся неопределенность
и нередко редуцированность их периклиналей и в редких случаях отсутствие одного из крыльев.
Межпродольная апикальная зона этих структур обычно осложнена грабен- горстовыми и ступенчатовыми сегментами.
Юго-западные крылья этих поднятий имеют конседиментационное,
а северо-восточные постседиментационное конэрозионное строение.
180
Сегменты, возникающие поперечными сдвигающими разрывами
с глубинными заложениями их сбрасывателей, обычно перемещены в
определенном направлении по горизонтам, значительно больше, нежели по вертикали. Ими по району исследования пересекаются почти все
тектонические зоны.
В гидрогеологическом отношении юго-западные крылья исследуемых поднятий резко отличаются от северо-восточных.
Юго-западные крылья структуры обычно нефтеносные и характеризуются напорными водами с высоким содержанием нафтеновых кислот, низким содержанием микроэлементов и представлены всевозможными типами природных вод. По содержанию общей минерализации, они в 1,5-2 раза уступают таковым северо-восточных крыльев, которым свойственны воды со значительно меньшим напором и большим
содержанием микроэлементов, именно йода и брома. Следовательно,
описываемые структуры резко отличаются от представляемых в теоретическом отношении нормальных брахиантиклинальных структур.
Проведенные детальные исследования тектонического строения
этих структур позволили установить сильную деформированность
нижнемолассовых глинистых отложений в их ядрах.
Изучение глин майкопской серии, коунской свиты и понтического яруса, залегающих в ядрах брахиантиклинальных структур рассматриваемой впадины показали, что их пластичность обусловливается не
только термодинамическими факторами, но и их влажностью, степенью дисперсности, минералогическим составом. Причем, роль минералогического состава определяются соотношением монтмориллонитовых минералов к каолинитовым. Чем больше это соотношение, тем
больше глины гидрофильны и тем выше в них способность к течению.
Это объясняется образованием вокруг минеральных частиц пленки физически связанной воды, способствующей высокой подвижности их в
пространстве.
Результаты этих исследований показали, что изменение пределов
пластического истечения глин, прежде всего, определяется их влажностью, а расхождение, наблюдаемое между соответствующими величинами их влажности, связано с различием показателей дисперсности
глин. Судя по результатам детальных анализов отмеченных структур и
проведенных экспериментальных исследований, делается ряд выводов,
резко отличающихся от прежних.
181
ГЛУБОКОПОГРУЖЕННАЯ ЗОНА БАКИНСКОГО
АРХИПЕЛАГА - ИСТОЧНИК НЕФТЕГАЗОГЕНЕРАЦИИ
Е.Ю.Погорелова
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: yy_pgrlova@mail.ru
Бакинский архипелаг входит в систему Южно-Каспийской впадины, которая, в свою очередь, охватывает акваторию Южного Каспия
и сопредельные территории суши: Западно-Туркменскую низменность
и Нижнекуринско-Гобустанский район Азербайджана.
Бакинский архипелаг является одной из наиболее активных тектонических зон Южно-Каспийской впадины с непрерывно продолжающимися складкообразовательными движениями. Этой зоне свойственен ряд специфических особенностей: линейной расположенностью складок, а также кулисообразным смещением на юго-запад каждой последующей (с северо-запада на юго-восток) структуры и ветвящимися кольцеобразными структурами.
Акватория Южного Каспия представляет собой часть сложно построенной депрессионной области, где формирование складчатости
плиоцен-четвертичного этажа происходило в условиях общего подъема бортовых и прибортовых зон и интенсивного погружения ее центральных частей в верхнеплиоцен-антропогеновое время. Это могло
быть результатом неординарного события в регионе, обусловленного
воздействием мощного геодинамического фактора в зоне конвергенции плит (Южно-Каспийской и Евразийской), вызвавшего необычную
реакцию океанической коры впадины в зоне контакта ее с реологически и литологически отличной и мощной континентальной корой
платформы. Именно субдукция могла бы обусловить резкое оседание
осадочного покрова в начале плиоцена. А, следовательно, сжимающие
напряжения реализовались на уровне консолидиолванной коры субдукционными, а на уровне осадочного чехла – структуроформирующими процессами.
Нефтегазоносный бассейн Южного Каспия представляет собой
крупную область прогибания земной коры в системе Альпийской
складчатой области с мощностью осадочного чехла более 25 км. Молодая, но достаточно жесткая Южно-Каспийская микроплита, двигаясь
под напором Аравийской плиты в северо-восточном направлении и
сформировав на границе контакта со Скифско-Туранской плитой Абшерон-Балханский порог с выходом коренных пород на поверхность
моря, в плиоценовое время резко опустилась вниз. Ее стремительное
182
погружение компенсировалось быстрым накоплением мощной толщи
плиоцен-четвертичных отложений до 10 км. Осадконакопление песков
и глин, одновременно с массой диатомовых водорослей, высокой температурой в зоне вдавливания (Абшерон-Балханский прогиб) и встречным потоком высокотемпературных флюидов, создало идеальные условия для нефтегазонакопления, которое интенсивно продолжается в
Южно-Каспийском бассейне и в настоящее время.
В геологическом строении акваториальной части ЮКВ принимают участие мезо-кайнозойские отложения. Основной нефтегазоносный
комплекс представляют ритмично чередующиеся песчано-глинистые
отложения нижнего плиоцена. Местоскопления приурочены к брахиантиклинальным складкам, раздробленным продольными и поперечными тектоническими разрывами на отдельные блоки.
Вопросам палеотектонического исследования структур Бакинского архипелага посвящено много работ. Благодаря накопленному геологическому материалу, можно сопоставлять основные этапы развития
структур региона. С этой целью по единой методике палеотектонического анализа, базирующейся на комплексе палеотектонических построений, можно однозначно утверждать, что формирование антиклинальных структур происходило в условиях постоянного прогибания
дна бассейна, носящего непрерывно-прерывистый характер, который
выражается, с одной стороны, в значительной мощности осадков, с
другой, в вариации мощности отдельных литолого-стратиграфических
единиц, связанных с конседиментационным развитием структур, а
также изменением темпа тектонических движений в отдельные интервалы времени. Тектоника акватории Азербайджанского сектора Каспийского моря во многом продолжает строение структур сопредельной
суши, а значит, сходное развитие в пределах акватории палеотектонических, палеоморфологических и палеогеографических условий осадконакопления, формирование ловушек однотипного генезиса и сходных условий генерации и аккумуляции флюидов.
Рассматриваемая антиклинальная линия входит в один из семи
антиклинальных поясов Бакинского архипелага, проходящего по линии Пирсагат - Хамамдаг-дениз – Гарасу - Санги-Мугань – Ульфатдениз - Аран-дениз – Дашлы – Сабаил с северо-запада на юго-восток.
Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов, в первую очередь, определяются тектоникой и литолого-фациальным составом осадочных толщ. Каждая антиклинальная линия представляет собой отдельную, почти замкнутую зону нефтегазонакопления. Огромная толща накопившихся газогенерирующих и нефтематеринских отложений предопределяет их высокий нефтегазовый потенциал. Вероятно, миграция имела
183
многократный импульсивный характер и протекала по зонам сдвиговых
дислокаций, обогащая сопредельные с ними ловушки УВ.
Что касается литологического состава отложений структур антиклинальной линии, то интерес представляют песчано-алеврит-глинистые разности нижнеплиоценовых отложений, где общая песчанистость
составляет 65-70%. Верхи продуктивной толщи, представленные сабунчинской и сураханской свитами, составляют преимущественно
глинистые отложения, как, собственно, акчагыльские и апшеронские
слои, и являются флюидоупорами.
В этих условиях наиболее вероятными объектами в разрезе "продуктивной толщи", где возможно наличие нефтяных залежей в глубоких коллекторах акватории Южного Каспия, являются горизонты, входящие в формацию «перерыва» (по Абшеронскому архипелагу), или
VII, и V горизонта (по Бакинскому архипелагу), т.к. данный интервал
рассматриваемых отложений характеризуется повышенной песчанистостью (с повышенным содержанием кварца), хорошей выдержанностью как по площади, так и по разрезу. Высокая песчанистость разреза
связана с палео-руслами рек, достигавших ЮКВ. Улучшение коллекторских свойств в районе Бакинского архипелага наблюдается в направлении глубоководной части. В том же направлении проявляется
вертикальная и латеральная зональность в размещении нефти и газа в
зависимости от глубин и термобарических условий. Газонасыщенность
залежей резко возрастает в направлении регионального погружения по
диагонали.
Учитывая все эти факторы, изучив палеотектонику площадей,
можно выявить нефтегазоносный потенциал входящих в антиклинальную линию структур. Распространение абшеронской фации в южной
части Бакинского архипелага ставит ее в один ряд с северной частью,
где открыты крупные нефтегазовые (Бахар, Сангачалы-дениз и др.).
Если этот вывод справедлив, то в южной части Бакинского архипелага
в качестве перспективных интервалов разреза для поисков залежей
нефти и газа следует выделить V и VII горизонты нижнеплиоценовых
отложений, тем более, что почти во всех без исключения скважинах
глубокого и структурно-поискового бурения, в процессе проводки были отмечены нефтегазопроявления различной степени интенсивности.
184
ЭВОЛЮЦИЯ СРЕДЫ ЮЖНОГО КАСПИЯ В ГОЛОЦЕНЕ
(СЕВЕРНЫЙ ИРАН) ПО ДАННЫМ КЕРНА ИЗ ЛАГУН
Е.Рахимли, Р.Лак
Геологическая Служба Ирана
E-mail: Ela_rahimi@yahoo.com; Lak_ir@yahoo.com
Резюме. Комплесные седиментологические и геохимические анализы пяти кернов, взятых во время бурения в лагуне Загмарц, Паланган
и Лапу на севере Ирана (провинция Мазандаран) описали особенности
фациального распространения лагун, береговой линии и их комбинаций. Пять кернов были взяты с помощью керноотборника Auger, максимальная глубина кернов была 575 см. Эти образцы анализировались
на основе седиментологии и изучались с помощью элементного анализа. Были проведены ситовой (гранулометрический) анализ, лазерный
анализ частиц, кальциметрия. минералогия, морфоскопия, и морфометрия, химический анализ, минералогия глин (XRD), изотоп кислорода и датирование.
Мощность отложение лагуны не превышала максимальной длины
керна в 1 м во всех образцах. Базальные лагунные отложения характеризуются ракушечным дном, тростником и корнями растений. Торфяные линхы между прибрежными осадками развивались во время заводнения территорий. Прибрежные фации с песчаными слоями и глинистыми отложениями песка постепенно увеличиваются в керне сверху вниз. На основе исследований керна и задокументированных причин считается, что эти лагуны вероятнее всего являются останцами залива Горган, который проявился с падением уровня Каспийского моря.
Маловероятно, что эти лагуны были заполнены полностью во время
цикла высокого стояния уровня моря в голоцене.
Введение. Каспийское море, будучи самым крупным замкнутым
водным объектом, является восприимчивым к изменениям окружающей среды. Начиная с изоляции от мирового океана в плиоцене (Jones
and Simmons, 1996), Касписйкое море пережило различные колебания
уровня моря (Rychagov, 1977; Varushchenko et al.,1987). В результате
наибольших стояний происходило расширение и соединение с примыкающим морями (Grigorovich et al., 2003). Во время максимальных
низких стояний поверхность воды уменьшалась примерно на 40% от
современного размера (Varushchenko et al., 1987).
Лагуны Загмарц, Палаган и Лапу расположены на юге Каспийского побережья, в северной части Ирана (36° 50' N, 53° 15' to 53° 25'
E). Лагуны отделены от Каспийского моря пляжным валом шириной 1 185
2 км, протягивающимся с востока на запад примерно на 9 км и шириной порядка 800 м. Средняя глубина воды равна 2,5 м, в то время как
максимальная глубина меньше 6 м. Лагуны показывают сильные сезонные изменения температуры (от 3°c зимой до 39°c летом) и солености (между 9 и 27 psu).
Наличие залива Горган вдоль южного берега в этом регионе имеето
важную роль для информации по этим лагунам. Вдоль южных берегов
Каспийского моря различаются два основных голоценовых эоловых объекта. Среднеголоценовые пояса дюн сформированы в следствии размыва
пляжа во время относительно высокого стояния уровня моря.
Детальная фациальная характеристика, основанная на седиментологии и гохимии, позволяет реконструировать историю осадконакопления в
этих лагунах во время позднего квартера. Показано, что развитие прибрежных систем в позднем квартере на юге Каспийского региона в основном
контролировалось относительными изменения уровня моря.
Материалы и методика. Керны общим количеством 5 штук были
взяты из лагунных бассейнов прибрежного региона Каспийского моря в
феврале 2009. Керны были отобраны из лагун, обращенных к берегу и
морю, максимальная длина кернов составила 5.73 м, и проходка обычно
останавливалось когда достигались несмешанные песчаные слои. После
бурения, керноприемники были отмечены на поверхности осадка и верхняя часть была запечатана пластиковыми колпачками. В лабораторных
условиях керны были открыты и разрезаны с помощью пилы. и осадочная
порода была разделена надвое с помощью металлической проволоки или
ножа. Керны были зарегистрированы, сфотографированы и, из одной половины керны, были взяты образцы блинной 5 см для седиментологического (текстура, состав), минералогического (XRD), и хронологического
(датирование C14) анализов. Другая часть керна была запечатана и оставлена в качестве эталона. Одна часть испольовалась для анализа XRD, и
относительного большое количество минералов карбоната было обнаружено при испольщовании метода Миллиман (Milliman, 1974, pp. 21-29).
Другая часть образца была просеяна и отсортирована в общепринятые
классы >2, 2-1, 1-0.5, 0.5-0.25, 0.25-0.125, 0.125-0.063, и < 0.063 мм. Осадки с размером зерна <0.063 отделены с помощью лазерного классификатора частиц и квалифицированы на группы алевритов и глин. Относительное количество глины (<0.063 мм) и крупнозернистых фракций (>2
мм) было использовано для определения текстуры осадконакопления, в
дополнении к визуальному описанию тестуры во время регистрации керна (по Dunham, 1962).
Керн L1 расположен в лагуне Загмарц между Каспийским морем
и песчаной дюной, в то время как керн L2 расположен на протии 186
воположной, обращенной к берегу, стороне лагуны. Различные особенности осадконакопления (цвет, текстура, структура, и слоистость) и
тип и концентрация сопуствующих материалов (включая палеосоли,
остатки растений и органическое вещество) были использованы для
определения основных фациальных ассоциаций.
Заключение. Комплексные седиментологические и микропалеонтологические исследования пяти образцов кернов из лагун показывают пример вертикальной цикличности фаций, включая лагунные, прибрежные и их комбинации. В частности, нижная часть изученной последовательности характеризуется прибрежными осадками. Напротив,
оставшая часть последовательности была сформирована в различных
обстановках отложений,от лагунных до прибрежных.
Перекрывающее чередование среднего – позднего голоцена указывает на две четкие фазы отложения, которое может быть отнесено к
поднятию и стоянию уровня моря в голоцене, и усиление роли изменений уровня моря.
Литература
1. Jones, R.W., Simmons, M.D., 1996. A review of the stratigraphy of eastern Paratethys (Oligocene Holocene). Bulletin of the Natural History
Museum, London (Geology) 52 (1), 25–49.
2. Milliman, J. D. 1992. Sea-Level Response to Climate Change and Tectonics Hesperia, Ancient Greek Water Supply and City Planning.
3. Rahimi, E., khodabakhsh, S., Rafieie, B., 2005, Study of Quaternary
sediments in Caspian sea shoreline, 12th Symposium of Geological Society of Iran.
4. Rychagov, G.I., 1997. Holocene oscillations of the Caspian Sea and forecasts based on paleogeographical reconstructions. Quaternary International 41/42, 167–172.
5. Varushchenko, A.N., Varushchenko, S.I., Klige, R.K., 1980. Caspian Sea
level changes in late Pleistocene–Holocene. In: Fluctuation of Humidity
in Aral–Caspian Region During Holocene. Nauka, Moscow, pp. 79–80.
187
АНАЛИЗ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕПЛИОЦЕНОВОЙ
ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ БАКИНСКОГО АРХИПЕЛАГА
1
Р.Р.Рахманов1, А.К.Новрузов1, А.З.Мустафаев2
Научно-Исследовательский Институт Геофизики (Азербайджан)
2
ПО «Азнефть» Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики
E-mail: Ali.Novruzov@socar.az
Анализ результатов литолого-петрографических исследований
кернового материала из скважин и грязевых вулканов (по процентному
содержанию в легкой фракции пород кварца, полевых шпатов, обломков пород и эффузивных образований) площадей Бакинского архипелага показал, что здесь имеет место распространение различных литофациальных типов пород (в отдельных стратиграфических единицах
ПТ) - абшеронской, гобустанской, куринской, талышской, а также их
смешанные литофации.
Сложность геотектонического строения Бакинского архипелага,
наличие почти на всех структурах осепродольных глубинных нарушений и грязевых вулканов, частое колебание уровня палео-Каспия и
различный ареал распространения терригенного материала, поставляемого палео-Волгой, палео-Курой и Араксом, палео-Пирсагатом, способствовали распространению в различных частях поднятий разнотипных пород. Северо-восточные части структур Гобустан-Джануби Каспийской области НГО, представленные в абшеронской литофации, как
правило, насыщены углеводородами (за счет миграции УВ со стороны
Сангачал-Огурчинского глубинного разлома).
Скважины, пробуренные в СЗ частях структур, оказались непродуктивными (пл.Умид, скв.4, забой – 6715 м, пл. Нахчыван, скв. NАХ-1,
забой – 6746 м). Данный факт следует учесть при дальнейших поисковоразведочных работах в данной части Бакинского архипелага.
Следует указать, что в глубоководной части Бакинского архипелага продуктивными стратиграфическими единицами ПТ, кроме аналога V гор. Балаханской свиты, VII гор. (аналог свиты «фасиля»), могут быть и отложения нижнего отдела ПТ – свиты НКП и ПК.
Проведенные поисково-разведочные на площадях Бяндовандениз, Янан Тава, Аташкях, Инам и др. в Талыш-Нижнекуринской области НГО показали, что разрез ПТ этих перспективных структур
имеют сходство с пл. Нефтчала, где продуктивными являются I-X, XV,
XIX и XX горизонты верхнего отдела ПТ. На вышеуказанных площа 188
дях по каротажу четко выделяются все горизонты ПТ от I по ХХ включительно. При этом XIV гор. есть аналог V гор. Балаханской свиты, а
ХХ гор. – аналог свиты «фасиля». Ограниченным количеством скважин были вскрыты и отложения нижнего отдела ПТ.
Анализ поисково-разведочных работ на площадях Талыш-Нижнекуринской области НГО показал, что глубокие и сверхглубокие скважины были пробурены, в основном, на сводовых частях поднятий или
на СВ переклинали (пл. Аташкях, скв.3 и 4), а скв.1 и YТХ-1 были
пробурены на СЗ части поднятия Янан Тава. В скв.1 при забое 3246 м
был вскрыт ХI гор. ПТ, а скв. YТХ-1 (забой скв. 4715 м) только XIV
гор. ПТ (аналог V гор. Балаханской свиты). К сожалению, свита «фасиля» этими скважинами не была вскрыта.
Анализ данных бурения эксплуатационных площадей Кюровдаг,
Гарабаглы, Нефтчала, Галмаз показал, что нефтегазоносные коллекторы ПТ сосредоточены только на их западных частях.
Западные части перспективных структур Талыш-Нижнекуринской
области НГО более песчанистые, нежели восточные (куринская литофация) и являются благоприятными коллекторами для аккумуляции УВ.
Все эти факты указывают на то, что миграция УВ в ареале распространения куринской литофации происходит с запада на восток, со
стороны Гарби Хазарского глубинного разлома. Причем, на начальном
этапе происходит глубинная миграция УВ снизу-вверх, а в последующем – латеральная миграция из самой ПТ.
Учет вышеуказанных факторов позволит в дальнейшем целенаправленно вести поисково-разведочные работы на шельфе Бакинского
архипелага и ввести в разработку перспективные структуры.
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ
Г.В.Тарасенко, А.Г.Гусманова
Каспийский Государственный Университет технологий и инженерии
им. Ш.Есенова (Украина)
E-mail: tarasenko-genadi@rambler.ru
Динамо-эффект планеты Земля рассматривался в разное время
многими исследователями (Мельников, Бражников), но его связывали
с конвекцией. Последние сейсмические и сейсмологические данные
позволили изучить внутреннее устройство планеты Земля, где было
выделено несколько геосфер от ядра до земной коры. Как известно,
скорость вращения геосфер уменьшается от ядра до поверхности. Если
189
скорость дрейфа континентов регистрируется данными GPS, то замер
скорости нижележащих геосфер еще не разработан. Трубицин предполагает скорость мантии 1–10 м/год (1998 г.), а ядра – 1 м/сек (2003 г.).
Налицо разность скоростей геосфер от ядра до поверхности. Значит,
дрейф континентов происходит за счет передачи вращения ядра до поверхности. Этот процесс нами ассоциируется с передаточным механизмом в автомобиле, который, в конце концов, стирается и меняется
(сцепление). Этот же самый эффект и приводит к динамо-эффекту планеты Земля, что и служит генератором электричества в огромных количествах. Накопителем вырабатываемой таким образом энергии служит литосфера, имеющая свойства электрического конденсатора. Пластинами земного конденсатора служат горные породы (пласты), а прокладкой (диэлектриком), в свою очередь, являются флюиды, циркулирующие (мигрирующие) между пластами. Флюиды образуются в зонах
субдукции из горных пород, содержащих в себе и органические вещества. Во время поглощения горные породы растираются в порошок
(муку) за счет эффекта жерновов, образующегося за счет разницы скорости движения пластин (пластов) и геосфер. Глубинные флюиды растворяют и выносят на большие расстояния различные растворимые в
ней породы (глина, известняк и др.), образуя, таким образом, базальные пачки, по которым и происходит миграция флюидов. Таким образом, литосфера служит не только электрическим конденсатором, но и
радиатором для охлаждения ядерно-плазменных процессов в мантии и
ядре планеты Земля. Флюиды образуются за счет этих процессов:
нефть – из органики – углерода и водорода, а вода – из кислорода и водорода. Т.е. нефть – органического происхождения, а вода – неорганического, но механизмом их превращения служат электровзрывы в земной коре и мантии, приводящие к ядерно-плазменным реакциям холодного типа. Подтверждением этому заключению служат палинологические данные флюидов (Медведева, 1977), в которых содержатся
споры и пыльца растений, сохраняющиеся до 600 ° С.
В то же время базальные пачки служат и смазкой для вращения
геосфер и движения пластов (пластин, чешуй). Во время движения пластов происходит их дробление, за счет растягивания (разрыва), образуя
карсты, зеркала скольжения, стилолитовые швы, листрические разломы. Пустоты заполняются флюидом, которые за счет электроразрядов
в земной коре приводят к процессам ХЯС, приводящим, в свою очередь, к образованию вторичных отложений (грязевому вулканизму). К
ним относятся уголь, уран, полиметаллические руды и др.
Образование нефти связывается именно с этими процессами, но в
зонах субдукции, куда постоянно поставляется органический углерод
190
вместе с горными породами до глубины 1000 км g химических элементов, которые вступают в реакцию и образуют новые соединения, в том
числе воду, нефть, различные газы и т.д. [1-3]. Теория тектоники плит
скольжения геосфер и геолитодинамических комплексов в литосфере
на основе ротационного режима планеты Земля является одним из самых перспективных направлений в изучении современной геодинамики. Базируясь на современных геодинамических, геолого-геофизических и других науках о планете Земля [3,4,8], можно сделать несколько
весьма важных научных открытий: 1. Тектоническая эрозия (эффект
жерновов) – этот процесс происходит постоянно за счет разности скоростей движений геолитодинамических комплексов (пластин, чешуй)
друг под другом, приводит к размульчиванию горных пород и дифференциации их механическими, химическими и физическими процессами, происходящими на различных глубинах в субдукционной литосфере. Субдукционная литосфера должна являться структурой первого
порядка, взамен геосинклиналям. Для этого требуются дополнительные региональные исследования глубинными сейсмическими методами на глубину поверхности Мохо, а в зоне субдукции – на глубину ее
погружения. 2. Тектонические карсты и базальные пачки – это есть
тектонические структурные элементы процессов скольжения и тектонической эрозии. Они являются основными коллекторами для флюидов. Коллекторы не имеют пористости и проницаемости, они пустотелые и служат каналами миграции из зон субдукции, где флюиды постоянно образуются за счет холодного ядерного синтеза [3,5,7,9]. 3.
Угольные и нефтяные залежи имеют одну тектоническую природу и
генезис. Уголь образуется из нефти, а нефть из угля и органики за счет
электричества в земной коре. 4. Палинологические анализы пластовых
флюидов указывают на время зарождения субдукции и начало образования континентальной коры, процессы которой продолжаются в современное время в континентальных условиях. Этот факт опровергает
многие палинспастические построения дрейфа континентов, но доказывает постоянную их аккрецию и перемещение на основе вращения
геосфер от ядра планеты до поверхности [6,8,9]. 5. Экспериментальные
данные ядерно-плазменных реакций [9], вполне закономерны и для
природных условий планеты Земля. Реальность образования нефти из
органического или минерального угля вполне обоснованно и подтверждено на практике. 6. Гравитационные и магнитные силы планеты
Земля вырабатываются самой планетой, а флюиды служат отводом тепла (радиаторный эффект) от трения геосфер, электроразрядов и холодного ядерного синтеза. Отбор флюидов приводит к разогреву планеты, что отмечается гидрометеорологическими исследованиями на
191
протяжении многих лет, особенно в районах зоны разгрузки субдукционной литосферы (нефтегазоносные провинции).
Литература
1. Тарасенко Г.В., Демичева Е.А. Электровзрывы в земной коре и их
роль в образовании нефти. ХV Международная научная школа им.
Академика С.А.Христиановича «Деформирование и разрушение материалов с дефектами, и динамические явления в горных породах и
выработках». Крым, Алушта, 19-25 сентября 2005г.
2. Тарасенко Г.В. Геологические аспекты холодного ядерного синтеза
и электроразрядов в земной коре. 5th International Symposium on Hydrocarbon Accumulation Mechanisms and Petroleum Resource Evaluation. China University of Petroleum, Beijing October 17-19, 2009. Сборник докладов.
3. Тарасенко Г.В. Континентальные субдукция и обдукция – единый
механизм нефтегазо-и структурооразования. “Генезис нефти и газа”.
Москва, ГЕОС.-2003.
4. Тарасенко Г.В. Тектоника плит скольжения, палинология флюидов и
грядущие катастрофы на планете Земля от техногенеза. Проблемы
сейсмологии III-го тысячелетия: Материалы международной геофизической конференции. Новосибирск, 15-19 сентября 2003. СО РАН,
с. 86-90.
5. Тарасенко Г.В. Происхождение землетрясений с позиций тектоники
плит скольжений. 14 Международный семинар «Геодинамика и
сейсмичность Средиземноморско-Черноморско-Каспийского региона». Тезисы докладов, 2-6 октября 2006 г. Геленджик, с. 34-37.
6. Тарасенко Г.В. Образование нефти и тектоника плит скольжения.
Международная конференция «Геология, ресурсы, перспективы освоения нефтегазовых недр Прикаспийской впадины и Каспийского
региона». 18-20 сентября 2007 г. РГУ нефти и газа им. Губкина, Москва, с. 154-157.
7. Тарасенко Г.В., Демичева Е.А. Конкреционная модель планеты Земля и холодный ядерный синтез. Материалы Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня
рождения академика П.Н. Кропоткина, 18-22 октября 2010 года, Москва, с. 545-548.
8. Tarasenko G.V. Cold nuclear fusion in the earth's crust. 16th International
Conference on Condensed Matter Nuclear Science (ICCF-16) Chennai,
India, February 6-11, 2011.
192
НОВЫЕ ДАННЫЕ О ВЕРХНЕЮРСКИХ РИФОГЕННЫХ
ОБРАЗОВАНИЯХ ЮГО-ВОСТОЧНОГО КАВКАЗА И
СРЕДНЕ-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Ч.М. Халифа-заде, В.Ш. Гурбанов, Ф.А. Мирзоев, И.А. Мамедов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: khalifazade@yahyoo.com
Ознакомление с результатами сейсмической разведки МОГТ показало, что установленные геофизиками в Северо-Абшеронской впадине и Абшеронско-Прибалханской тектонической зоне рифогенные
тела фактически являются продолжением верхнеюрских барьерных
рифов Юго-Восточного Кавказа. Поэтому изучение фациально-генетического строения, морфологии верхнеюрских рифов в связи с вмещающими породами и их катагенеза, фациально-палеогеографических
условий образования приобретают большую актуальность. В докладе
рассматриваются результаты полевых седиментологических исследований по 11 высокогорным выходам верхнеюрских рифогенных построек Юго-Восточного Кавказа, раскрывается их морфология и фациально-генетическое строение, а также излагаются результаты седиментологического анализа верхнеюрских бассейнов и вносится некоторая
ясность в палеогеографические условия их образования. Доказывается
широкое распространение верхнеюрских барьерных рифов на платформенном склоне Северо-Абшеронского прогиба и Абшероно-Прибалханской тектонической зоны. Таким образом, в результате комплексного изучения верхнеюрских рифогенных образований ЮгоВосточного Кавказа и частично Средне-Каспийской впадины мы пришли к следующим выводам:
Рифообразование в верхней юре Юго-Восточного Кавказа происходило в широком стратиграфическом диапазоне от среднего оксфорда
до титона включительно. За исключением Бешбармакского рифогенноаккумулятивного массива, где рифообразование произошло в узком
стратиграфическом интервале в пределах средне-верхнего оксфорда.
В пределах распространения верхнеюрских рифогенных отложений территорию Юго-Восточного Кавказа по условиям залегания барьерных рифов, масштабам рифообразования и строению рифогенных
карбонатных толщ разделили на три структурно-фациальные зоны: на
севере, на границе с Дагестаном структурно-фациальная зона была названа Тагирджалчай-Шахдагской, которая характеризуется переходной
от эвапоритов к рифогенно-карбонатной толще. Затем, на северозападе изученной территории была выделена Шахдаг-Судурской, где
193
рифообразование происходило в нормальном русле, с большей интенсивностью (утес Кызылгая и с. Лаза у верховьев р. Кусарчая). Наконец,
третья зона протягивается узкой полосой в юго-восточном направлении от Сохюбского утеса по долине р. Карачай, через ущелье Тенгиалты, утес Чирахкала, до г. Бешбармак и пл. Кешчай, поэтому была названа Сохюб-Бешбармакской.
В верхнеюрских рифогенных сооружениях были установлены три
фации – массивные рифовые осты; обломочные брекчиевидные органогенные известняки открытого шельфа, в которых отмечается изменение размера обломков в зависимости от удаленности остов рифогенных тел; чередование органогенно-обломочных, оолитовых и микритовых известняков и слоев, известковых песчано-глинистых образований
рифогенных лагун. Среди верхнеюрских рифогенных образований
Юго-Восточного Кавказа выделяются биостромы (очень редко), массивные биогермные известняки и рифогенно-аккумулятивные массивы, последние доминируют в разрезах.
В рифогенной карбонатной толще нередко отмечаются внутриформационные перерывы, размывы и стратиграфические несогласия.
В основании 80% изученных рифогенных толщ установлены хаотические расположения глыбовых конгломератов тектонического меланжа, они залегают на черные сланцы и сланцеватые аргиллиты аалена-байоса, являются аллохтонами тектонического покрова, лишь в рифогенных утесах Чирахкала и Бешбармак они залегают без меланжевых конгломератов на дикий карбонатный флиш неокома.
В пределах Юго-Восточного Кавказа верхнеюрская рифогенная
толща протягивается относительно узкой полосой, в направлении северо-запада на юго-восток на расстояние в 200 км, имеет линейное
расположение и состоит из отдельных изолированных аллохтонных
карбонатных утесов барьерных рифов.
Биогермные пласты и пачки имеют массивную текстуру без следов макрослоистости; они не имеют протяженность на большое расстояние и характеризуются линзовидной и неправильной морфологической формой и по простиранию замещаются обломочными, оолитовыми и микритовыми известняками. Горизонтальная слоистость установлена лишь в песчано-глинисто-карбонатных пачках фации рифогенных лагун.
В верхнеюрских рифогенных отложениях Юго-Восточного Кавказа в отличие от одновозрастных верхнеюрских рифов Горного Крыма рифостроящие организмы состоят лишь из колониальных кораллсклерактиний и являются монобиогенными.
В противоположность верхнеюрские рифы Горного Крыма в за 194
висимости от доминации рифостроящих организмов представляют водорослевые, строматолитовые, коралловые, губковые, гидроидные,
криноидно-кораллово-водорослевые и серпуловые и как видно, являются полибиогенными, что свидетельствует об их различных палеоэкологических и палеогеографических условиях образования.
По имеющимся фактическим материалам утверждаем, что верхнеюрские кораллы (книдарии по Р.Г.Бабаеву) обитали на мелководном
плоском дне тропического бассейна при температуре 18-250С при нормальной солености и прозрачности морской воды. Этого нельзя сказать
о рифообразующих организмах верхнеюрских рифов Горного Крыма
(водоросли, серпулы, криноиды, губки), которые могут обитать в широком диапазоне изменения температуры, прозрачности, солености и
батиометрии.
Установление в верхнеюрских барьерных рифах Юго-Восточного
Кавказа остатков зеленых и багровых водорослей еще раз подтверждает глубину обитания колониальных кораллов в верхнеюрских бассейнах в пределах 10-50 м.
На основании фациально-генетического анализа разрезов киммеридж-титонских отложений Юго-Восточного Кавказа и прилегающих к
нему регионов составлены палеогеографические схемы верхнеюрских
бассейнов, эвапоритовый бассейн Дагестана, Терско-Каспийского передового прогиба и Среднего Каспия, тропический бассейн барьерных
рифов Юго-Восточного Кавказа, Северо-Абшеронского прогиба и Абшерон-Прибалханской зоны, флишевый глубоководный бассейн южного склона Большого Кавказа; мелководный тропический бассейн
Средне-Нижнекуринской и Южно-Каспийской впадин.
Средне-верхнеоксфордские барьерные рифы Сохюб-Бешбармакской структурно-фациальной зоны Юго-Восточного Кавказа погружаются в восточном направлении в подмеловые и палеоген-неогеновые
отложения Северо-Абшеронского прогиба, что подтверждается сейсморазведочными работами МОГТ, которые обнаружили распространение оксфордских барьерных рифов в виде изолированных рифогенных
тел на платформенном склоне указанного прогиба.
195
К ВОПРОСУ О РАСПРЕДЕЛЕНИИ МОЩНОСТЕЙ
ОТЛОЖЕНИЙ ПРОДУКТИВНОЙ ТОЛЩИ АЗЕРБАЙДЖАНА
ПО ДАННЫМ БУРЕНИЯ
М.А.Эфендиева
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: m.efendiyeva@mail.ru
Введение. Отложения продуктивной толщи длительное время
считаются главным резервуаром на территории суши Азербайджана и
прилегающей к ней акватории Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ).
Но, несмотря на то, что они достаточно долгое время являются объектом исследования для геологов различных специальностей и направлений, тем не менее, целый ряд вопросов по-прежнему остается нерешенным и дискуссионным.
На основании имеющихся геолого-геофизических данных установлено, что осадочный чехол в пределах ЮКБ достигает - 30.0-32.0
км. При этом максимальные значения мощностей ее основного резервуара - ПТ, в пределах ЮКБ не превышают 4500 - 6000 м видимой
мощности. Тем не менее, ряд исследователей считает, что мощность
отложений ПТ в пределах самой глубоководной части ЮКБ достигает
7000-8000 м.
Материалы и методики исследования. В результате проведенных
исследований был собран и проанализирован значительный по объему
первичный геолого-геофизический материал, а также большое количество литературных и фондовых источников. Была собрана и составлена
база данных по материалам бурения параметрических, крелеусных,
структурно-поисковых и поисково-разведочных скважин, включающая
значения мощностей четвертичных, акчагыла, продуктивной толщи и
подстилающих их отложений. Были обработаны данные скважин пробуренных на более, чем 123 площадях, охвативших как территорию
суши Азербайджана, так и прилегающую к ней часть акватории Каспия. Анализ собранных данных позволил проследить характер изменения мощностей в пределах рассматриваемой территории. По собранным материалам были впервые построены: палеогеологическая карта
преднижнеплиоценового времени, карта мощностей нижнего отдела
ПТ и карта мощностей верхнего отдела ПТ для территории суши Азербайджана и азербайджанского сектора Каспийского моря.
Было подтверждено ранее имевшееся мнение о том, что мощности нижнего отдела продуктивной толщи занимают не только меньшую площадь своего распространения по сравнению с верхним отде 196
лом, но и имеют значительные различия в значениях их мощностей
(табл.), при этом следует отметить, что речь идет о видимых мощностях, т.е. без учета углов падения пластов.
Таблица. Максимальные значения мощностей отложений ПТ вскрытые
при бурении скважин на отдельных площадях в пределах азербайджанского сектора акватории Каспийского моря
Вскрытая мощность
Площади
№№
скв.
Глубина
на забое
Отложения
подстилающие
ПТ
Общая
мощность
ПТ
В том числе
Верхний
Нижний
отдел ПТ
отдел
ПТ
Абшеронский архипелаг
51
780
миоцен
780
-
780
(Балахан.
св.)
14
3002
миоцен
1535
-
1535
33
1280
понт
910
480
430
2
5048
2048
1580
468
Хазри
3
2880
сармат
миоценпалеоген
1730
1252
342
Арзу
2
сармат
1535
1145
Дан Улдузу
Ашрафи
Нефт Дашлары
Новханы-дениз
Гюнашли
2
1
1м
1
1
3835
4250
понт
понт
понт-диатом
понт
понт
1690
2438
770
2279
2975
1695
2042
1956
2188
Чираг
4
3990
-
3100
967
Новханы
Хамдам
Азери
Огуз
1
2
1
3835
понт-сармат
3766
сармат
3655
понт
4090
понт
Бакинский архипелаг
2279
2613
>3387
3922
1956
2158
2415
2839
Сабаил
1
6090
-
5015
4909
Бахар
Шахдениз
8 Марта
203
6
589
3460
6313
6020
понт
-
3450
4299
4025
2802
4299
3525
Хамамдаг
8
4469
-
4090
3718
Аран-дениз
10
5484
-
4701
4455
Дашлы
5
4309
понт
4300
4300
Гарби Абшерон
Шимали Абшерон
Абшерон кюпяси
Гильавар
4755
(НКП)
3093
3711
197
106
(НКП)
265
468
770 (КаС)
323
1249
2133
(КаС)
323
455
268
1083
>106
(НКГ)
600
>500 (ПК)
372
(НКП)
>247
(НКГ)
-
Обсуждение. Начало века продуктивной толщи охарактеризовано
усилением поперечных поднятий, которые исходят от оси Кавказского
перешейка. В результате этих процессов произошло почти полное
осушение всей Куринской впадины и вытеснение вод палеобассейна в
Южно-Каспийскую ванну.
В то же время они в своих разрезах открывают новую серию песчаных образований абшеронской фации продуктивной толщи, которые
в самом начале отлагались в таких условиях, когда накопление песчаного материала происходило в пределах сравнительно небольшой части территории Азербайджана – Абшеронского полуострова, Джейранкечмезской депрессии, Нижнекуринской впадины и прилегающей к
ней акватории современного Каспийского моря.
Время на протяжении верхнего отдела ПТ характеризуется компенсированным прогибанием дна палеобассейна и увеличением количества сноса терригенного материала в бассейн седиментации, когда
антиклинальные поднятия, влиявшие на условия седиментации в нижнем отделе ПТ, начинают приобретать более сглаженные очертания.
Это было время, когда палеобассейн ПТ из относительно небольшого
по размерам водоема в начале века ПТ начал расширятся, захватывая
все большие смежные территории.
Выводы. Построенный автором графический материал позволил
с новых позиций рассмотреть историю тектонического развития века
продуктивной толщи в пределах территории Азербайджана и прилегающей к ней акватории Каспийского моря и прийти к следующим выводам:
• процессы осадконакопления на протяжении века ПТ характеризуются более дифференцированным характером, чем считалось ранее;
• максимальная мощность отложений продуктивной толщи без
учета углов падения пластов не достигает 6000 м;
• результаты проведенного исследования позволяют скорректировать местоположение для заложения наиболее перспективных скважин для бурения их в пределах ЮКБ.
198
РАЗВИТИЕ И ХАРАКТЕР ОСАДКОНАКОПЛЕНИЯ МАЙКОПСКОГО БАССЕЙНА НА ТЕРРИТОРИИ АЗЕРБАЙДЖАНА
М.А.Эфендиева
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: m.efendiyeva@mail.ru
Длительный и повышенный интерес к отложениям майкопской
серии обусловлен ее принадлежностью к нефтематеринским породам
для вышезалегающего комплекса – продуктивной толщи, основного
резервуара ЮКБ Азербайджана. На протяжении достаточно длительного периода времени сложилось мнение, что осадочный комплекс
майкопских отложений преимущественно сформировался в пределах
глубоководной части этого палеобассейна. Однако последние исследования опровергли существовавшие ранее представления о его глубоководности.
Исследования осуществлены на основе современного комплексного подхода в изучении осадочных пород и интерпретации всего
имеющегося геолого-геофизического материала, с привлечением значительного количества литературных и фондовых источников.
Анализ полученных данных позволил проследить характер изменения мощностей и литофаций пород майкопской серии в пределах
территории Азербайджана. По собранным материалам были впервые
построены: карты равных мощностей и литофациальные карты для каждого стратиграфического подразделения (рюпеля, хата, кавказа, сакараула и коцахура) по отдельности. В результате этого появилась реальная возможность с новых позиций взглянуть на условия седиментации этого палеобассейна и объяснить ранее не подлежащие объяснению факты.
На протяжении почти столетия изучения отложений майкопской
серии, как в пределах территории Азербайджана, так и за его пределами сложилось мнение о его глубоководности. Это объяснялось тем, что
литологически этот комплекс отложений преимущественно представлен трудно расчленяемой толщей темно-серых сланцевых, некарбонатных глин слабо фаунистически охарактризованных осадков, включающих только обильные рыбные остатки: чешую, отолиты и даже
полные скелеты рыб из рода Meletta.
Расчленение каротажных диаграмм скважин вскрывших породы
майкопской серии, с использованием для этого эвстатической кривой
изменения уровня моря, позволило установить в них границы залегания каждого стратиграфического подразделения майкопа (рюпеля, ха 199
та, кавказа, сакараула, коцахура) и определить мощности каждого из
них. Эти данные и легли в основу карт мощностей для каждого подразделения в отдельности, что позволило выявить наличие большой по
площади суши, в пределах которой породы этого возраста вообще не
отлагались. А характер расположения этих территорий позволяет считать, что территория Азербайджана в майкопское время представляла
собой архипелаг островов.
Литолого-петрографические анализы образцов, отобранных как на
разрезах отложений майкопа, выходящих на дневную поверхность в ряде
нефтегазоносных районов, так и керновых образцов вскрытых при бурении скважин, пробуренных в пределах всей территории Азербайджана,
позволили проследить характер изменения литофациальных характеристик пород, отложившихся на протяжении майкопского времени.
В майкопское время основные горные системы Азербайджана Большой и Малый Кавказ - представляли собой молодые, только начинавшие развиваться горные системы, которые в некоторых участках
вплотную подходили к береговой зоне палеобассейна, но а в ряде мест
представляли собой пологий, малорасчленный берег. Большой Кавказ
и Талыш являли собой части малорасчлененной суши, которые со всех
сторон были окружены водами майкопского бассейна.
Это указывает на то, что различные участки территории Азербайджана на протяжении майкопа формировались в различных условиях
седиментации, а значит, соответственно, характеризуются различными
литофациальными характеристиками.
Здесь имелись участки с крутыми берегами, с которых быстрые
горные реки сносили на шельф бассейна много крупнообломочного
материала. В сочетании с проливными дождями они формировали галечный прибрежный пояс, что является типичной особенностью гористого побережья. Но этот пояс быстро исчезает, как только гористые
берега уступают место пологому и низкому побережью.
В ряде разрезов присутствуют гипсовые прослойки и целые линзы гипса, что позволяет утверждать, что эти отложения сформировались в условиях замкнутого бассейна. Здесь в мелководных морских
заливах, главным образом в лагунах, и на тех участках, куда не впадали реки, отлагались преимущественно глинистые образования.
Для некоторых участков установлено, что архипелаг островов,
линейно расположенный в зоне майкопского бассейна осадконакопления, способствовал образованию режима застойных вод. Дифференцированный характер дна майкопского моря нарушал режим нормального газового обмена, что приводило к формированию осадков – глин
темных цветов. Эти острова слабой эродированности служили источ 200
ником сноса некоторого количества обломочного материала. Этот материал в бассейн седиментации мог попадать за счет пролювиальных
процессов – временных водотоков от дождей, ручейков. В результате
этих процессов в пределах прогибов около островных суш и таких
местах, как заливы и лагуны откладывались преимущественно глинистые толщи, т.е. наблюдается смещение тонко зернистых осадков на
совсем малые глубины до 1-2 м, порой достигавших вреза воды.
Активная вулканическая деятельность в пределах ряда континентальных островов, привела к формированию в их пределах вулканогенных формаций.
Установлено, что малочисленность или полное отсутствие фаунистических остатков в породах не всегда является доказательством глубоководности палеобассейна. Это может также характеризовать мелководный бассейн с неблагоприятными условиями для жизнедеятельности организмов, в особенности из-за изменения солености и газового
режима, которые, несомненно, имели место на протяжении майкопского этапа развития территории Азербайджана.
Выводы. Впервые составленные в отдельности и на значительном
фактическом материале карты мощностей и литофациальные карты
для каждого стратиграфического подразделения майкопа позволяют
пересмотреть существовавшие ранее представления – о глубоководном
характере майкопского моря и его особенностях.
В результате исследований установлено:
• формирование майкопской серии происходило в различных
палеогеографических условиях седиментации, результатом которых
явились различия ее литофациальных характеристик отдельных зон и
областей в пределах медленно регрессирующего палеобассейна;
• это был не глубоководный, как считалось ранее, а преимущественно мелководный бассейн седиментации, аналог современных архипелаговых морей, в проливах между островами которых происходило формирование осадочного комплекса, сложенного преимущественно глинистыми мелкозернистыми породами.
201
СЕКЦИЯ "Нефтяные системы больших глубин"
РАЦИОНАЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ
РАБОТ В ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТАХ
А.И.Алиев1, Э.А.Алиев2
1
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики;
2
ЮжНИИГеофизика (Россия)
E-mail: Xaver.Qurbanova@socar.az
Поиски залежей нефти и газа на больших глубинах в основном
ведутся в трех направлениях:
• на невскрытую часть осадочного разреза известных месторождений, находящихся в промышленной разработке;
• в наиболее погруженных зонах известных нефтегазоносных
районов, где главные объекты разведки хорошо изучены на уже открытых месторождениях, приуроченных к бортам и относительно приподнятым тектоническим элементам глубоких впадин;
• в новых перспективных районах, где предполагаемые нефтегазоносные комплексы залегают на больших глубинах.
Для каждого из указанных направлений должны быть разработаны
необходимые объемы поисково-разведочных работ с целью получения
максимальной геологической информации о глубоких горизонтах, оценки
их промышленных запасов и подготовки залежей к разработке.
В многопластовых месторождениях с большим этажом нефтегазоносности обычно в целях ускоренной разведки месторождения и
подготовки его к промышленной разработке за возможно кратчайший
срок глубокое поисково-разведочное бурение ведется поэтажно, т.е.
параллельно с доразведкой верхнего этажа ведутся поиски новых залежей в невскрытой части разреза. При этом поисковые скважины,
пробуренные на нижний этаж, одновременно выполняют задачи разведки верхнего этажа нефтегазоносности. Такая схема поэтажной разведки месторождений и поисков новых залежей в глубоких горизонтах
невскрытой части разреза успешно практикуется в Азербайджане и
имеет высокую результативность (Х.Б.Юсифзаде). При этом эффективность поисково-разведочного бурения в глубоких горизонтах растет
в основном за счет открытия в них преимущественно газовых (газоконденсатных) залежей и увеличения с глубиной удельной плотности
запасов газа и, в этой связи, прироста запасов газа на метр проходки.
202
Рассматриваемый принцип поэтажной разведки месторождений с
целью поисков новых залежей в невскрытой части осадочного разреза
может осуществляться при различных геологических условиях и, в
связи с этим, будут изменяться объем и характер поисково-разведочных работ. Простейшей схемой этого принципа является разведка
многопластовых залежей продуктивной толщи Азербайджана, где по
всему продуктивному разрезу обычно сохраняются структурная, фациально-геохимическая и гидрогеологическая особенности залежей.
При поэтажной разведке, хотя и возрастает объем поисковоразведочного бурения, но вместе с тем, наряду с ускоренным вводом
выявленных залежей в разработку, получаемая геологическая информация о строении месторождения при разбуривании верхнего этажа
позволяет повысить эффективность поисков скоплений нефти и газа в
глубокозалегающих интервалах разреза. Поэтому высокая эффективность сверхглубокого поисково-разведочного бурения в большинстве
случаев была достигнута при поисках нефти и газа в глубокозалегающих горизонтах известных месторождений, в частности в условиях
унаследованного развития нефтегазоносных структур.
В практике разведки многопластовых месторождений глубокопогруженных структур базисные горизонты отдельных этажей разведки с наибольшими контурами нефтегазоносности и подготовленными
промышленными запасами в последующем служат базисными горизонтами при вводе отдельных этажей в промышленную разработку,
что обеспечивает ускоренный темп освоения месторождений. При доступных глубинах залежей нижнего этажа (до 5000 м) разведку продуктивной толщи целесообразно осуществлять двумя этажами с базисными горизонтами калинской свиты и свиты «перерыва».
В том случае, когда в известном нефтегазоносном районе выделяются два или три самостоятельных этажа нефтегазоносности, приуроченных к крупным стратиграфическим комплексам, поиски скоплений нефти и газа в глубоких горизонтах несколько осложняются и
требуется проведение комплекса детальных геофизических работ,
опорного и параметрического бурения с целью изучения структурного
плана, фации коллекторов и других критериев нефтегазоносности
нижних этажей для подготовки к разведке не только отдельных площадей, а всего перспективно-нефтегазоносного комплекса. Без такой
предварительной подготовки к разведке глубоких горизонтов поисковое бурение на нижний этаж нефтегазоносности даже в пределах уже
известных месторождений может оказаться нерезультативным, тем более в глубоких впадинах складчатых областей, где неоднократные
межформационные (внутриформационные) перерывы в осадконакоп 203
лении и перестройка структурного плана – обычное явление.
В ряде случаев площади вводятся в глубокое поисковое бурение
без достаточного обоснования объектов разведки, что не только не
обеспечивает ускоренной разведки площади, но и затягивает открытие
всего месторождения. Результативность поисково-разведочных работ в
этом случае, то есть открытие месторождения, достигается большим
объемом поискового бурения в течение длительного времени.
Соблюдение стадийности ведения поисково-разведочных работ и
повышение надежности подготовки структур и объектов разведки особенно важны при поисках залежей нефти и газа на больших глубинах в
связи со значительными затратами на сверхглубокое бурение.
Таким образом, в связи с недостаточностью информации о глубоких горизонтах и большими затратами на бурение сверхглубоких
скважин необходимо значительно увеличить объем и расширить задачи геологических и геофизических исследований, а также опорнопараметрического бурения на первом этапе разведки с целью обоснования, прежде всего, основного объекта разведки на больших глубинах, характеризующегося наиболее благоприятными условиями для
формирования и сохранения углеводородных скоплений.
В связи с изложенным для повышения эффективности поисков
залежей нефти и газа на больших глубинах, в частности в нижнем этаже нефтегазоносности известных месторождений и в новых перспективных районах, в докладе рассматривается рациональный комплекс
поисково-разведочных работ в глубоких горизонтах.
ГЛУБИННАЯ И СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ ПРИУРОЧЕННОСТЬ
ОЧАГОВ ФЛЮИДОГЕНЕРАЦИИ И ОЦЕНКА ГЕНЕРАЦИОННОГО
ПОТЕНЦИАЛА ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ЮЖНО-КАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА
(ПО ДАННЫМ ВЫБРОСОВ ГРЯЗЕВЫХ ВУЛКАНОВ)
Ад.А.Алиев, И.С.Гулиев, Д.А.Гусейнов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: iguliyev@gia.az; d_huseynov@yahoo.com
Эруптивные каналы грязевых вулканов являются благоприятными путями для выноса пород и миграции флюидов с больших глубин,
недоступных современными методами бурения.
Пиролитические исследования глинистых пород палеоген-миоценового возраста в выбросах грязевых вулканов на суше в северо 204
Значения
мин.
мах.
среднее
медиан.
Tmax, оС
414
440
432
433
PC, %
0,02
5,87
0,92
0,23
Сорг, %
0,13
16,52
2,6
0,76
HI
19
548
232
187
S1+S2
0,08
68,77
10,5
1,1
Майкоп
мин.
макс.
среднее
медиана
417
437
426
428
0,04
7,87
1,1
0,33
0,32
11,91
2,5
1,08
69
676
260
220
0,24
93,29
12,9
3,87
Диатом
западной бортовых частях бассейна, показало чрезвычайно высокий их
нефтегенерационный потенциал (табл. 1) по сравнению с породами из
естественных обнажений. Наблюдается улучшение количественного и
качественного состава органического вещества и его нефтегенерационных характеристик от эоценовых отложений к средне-верхне миоценовым (диатомовым). В том же направлении увеличивается количество
пиролизуемого углерода в составе ОВ. Так в эоценовых отложениях
доля пиролизуемого углерода составляет 30,26%, в майкопских отложениях – 30,55%, а в миоценовых отложениях – 39% от общего количества органического углерода.
Согласно значениям Tmax ОВ палеоген-миоценовых отложений
характеризуется не высокой степенью термальной зрелости, закономерно уменьшаясь от эоценвых отложений к диатомовым – от 433оС
до 415оС как по средним, так и по медианным значениям.
Чрезвычайно трудным, но исключительно важным является определение стратиграфической и глубинной приуроченности очага углеводородных флюидов, выделяемых грязевыми вулканами. Разрешение
указанной проблемы представляется возможным на основе изотопногеохимических исследований углеводородных флюидов, выделяемых
грязевыми вулканами и их пород-выбросов.
Таблица 1
Генерационные характеристики ОВ в выбросах грязевых вулканов ЮКБ
мин.
макс.
среднее
медиана
408
423
415
415
1,38
15,05
5,56
4,66
5,13
27,65
13,3
11,95
222
645
451
474
15,93
178,86
65,12
53,3
Эоцен
Возраст
В основу этих исследований положена одна из главнейших закономерностей, установленная авторами в нефтях месторождений ЮКБ,
а именно - дифференциация изотопов углерода в стратиграфическом
разрезе, выражающаяся в последовательном изотопном утяжелении
205
нефтей при переходе от более древних резервуаров к молодым. Эта
тенденция в целом сводится к выделению двух групп нефтей: 1) изотопно легких (δ13С =-28.2 - -27.8о/оо), в которую входят нефти нижнемелового, эоценового, майкопского и чокракского резервуаров; 2) изотопно тяжелых (δ13С =-24.8 - -25.0о/оо), которую составляют нефти диатомового резервуара. Аналогичная тенденция проявляется в битумоидах керогенаэтих отложений.
Изотопно-геохимические исследования нефтей, нефтепроявлений, ассоциирующих с грязевыми вулканами, показывают, что здесь
выделяются нефти с типичной палеоген-нижнемиоценовой изотопной
меткой углерода, а также нефти, являющиеся смесью нефтей продуциированных палеоген-нижнемиоценовым и диатомовым комплексами
отложений. Весьма примечательно, что нефти с типично диатомовой
изотопной меткой практически не были выявлены.
Оценка зрелости нефтей грязевулканических проявлений по эквиваленту отражательной способности витринита (Ro), вычисленной
по степени ароматизации стерана (С28 triaromatic/C28 triaromatic+C29
monoaromatic), показывает невысокий уровень их превращенности
(Ro=0.46-0.64%), что очень хорошо согласуется со степенью зрелостью
керогена палеоген-миоценового комплекса. Использование других параметров зрелости, таких как степень изомеризации гопанов и стеранов, соотношение изостеранов и нормальных стеранов и др., не представляется возможным в силу очень высокой биодеградированности и
окисленности нефтей. Следует отметить, что аналогичная низкая зрелость свойственна нефтям месторождений исследуемого региона и
Каспийского моря, которая в редких случаях достигает 0.68% (Ro) и в
среднем составляет 0.61%(Ro).
Количественные расчеты, основанные на зависимости изотопного
состава углерода, углеводородных газов от уровня их катагенной зрелости (Faber,1987), показывают, что последние для этана газов и газовых гидратов грязевых вулканов, расположенных в различных частях
Южно-Каспийской впадины, составляют 1.3-1.79% (Ro). Исходя из замеров Ro в ЮКБ, гипсометрическая глубина пруроченности этана изучаемых грязевых вулканов в исследуемом регионе находится в пределах от 7-8км до 10-14км (Фейзуллаев и др., 1999, Фейзуллаев, Гусейнов, 2002). Эти глубины в северной и северо-западной бортовых частях
впадины соответствуют мезозойскому комплексу отложений. В центральной, наиболее погруженной части бассейна, очаг образования
этана расположен на глубинах, соответствующих палеоген-миоценовому комплексу.
206
Вышеизложенное свидетельствует о существовании нескольких
стратиграфически обособленных очагов углеводообразования в мезозойских, палеоген-нижнемиоценовых и диатомовых отложениях.
Таким образом, очаги нефте- и газообразования смещены относительно друг друга и приурочены к различным гипсометрическим и
стратиграфическим уровням.
Согласно схеме вертикальной зональности нефтегазообразования
все нефти известных месторождений и грязевых вулканов соответствуют ранней стадии нефтяного окна. Газы же месторождений и грязевых вулканов соответствуют зоне образования жирных газов и метана.
Это свидетельствует о том, что углеводороды, главным образом, нефти, с уровнем зрелости 0.64-1.3% (Ro), в ЮКБ еще не выявлены.
Приведенные данные свидетельствуют о высоких перспективах
обнаружения в Южно-Каспийском регионе значительных по объему
скоплений зрелых нефтей, вплоть до тяжелых конденсатов.
УГЛЕВОДОРОДЫ АЛМАЗОПОДОБНОГО СТРОЕНИЯ
В ГЕОХИМИИ НЕФТИ
Г.Н.Гордадзе, М.В.Гируц
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия)
Как известно, в нефтегазопоисковой и нефтегазопромысловой
(резервуарной) геохимии при корреляции в системе нефть–нефть успешно используются относительные содержания углеводородовбиомаркеров (стеранов, терпанов, сесквитепанов, н-алканов, изопренанов и т.д.). Вместе с тем, в сильнопреобразованных нефтях вышеуказанные углеводороды часто достигают термодинамически равновесных концентраций, и, следовательно, становятся неинформативными.
Более того, в некоторых случаях эти углеводороды в нефтях вовсе отсутствуют. В этой связи поиск новых геохимических показателей для
корреляции в системе нефть–нефть является актуальным. Новые геохимические показатели, базирующиеся на распределении углеводородов, должны быть лишены таких недостатков, присущих традиционным, как низкая термическая стабильность, подверженность биодеградации и т.д. Одними из таких показателей являются те, которые основаны на закономерностях распределения углеводородов алмазоподобного (каркасного) строения.
Углеводородами каркасного строения (адамантанами и диамантанами) пропитана вся осадочная толща (Гордадзе Г.Н. Термолиз орга 207
нического вещества в нефтегазопоисковой геохимии. – М.: ИГиРГИ,
2002. – 336 с.). Более того, они были найдены и в органическом веществе кристаллического фундамента Татарстана (Гордадзе Г.Н., Русинова Г.В. Диамантаны состава С14–С15 в органическом веществе кристаллического фундамента// Геохимия. – 2004. – №11. – С. 1228.). Они находятся в нефтях, генерированных как глинистыми, так и карбонатными толщами (не обладающими каталитической активностью).
Сторонники неорганической теории происхождения нефти неправильно считают, что в нефти углеводороды находятся в равновесном состоянии и, в частности, относительные концентрации н-алканов
в нефтях соответствуют равновесным при температурах >1000°С (Тихомолова Т.В., Гордадзе Г.Н. О равновесии углеводородов в нефтях и
температурах их образования// Геология нефти и газа. – 1971. – №8. –
С. 48.). Вместе с тем, в отличие от циклических и ациклических углеводородов-биомаркеров, образование н-алканов из ювенильных углерода и водорода в принципе возможно. Это хорошо известный в промышленности процесс прямого синтеза углеводородных продуктов из
СО и Н2 по методу Фишера–Тропша. В этом процессе образуются смеси алифатических углеводородов (парафинов и олефинов) с числом
углеродных атомов от С1 до примерно С30–С45. Можно также упомянуть аналогичный процесс Кёльбеля–Энгельгарта – образование смесей алифатических углеводородов, преимущественно олефинов, из СО
и Н2О. В этой связи нами были проведены эксперименты по высокотемпературному превращению высокомолекулярных н-алканов, в результате которых впервые было обнаружено образование адамантанов
и диамантанов. Недавно было также высказано предположение, что
отсутствие в нефтях моноалкиладамантанов с заместителем больше
этильного обусловлено высокой степенью зрелости органического вещества (Бадмаев Ч.М., Гируц М.В., Эрдниева О.Г., Кошелев В.Н., Гордадзе Г.Н. Генерация моноалкиладамантанов С11–С17 в результате катализа некоторых кислородсодержащих предшественников нефтяных
углеводородов// Нефтехимия. – 2011. – Т. 51. – №5. – С. 337). Таким
образом, можно предположить, что возможен глубинный синтез углеводородов алмазоподобного строения.
Как показали наши исследования на примере юрских и меловых
нефтей Калмыкии, с использованием углеводородов алмазоподобного
строения – моно- и диметилдиамантанов и незамещенных диамондоидов в ряду адамантан–диамантан–триамантан – возможно дифференцировать эти нефти.
На рисунке в качестве примера приведена треугольная диаграмма
по распределению адамантан–диамантан–триамантан в юрских и ме 208
ловых нефтях Калмыкии. Нетрудно заметить, что по этим показателям
можно четко дифференцировать разновозрастные нефти. На рисунке
видно, что нефть месторожденияия Восточно-Камышанское (скв. 95)
попадает в поле меловых нефтей, несмотря на то, что она залегает в
юрских отложениях.
Выводы, основанные на закономерностях распределения диамондоидов, полностью согласуются с выводами, основанными на распределении традиционных углеводородов-биомаркеров.
ВЛИЯНИЕ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ НА ПРОЦЕССЫ
ИЗМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
А.А.Иманов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
Возникновение и развитие деформаций в недрах Земли, состоящих из горных пород разного возраста и литологического состава, является чрезвычайно-сложным процессом, который на современном
уровне развития науки практически не описывается ни в одной теоретической работе и в геологических моделях с учетом известных природных (реальных) факторов.
Поэтому известные на сегодняшний день модели деформационных процессов, полученные разными исследованиями, являются при 209
ближенными и не совершенными до конца практического их использования.
Рассмотрим некоторые аспекты этих деформационных процессов:
Деформация - это общее понятия или причина, за которой стоит
следствие – результат.
При решении практических задач, в основном, используются параметры деформаций, полученных в условиях всестороннего объемнонапряженного состояния. При этом не всегда учитываются реальные напряжения, воздействующие на пористую среду в естественных условиях.
Вторым главным фактором является не само напряжение, а вид,
характер и величина напряжений, возникающие в результате геотермодинамических и тектонических факторов.
С этой позиции деформация уже является не причиной, а следствием возникающих напряжений в реальных условиях, приводящие к
деформации – разрушениям, уплотнениям и разуплотнениям пород.
В естественных условиях скелет горной породы подвергается деформации при одновременном влиянии геостатического (горного) и
порового давлений, температуры и литологических факторов, а также
физико-химических процессов.
При деформации пород в условиях всестороннего объемнонапряженного состояния предел уплотнения завершается микро- разрушением скелета породы. При этом разуплотнение пород исключается из-за отсутствия противодействующих сил.
Наиболее сложным процессом, в то же время полезным с практической точки зрения, является разуплотнение пород, сопровождающееся развитием вторичных процессов.
В этой связи разработана методика и при высоких термобарических
условиях изучены эти процессы. В результате обобщения и анализа полученных результатов сформулировано следующее заключение:
1. Впервые изучены процессы уплотнения и разуплотнения осадочных пород разного литологического состава при раздельном и одновременном влиянии эффективного давления и температуры. Количественно оценены изменение фильтрационно-емкостных и механических свойств пород в результате разуплотнения до глубины 10км.
2. Установлено, что глубина начала разуплотнения пород в разных
регионах ЮКБ происходит на уровне среднего катагенеза в температуром
интервале 60-120ºС и соответствует глубинам 3-5км. Разуплотнение пород
происходит непрерывно и с различной интенсивностью до глубины 15км и
более; сопровождается развитием вторичных процессов, ростом коллекторских свойств и благоприятных условий для образований углеводородов,
их миграции, скоплений и сохранений на больших глубинах.
210
3. Выявлены механизмы и факторы, способствующие развитию
разуплотнения пород.
4. Показано, что формирование и развитие аномально высоких
давлений и ФЕС пород в ЮКБ происходило аналогично многим нефтегазоносным бассейнам мира, а процессы уплотнения пород на современных глубинах не достигли своего завершения.
5. Полученные научно-практические результаты на примере
ЮКБ могут быть использованы и в других нефтегазоностных бассейнах мира, сформировавшихся в идентичных геологических условиях.
О КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВАХ ПОРОД ПТ В ИНТЕРВАЛЕ
ГЛУБИН 5-6 КМ, В СВЯЗИ С ОЦЕНКОЙ ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ ГЛУБИН
Г.Г.Исмайлова
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
Открытие нефтяных и газовых залежей на больших глубинах в
значительной мере зависит от точности представлений об условиях
формирования на этих глубинах эффективных коллекторов. Поэтому
задача изучения особенностей структуры пустотного пространства пород из глубокозалегающих горизонтов и оценки их фильтрационноемкостных свойств является актуальной.
Несмотря на более чем вековую разработку месторождений продуктивной толщи (ПТ - нижний плиоцен) в Южно-Каспийском бассейне (ЮКБ), перспективы прироста запасов углеводородов (УВ) здесь
продолжают связываться с этим главным резервуаром главным образом в глубоководной части бассейна, где ожидаемые промышленные
скопления УВ расположены на значительных глубинах. Ранее изучение характера изменения емкостно-фильтрационных свойств пород
ЮКБ по разрезу были выполнены рядом исследователей (1,2). Однако
в этих исследованиях не была рассмотрена тенденция изменения этих
параметров по площади, в сторону перспективной глубоководной части ЮКБ, где ограничены или отсутствуют данные о свойствах пород.
Использованный фактический материал.
Для рассмотрения закономерностей изменения петрофизических
свойств пород в пространстве на глубинах более 5 км. были привлечены данные около 100 анализов образцов керна с 12 площадей и 42
скважин азербайджанского сектора Южного Каспия. Используя эти
данные, были построены схемы изменения основных параметров пес 211
чано-алевритовых пород ПТ, отражающих их емкостно-фильтрационные свойства (пористости, проницаемости и карбонатности), с целью
выявления тенденции изменения их по площади и особенно в направлении глубоководной части Южного Каспия, с которой связываются
основные перспективы поисков новых залежей нефти и газа. Кроме
этого, изменения коллекторских свойств пород ПТ с глубиной базировалось на более чем 2700 петрофизических анализов образцов керна с
30 площадей Апшеронского и Бакинского нефтегазоносных районов.
Для анализа особенностей вариаций значений этих параметров на
глубине более 5 км были построены гистограммы их распределения и
графики зависимости пористости от проницаемости и изменения этих
параметров с глубиной отдельно для каждого горизонта.
Результаты исследований.
Анализ этих схем позволяет отметить четко выраженную закономерность изменения пористости песчано-алевритовых пород ПТ по
площади на глубинах 5-6 км, с тенденцией увеличения ее значений в
сторону центральной, глубоководной части бассейна. Картина изменения по площади проницаемости пород несколько иная. В данном случае с севера и северо-запада в сторону глубоководной части бассейна
отмечается некоторое снижение проницаемости на глубинах 5-6 км.
Сравнение гистограмм распределения значений емкостно-фильтрационных параметров песчано-алевритовых пород верхнего и нижнего
отделов ПТ на глубинах 5-6 км показало, что они существенно не отличаются друг от друга, отражая их схожий характер.
Судя по распределению значений пористости пород, почти половина
изученных образцов сохраняет достаточно высокий объем пор (10-20%).
В распределении значений проницаемости пород как для верхнего, так и нижнего отдела ПТ, отмечается явно выраженный бимодальный его характер. Это различие указывает на их генетическую природу. Породы с относительно высокими значениями проницаемости (4050 мД), по-видимому, имеют вторичную природу (например, процессы
растворения кварца, полевых шпатов, карбонатов, сульфатов и т.д.).
Карбонатность пород нижнего отдела ПТ относительно ниже, чем
пород его верхнего отдела. Исходя из того, что содержание карбонатного материала в песчано-алевритовых породах до 15% не оказывает
существенного влияния на сохранение благоприятных коллекторских
свойств, то в целом выявленные значения карбонатности пород ПТ на
глубинах 5-6 км не могут быть классифицированы как неблагоприятные в отношении нефтегазоносности.
Важно отметить, что результаты указанных выше исследований в
определенной степени отражают качество резервуаров лишь на глуби 212
нах 5-6 км и не отвечают на вопрос их сохранности на больших глубинах (6-9 км), с которыми связываются перспективы обнаружения новых промышленных скоплений УВ в глубоководной части Южного
Каспия. Тем не менее, если исходить из тенденции изменения рассмотренных параметров с глубиной, то можно с определенной долей вероятности (методом экстраполяции на 2-3 км глубже фактических данных) ожидать достаточно благоприятные коллектора на глубинах до 89 км. Отмечается ярко выраженная тенденция изменения коллекторских свойств пород в рассмотренном интервале глубин 3.5-5,5 км. Исходя из выявленной стабильности петрофизических свойств пород в
разрезе ПТ, с учетом прогноза пика генерации нефти на глубинах 5-9
км и развития на этих глубинах аномально-высоких флюидных давлений (3), можно утверждать о наличии благоприятных коллекторов на
указанных глубинах.
Заключение.
Выполненный комплекс петрофизических исследований пород
позволил прогнозировать благоприятное качество резервуаров ПТ в
интервале более 5км в глубокопогруженной части Южного Каспия, с
которой связываются основные перспективы поисков новых залежей
нефти и газа, с тенденцией сохранения их на глубинах 7-9 км.
Сделанный вероятностный вывод, касающийся осадочного разреза ЮКБ, еще не вскрытого бурением, целесообразно дополнить прогнозом качества резервуаров по сейсмическим данным, с использованием достаточно апробированной методики, разработанной азербайджанскими специалистами-геофизиками (3).
Литература
1. Гулиев И.С., Сулейманова С.Ф., Кляцко И.С., Мамедова С.М., Фейзуллаев А.А. Некоторые вопросы прогнозирования физических
свойств пород на больших глубинах. АНХ.- 1989.-№ 6.- с. 1-6.
2. Фейзуллаев А.А., Сулейманова С.Ф., Хеиров M., Латифова E., Илиев
A. Атлас коллекторских свойств осадочных пород Азербайджана.
Т.1. Продуктивная толща. Баку.-фонд Института геологии НАНА.1990.
3. Шыхалиев Ю.А., Фейзуллаев А.А. Аномально-высокие давления в
осадочном разрезе Южного Каспия: опыт диагностики по сейсмическим данным до бурения скважины. Известия НАН Азерб.-2010. Серия наук о земле.- 1.- с.
213
ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ
РЕЗЕРВУАРОВ В ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЯХ ЮКВ
К.Н.Каграманов, Т.Ю.Багаров
Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики
E-mail: gahraman@inbox.ru
К настоящему времени объем добытых нефти и газа из земных
недр Азербайджана как на суше, так и на море в отдельности по каждому составляет более 1 млрд. тонн. Однако, несмотря на огромные
объемы уже добытых углеводородов, потенциальные возможности региона ещё велики и намного превышают объем отобранных УВ, основная часть которых залегает на больших глубинах ЮКВ.
Известно, что важнейшими критериями оценки перспектив нефтегазоносных бассейнов являются: объем осадочного накопления, литофациальные особенности и термобарические условия.
Объем осадочного накопления ЮКВ оценивается порядком 3,25
млн. км3. Толщина осадочного нижний мел-антропогенового комплекса
составляет 25-30 км, который состоит из мощной толщи отложений преимущественно терригенного состава.
Быстрое погружение Южно-Каспийской микроплиты в плиоценчетвертичное время обеспечило интенсивный снос осадков, в том числе зa счет турбидитных потоков, и формирование вдоль бортов впадины многочисленных пластов и линз песчаных коллекторов.
Рассматривая закономерности размещения, условия формирования
и сохранения залежей нефти и газа, можно отметить, что условия тектонического развития ЮКВ и интенсивное прогибание ее преимущественно в неоген-четвертичное время обусловили накопление мощной толщи флишевой формации и формирование крупных залежей нефти и газа крупных размеров.
Напрашивается вывод:
• Какие факторы обусловили накопление таких мощных толщ
углеводородосодержающих осадочных слоев и какие силы сыграли
главную роль в формировании крупных залежей нефти и газа?
• Почему на таких больших глубинах в регионе ЮКВ встречаются отложения с удовлетворительными фильтрационно-емкостными
свойствами (ФЕС) коллекторов, тогда как экспериментальные исследования показали что, на этих глубинах такого быть не должно.
Причины формирования и укрупнения УВ резервуаров больших
высот в направлении к центральной части ЮКВ остаются для геологов
невыясненными. Что же касается сохранности высоких значений кол 214
лекторских свойств месторождений на больших глубинах, то различными исследователями сделана попытка дать объяснение этому явлению – оно связано либо с высокими темпами отложения ПТ, либо с некоторым увеличением отсортированности пород ПТ в юго-восточном
направлении. Но эти объяснения не вполне могут дать ответ на данный
вопрос, хотя некоторое влияние этих факторов на сохранение коллекторских свойств на больших глубинах представляется возможным.
Известно, что решающим фактором влияния на фильтрационноемкостные свойства (ФЕС) пород на больших глубинах, которое ухудшается с увеличением глубины залегания отложений, является рост горного
давления и термобарических условий. Температурные условия в недрах
ЮКВ для сохранности УВ являются благоприятными, т.е. до глубины 8-9
км не превышают 70-110°С. Следовательно, главным фактором, ухудшающим ФЕС пород с глубиной, остается повышение горного давления.
Основным фактором, оказывающим сопротивление отрицательному влиянию горного давления на ФЕС пород на больших глубинах,
является пластовое давление. Разница горного давления и пластового,
т.е. эффективного давления, ухудшает ФЕС пород с глубиной, следовательно, ФЕС пород на больших глубинах прямо зависит от величины
пластового давления. В этих условиях в структурных ловушках, содержащих УВ, в повышенной части антиклинальных структур большой высоты, имеется относительно повышенное пластовое давление за
счет роста избыточного давления. Рост избыточного давления в повышенной части антиклинальной структуры обусловлен разницей плотностей пластовых вод и газа и повышается с ростом высоты структуры.
Интерес вызывает и другой вопрос: могут ли слабо выраженные
складки развиваться в дальнейшем за счет внутренних силовых напряжений в самом месторождении УВ (без учета силовых воздействий извне)?
Предполагается, что механизм формирования УВ месторождений
крупного размера, в отличие от существующих вышеуказанных мнений, связан, в основном с автономностью процессов и доминированием внутрирезервуарвного механизма, с учетом влияния окружающей
среды, характеризующейся большой напряженностью и геодинамической системой сверхгазонасыщенной среды.
Таким образом, в данной работе предложена модель развития
процесса автономного складкообразования за счет формирования
внутренних напряжений в самом месторождении УВ и предлагается
называть эту концепцию плотностно-барической теорией формирования крупноамплитудных структур в ЮКВ.
Следовательно, тектонический фактор и плотностно-барическая
модель могут стать основными критериями первоочередных объектов
215
для поисково-разведочных работ, оптимального выбора перспективных участков для разбуривания и для размещения разведочных и добывающих скважин. Эта модель позволяет также выделить на структуре потенциально опасные участки для бурения скважин в начале освоения месторождений.
Рассматриваемый механизм формирования и переформирования
газоконденсатных месторождений до крупных размеров, в связи с избыточным давлением в повышенных частях структур в ЮКВ более
обоснованно объясняет их вертикальную и площадную зональности.
В целом же формирование резервуаров крупных размеров на
больших глубинах ЮКВ обусловлено влиянием синхронно действующих факторов, из которых, на наш взгляд, существенными являются
следующие:
1. Наличие избыточного давления, обусловленного высотой УВ
залежи, значение которого изменяется в зависимости от высоты залежи, глубины её залегания и плотности УВ.
2. Дифференциация в уплотнении отложений ПТ с ростом глубины её залегания под возрастающим горным давлением.
3. Наличие аномально высоких пластовых (и поровых) давлений
в горизонтах ПТ, которые также растут с глубиной их залегания.
Формирование антиклинальных ловушек, которое играет большую роль в аккумуляции и образовании УВ-ных месторождений ЮКВ,
сопровождается почти одновременно формированием самого осадочного бассейна.
Таким образом, разработанная на этой основе теоретическая базовая
модель формирования УВ резервуаров больших высот и сохранение коллекторских свойств на больших глубинах ЮКВ, способствует повышению информации о больших глубинах и их интерпретации.
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ПО ДАННЫМ ИЗУЧЕНИЯ МИКРОЭЛЕМЕНТОВ И
МЕТАЛЛОПОРФИРИНОВЫХ КОМПЛЕКСОВ
С.А.Пунанова
Институт проблем нефти и газа РАН (Россия)
E-mailI punanova@mail.ru
Выявление геохимических показателей нефтеносности на основе
микроэлементного (МЭ) состава и содержаний метало-порфириновых
комплексов (МПК) пластовых углеводородных флюидов и органического вещества (ОВ) пород предусматривало системный подход и по 216
следовательное решение следующих проблем.
• Типизация нефтей месторождений нефтегазоносных бассейнов
(НГБ) по содержанию МЭ.
• Особенности распределения МЭ по компонентам и фракциям
нефтей.
• МЭ состав ОВ пород - показатель термической зрелости нафтидов.
• Характеристика МЭ состава нефтей и конденсатов и критерии
их отличия.
• Влияние палеотемператур на характер изменения концентраций
и структурных особенностей МПК.
В основу исследований легли данные по МЭ составу, а также содержанию и структурным особенностям МПК нефтей и ОВ пород различного фациального состава и термической зрелости, отобранных в
большом диапазоне глубин на месторождениях Волго-Уральского, Западно-Сибирского, Тимано-Печорского, Предкавказского нефтегазоносных бассейнов (НГБ). Проведены экспериментальные исследования
по прогреву ОВ пород сапропелевого и гумусового типов с целью исследования их МЭ состава и выявления их различий.
Показано, что образование нефтей с различной металлогенией
связано с составом исходного ОВ, степенью его термической зрелости,
а также с вторичными процессами преобразования УВ флюидов в ходе
геологической истории развития НГБ.
Существуют представления о стадийности процессов нефте- и газообразования, поэтому степень катагенетической преобразованности исходного ОВ необходимо оценивать на любых этапах геохимических исследований. Направленность изменений ОВ пород и нефтей на больших
глубинах, связанная с катагенетическими процессами, приводит к их облегчению и потере гетероатомных, асфальтово-смолистых компонентов и
обуславливает перераспределение МЭ и МПК. Именно этими процессами
и объясняется столь пристальное внимание к проблеме изучения приуроченности МЭ к компонентам и фракциям нефтей. При этих процессах в
нафтидах накапливаются МЭ, связанные преимущественно с углеводородной частью и снижается концентрация МЭ, ассоциированных с тяжелыми компонентами, в результате происходит и уменьшение величин отношений ряда металлов – V/Fe, V/Cu, V/Pb, Ni/Cu и др.
Выявлено, что наиболее четко диагностические показатели уровней термической зрелости ОВ и нефтей по содержанию МЭ проявляются для сапропелевого исходного ОВ в зоне генерации зрелых нефтей
в интервале Ro от 0,6 до 1,1%, реже 1,3%. По мере ужесточения современных и палеотермобарических условий в интервалах нижней грани 217
цы “нефтяного окна“ МЭ показатели становятся менее информативными. Информативность показателей также падает и для гумусового
фациально-генетического типа ОВ. Получены численные данные пределов изменения МЭ соотношений, характеризующие эволюционные
верхнюю и нижнюю границы главной зоны нефтеобразования (табл.).
Даны пределы изменения характерных и наиболее изученных МЭ показателей для нафтидов средней (в числителе) и высокой (в знаменателе) стадий преобразования.
Таблица. Пределы изменения МЭ показателей
катагенеза ОВ пород и нефтей
Нафтиды
V+Ni,
г/т
V/Fe
V/Cu
V/Pb
Ni/ Cu
НГБ и возраст
отложений
ОВ сапропелевого типа
2400
160
21,0
0,67
200,0
70,0
130,0
4,7
800,0
100,0
Тимано-Печорский, D3dm
ОВ гумусового типа
Нефть (исходное ОВ
сапропелевого типа)
37
26
Не
выявл.
Не
выявл.
3,0
0,9
64-7
7-0,2
6,3-2,0
2,00,02
7,0
4,0
20070
700,07
200-30
30-0,9
800-100
100-0,2
Западно-Сибирский, J1-2 tm
Волго-Уральский и
Тимано-Печорский НГБ, D, C, P;
Предкавказье, J2
Таким образом, на основе обобщения большого фактического материала и проведенных исследований разработаны микроэлементные
критерии прогноза нефтегазоносности и качества флюидов, апробированные в бассейнах различной геотектонической природы.
218
СЕКЦИЯ "Геофизическая равзедка на больших глубинах"
МНОГОКОМПОНЕНТНОЕ ВЕРТИКАЛЬНОЕ СЕЙСМИЧЕСКОЕ
ПРОФИЛИРОВАНИЕ (ВСП) ПРИ ИЗУЧЕНИИ ГЛУБИН
НИЖЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН
(НА ПРИМЕРЕ ГОВСАНИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
Т.Р.Ахмедов, А.А.Ахундлу, Н.Ш.Гиясов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия,
Absheron Operating Company (Азербайджан)
Говсанинское месторождение расположено в южной части Абшеронского полуострова и находится в эксплуатации с 1950 года. Геологическое строение этого месторождения неоднократно изучено различными геолого-геофизическими методами. Последние сейсмические
исследования 2D МОГТ проводились здесь в 2004 году. В настоящее
время данная площадь изучается сейсморазведкой 3D.
По низам продуктивной толщи, в том числе по калинской свите,
площадь Говсаны располагается на юго-западном борту Говсанинской
синклинали и характеризуется моноклинальным залеганием слоев.
Нефтегазоносность геологического разреза площади Говсаны связана с горизонтами КаС1, КаС2, КаС3 Калинской свиты. Их относительно мощные части более продуктивны, а на некоторых участках заполнены газом. В последние годы вскрыт четвертый, продуктивный
горизонт, который предположительно отнесен также к калинской свите. Литофациальной изменчивости по латерали отложений различных
отделов ПТ свидетельствуют скоростные кривые, полученные по
скважинным данным на площади Говсаны, а также каротажные диаграммы скважин, расположенных вблизи друг от друга. Между кривыми интервальных и пластовых скоростей и каротажных диаграмм различных скважин невозможно установить никакой корреляционной связи, несмотря на то, что они охватывают, в основном, интервалы разреза
одинакового стратиграфического возраста.
В 2010 году в скважине Н1856 проведены наблюдения ВСП, которые стали первым пилотным проектом скважинной сейсморазведки, выполненным Schlumberger для компании Absheron Operating Company в
Азербайджане. Основными задачами, стоящими перед настоящими скважинными сейсмическими исследованиями, являлись как обычно изучение сейсмического волнового поля во внутренних точках среды, а также
скоростного разреза площади исследования. В результате проведенных
219
работ выяснены некоторые очень интересные особенности изучаемого
геологического разреза, над которыми мы остановимся здесь.
Выбранная расстановка ВСП представляла собой комбинацию
продольного (ВСП) и непродольного (НВСП) профилей. Работы проводились в обсаженной скважине (одинарная и двойная колонны) с использованием импульсных источников – пневматической камеры и
наиболее совершенного в данное время четырехточечного зонда ВСП
VSI-4. Данный прибор имеет трехкомпонентный сейсмоприемник типа
акселерометра. В качестве источника использовалась пневматическая
камера с объемом 250 куб. дюймов и давлением выстрелов 2000
фунт/кв. дюйм. Глубина источника составляла 2м ниже уровня земли
для обоих наблюдений ВСП и НВСП.
Различные типы волн видны на разных компонентах зонда ВСП: Падающие Р-волны (DownP), отраженные Р- (UpP), падающие и отраженные
обменные S-волны (DownS, UpS). Присутствие различных типов волн на
всех компонентах ВСП объясняется наклоном геологических пластов, искривлением скважины и геометрией использованных расстановок ВСП.
Все эти факты говорят о том, что наиболее эффективным методом обработки будет многокомпонентная обработка ВСП с использованием параметрической декомпозиции полей с тем, чтобы извлечь всю полезную
энергию отраженных волн, рассредоточенных по всем трем осям XYZ.
Времена первых вступлений вертикального профиля были использованы
для расчета вертикальной глубинно-временной зависимости ВСП. Рассчитанные интервальные скорости ВСП хорошо коррелируются с независимыми данными Акустического Каротажа. Дополнительный анализ волновых картин ВСП показал, что определенные времена вступления волны
верны и объективны. Все три компоненты XYZ были использованы для
поляризационного анализа и расчета проекции HMX (максимум энергии в
плоскости XY), результаты которых помогли лучше понять распространение упругой энергии на изучаемой площади. Несколько уровней ВСП (между 92.01м и 167.60м измеренной глубины) были удалены из обработки
ввиду сильных трубных помех. Горизонтальные компоненты (WE & SN) в
основном содержат S-волны (DownS/UpS) и лишь некоторое количество Рволн, что естественно ввиду преимущественной поляризации последних в
вертикальной плоскости. Тем не менее, многокомпонентая обработка позволяет извлечь и ту часть, которая заключена в горизонтальных проекциях, улучшив качество конечного разделения полей. Рассчитанные проекции (TV, WE и SN) и построенная 1D VpVs модель были использованы в
алгоритме параметрической декомпозиции полей. По данным интервальных скоростей ВСП ниже забоя скажины выделена зона АВПД, которая
хорошо прослеживается на кривых ВСП и НВСП.
220
Отраженные Р-волны прошли дополнительный частотно-полосовой фильтр 4-80Гц и скоростную фильтрацию с 7-ю уровнями для того, чтобы удалить возможные флуктуации некоторых частот, которые
иногда могут непропорционально усиливаться в процессе деконволюции. Даже если обработанные волновые картины и содержат некоторое
количество неотфильтрованного шума или остатки подавленных волнпомех, это не является серьезной проблемой – такие малые помехи эффективно подавляются в процессе миграции, выполняемой для получения изображений ОГТ. Обработанные отраженные Р-волны были
использованы для расчета коридорных сумм ВСП. Выбранное окно
коридорных сумм составило 60мсек.
Вертикальное суммирование данных НВСП было успешно выполнено с использованием гидрофона-конроллера S2. Наблюдённые
данные логически корректны и имеют хорошее качество, с ярко выражеными первыми вступлениями. Времена первых вступлений были
определены с использованием всех трех компонент XYZ. Несколько
последних уровней ВСП осложнены трубной волной (выше отметки
507.11м измеренной глубины), а также преломлением головной волны
из-за большого отношения удаление/глубина. Горизонтальная проекция HMX (максимум энергии в плоскости XY) и компоненнты XY не
были серьезно затронуты этими помехами, ввиду их полярицации преимущественно в вертикальной плоскости. Эти компоненты были использованы для определения времен в зоне, осложненной перечисленными помехами. Частотный набор данных НВСП ограничен ~4-90Гц
для падающих волн и ~4-60Гц для отраженных. В целом, ослабление
частот с глубиной менее сильное, чем наблюдалось на данных продольного профиля ВСП, что объясняется большим удалением источника и, соответственно, меньшей выраженностью этого ослабления.
Различные типы волн видны на разных компонентах зонда ВСП:
падающие Р-волны (DownP), отраженные Р- (UpP), падающие и отраженные обменные S-волны (DownS, UpS). Через 2сек после первых
вступлений были зарегистрированы сильные волны, пришедшие не из
плоскости источник-приёмник, что иллюстрирует сложность геологического строения среды. Присутствие различных типов волн на всех
компонентах ВСП объясняется наклоном геологических пластов, искривлением скважины и геометрией использованных расстановок
ВСП. Все эти факты говорят о том, что наиболее эффективным методом обработки также будет многокомпонентная обработка ВСП с использованием параметрической декомпозиции полей с тем, чтобы извлечь всю полезную энергию отраженных волн, рассредоточенных по
всем трем осям XYZ.
221
СЕКЦИЯ "Разработка глубокопогруженных резервуаров"
СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ИЗМЕНЕНИЙ
ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ В РЕЗУЛЬТАТЕ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ
Б.А.Багиров, Ф.Ф.Магеррамов
Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия
E-mail: fuadabid@mail.ru
Процесс разработки нефтяных залежей контролируется многочисленными факторами, находящимися в непрерывном и сложном
взаимодействии. Поэтому для создания геологических основ разработки и доразработки необходимо детально изучить проявление каждого
из основных параметров залежей. Эти параметры в процессе разработки, особенно в поздней стадии, значительно отличаются от их первоначального состояния. Действительно, геолого-физические свойства
объектов по мере извлечения из недр большого объема жидкости и газа подвергаются различным изменениям. Механизм этих изменений
неодинаков в различных геолого-технологических условиях: прослеживается как закономерный, так и случайный характер увеличения или
уменьшения значений переменных во времени. Для оперативного и
надежного установления текущих значений каждого из параметров,
влияющих на процесс разработки, на кафедре «Нефтегазопромысловая
геология» АГНА разработана методика, базирующаяся на системном
подходе, которая позволяет решить поставленную задачу с определенной достоверностью при различных информационных ситуациях.
Так, с позиций этого подхода для месторождений ЮКВ по значениям геотермического градиента и теплового потока в период ввода их
в разработку осуществлена кластер-процедура, которая способствовала
выявлению причин разнохарактерного изменения температуры отдельных залежей в процессе их длительной эксплуатации. При этом
четко зафиксированы значительные уменьшения температуры пластовой системы в процессе разработки с заводнением на всех месторождениях с низкорежимными тепловыми полями. По высокорежимным
же месторождениям это явление практически не отмечается, даже при
закачке в пласты большого объема вод.
С целью установления текущих значений емкостно-фильтрационных параметров пород, необходимых для пересчета запасов и составления проектных документов, обоснован следующий методиче 222
ский подход. Фактические данные по каждой залежи ранжируются по
этапам разработки. Для определения степени изменчивости параметров во временном ряду осуществляется обработка данных путем комплексирования ряда математических методов. Данная постановка предусматривает решение требуемой задачи для залежей, характеризующихся различными природными условиями: режимы дренирования,
литологические характеристики пород-коллекторов, глубина залегания
пласта и др. Полученная информация позволяет выявить масштабы
изменений емкостно-фильтрационных параметров различного природного характера пластов. Сказанное достаточно убедительно иллюстрируется по залежам Апшеронской нефтегазоносной области.
Свойства разрывных нарушений, как показал анализ большого
числа длительно эксплуатируемых месторождений Азербайджана, нередко изменяются в процессе разработки: разрывы, ранее обладающие
экранирующими свойствами, могут оказаться затем проводящими или
наоборот. Принимая во внимание необходимость периодического проведения этих исследований, нами разработана методика с программмным обеспечением, позволяющая оперативно в автоматизированном
режиме решать задачи по определению свойств разрывных нарушений.
Для повышения степени надежности получаемых результатов в структуре автоматизированной системы "СВОЙСТВА РАЗРЫВОВ" предусмотрено комплексирование ряда методов распознавания образов на
основе изучения информации о гидрохимии залежей, пластовом давлении, плотности и вязкости нефтей.
Переток жидкости по отдельным горизонтам и свитам как нерегулируемый процесс может проявляться в больших масштабах и осложнять процесс разработки многопластового месторождения. Выявление этого процесса особенно актуально в условиях заводнения, когда
уход закачиваемой воды в другие залежи может отрицательно сказываться на эффективности процесса заводнения. Для оперативного и надежного решения требуемой задачи разработана методика в рамках
предложенного системного анализа, позволяющая установить местоположения зон перетока и масштабы его влияния на смежные пласты.
Методика реализуется в рамках единой автоматизированной системы
"ПЕРЕТОК". В качестве информативных признаков используются гидрохимические показатели залежи, значения пластового давления и дебитов нефти и воды. Предлагаемая методика успешно реализована по
ряду длительно эксплуатируемых месторождений, что свидетельствует
о достаточно высокой ее разрешающей способности.
Установление степени изменчивости основных параметров пластов осуществляется благодаря использованию специальных автомати 223
зированных систем «СВОЙСТВА РАЗРЫВОВ» и «ПЕРЕТОК», а также отдельных пакетов прикладных программ. Практичность и доступность предлагаемых разработок дают основание рекомендовать их для
широкого использования в исследованиях, направленных на системное
и оперативное изучение изменчивости комплекса параметров в процессе разработки месторождений нефти и газа.
224
СЕКЦИЯ "Гряезвые вулканы – как сверхглубокие скважины"
CИНЕРГЕТИКА И ЭКОЛОГИЯ
ГРЯЗЕВОГО ВУЛКАНИЗМА АЗЕРБАЙДЖАНА
В.В.Коробанов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
Вступление. Как явление грязевой вулканизм (ГВ) известен с
давних пор и описывается под разными названиями: глиняный бугор
(холм), псевдовулкан, вулканоид, осадочный вулкан, газоводолитокластовый вулкан, грязевой вулкан, грязенефтяной вулкан и т.д.
По имеющимся данным, на земном шаре насчитывается от 600 до
2000 ГВ, более 400 из которых расположены на территории Азербайджана. Основное количество ГВ сосредоточено в восточной части территории суши и прилегающей к ней акватории Каспийского моря. А
незначительная их часть, в виде цепочки отдельных ГВ, расположены
на западе Азербайджана – на границе с Грузией, а один ГВ – Дуздаг
зафиксирован в окрестностях города Евлах.
Методы и методики исследований. На основе системного подхода, проведен анализ интенсивности пространственного распределения
ГВ по восточной части территории Азербайджана. Для анализа использован метод «скользящего окна», отличающийся простотой и достаточной объективностью. Такой размер окна обусловлен тем, что
форма и длина грязевулканических потоков при извержении вулкана
зависит от характера ложа, уклона местности (рельефа), состава брекчии и может достигать 3 км. Применяя коэффициент надежности 1,5,
получим искомый радиус скользящего окна, равный 5 км.
Обсуждение. Как следует из результатов исследований, грязевые
вулканы расположены веерообразно в виде линейно упорядоченных
множеств, расходящихся в южном направлении.
Для расчета распределения ГВ на поверхности проведен профиль
А-А* примерно по центру территории, занятой ГВ, повторяющий изгиб
к югу и не пересекающий ни один вулкан. На указанный профиль
спроектированы все ГВ с отметкой их нахождения на суше или в акватории Каспийского моря. Примененный метод прстранственно-статистического анализа выявил характер распределения ГВ на 10-ти - 50-ти
километровых отрезках профиля А-А*.
По полученным данным построен график распределения грязевых вулканов на поверхности, на котором за значения L=0 принята береговая линия.
225
Как следует из графика, в акватории Каспийского моря ГВ распределены не -равномерно с небольшим увеличением их количества
примерно в 25 км от берега. На суше большая часть ГВ приурочена к
прибрежной полосе с пиком количества вулканов на расстоянии 0-20
км от берега. Такое распределении ГВ, видимо, является не случайным
и может быть объяснено их пространственной приуроченностью к
конвергентным плоскостям шельфов, где значительный объем осадочных образований подвержен горизонтальным и вертикальным напряжениям (стрессам). Кроме того, такое распределение ГВ может быть
обусловлено и структурными взаимоотношениями фундамента и осадочного чехла Южно-Каспийской впадины.
С точки зрения синергетики наблюдаемое неравномерное распределение в пространстве и во времени ГВ указывает на метастабильный
характер формирования грязевулканических систем (ГВС) Восточного
Кавказа Азербайджана.
Один из признаков самоорганизирующихся систем – происходящие в них периодические явления. В этом аспекте все ГВ Восточного
Азербайджана по активности проявления подразделяются: на периодически извергающиеся, находящиеся в покое и погребенные.
Сведения о бурных грязевулканических извержениях имеются с
1810 года. В период с 1810 года по настоящее время зафиксировано
более 400 извержений вулканов.
С точки зрения геодинамической активности и геоэкологической
безопасности большой интерес представляет оценка количества газов,
выбрасываемых в атмосферу во время извержений ГВ. Отдельные ГВ при
извержениях в атмосферу выбрасывали следующее количество газа:
Турагай
- 500 млн.куб.м
Большой Кянизадаг
- 200 млн.куб.м
Большой Маразинский (Гобустанский) - 100 млн.куб.м
Хаара-Зиря
- 60 млн.куб.м
Кумани
- 20 млн.куб.м
Остров Дуванный
- 15 млн.куб.м
Банка Ливанова
- 10 млн.куб.м
Для лучшей иллюстрации сказанного в аксонометрии составлена схема интенсивности извержений ГВ на полуострове Абшерон и в Гобустане.
Высота зачерненных столбцов пропорциональна количеству извержений
ГВ. По содержанию данной схемы можно судить не только о грязевулканической активности, но и о степени загрязнения атмосферы на Абшеронском
полуострове (т.е. в городе Баку и его пригородах) углеводородом.
Автор, руководствуясь системным подходом, разработал собственную классификацию ГВ, отражающую в различной мере морфост 226
руктурные, морфогенетические и синергетические аспекты ГВ. Для
иллюстрации была выбрана для этого региона морфогенетическая
классификация А.Н.Гаджиева (2011), составленная по материалам
сейсморазведочных (2Д) работ на Каспийском море.
Классификация ГВ Азербайджана (В.В.Коробанов, 2011)
1. Вулканы метастабильных грязевулканических систем шоковой
декомпрессии
Они похожи на магматические трубки взрыва и вулкана, жерла
которых сужаются с глубинной морфогенетической классификации
А.Н.Гаджиева (2010).
2. Вулканы грязевулканических систем с плавной декомпрессией
Они соответствуют грязевым вулканам, постепенно затухающим,
с глубиной классификации А.Н.Гаджиева (2010)
3. Вулканы инверсионного типа развития
Они соответствуют грязевым вулканам, проявившимся в синклиналях классификации А.Н.Гаджиева (2010)
4. Вулканы внутрикомплексной синергетики
Они соответствуют бескорневым вулканам по классификации
А.Н.Гаджиева (2010)
5. Вулканы ретроградных кальдер
Они соответствуют вулканам двугорбым с воронками приседания
по классификации А.Н.Гаджиева (2010)
6. Погребенные вулканы сводовых (газоводолито кластитовых)
протрузий
Они соответствуют погребенным вулканам на своде структур
классификации А.Н.Гаджиева (2010)
7. Грязевые субвулканы
Они соответствуют вулканам двугорбым полузакрытым по классификации А.Н.Гаджиева (2010)
8. Вулканы, приуроченные к несогласиям структурных планов
(поверхностей)
Они соответствуют несогласным вулканам по классификации
А.Н.Гаджиева (2010).
9. Вулканы, приуроченные к несогласиям структурных планов
(поверхностей) и структурным этажам
Они соответствуют трехэтажным вулканам по классификации
А.Н.Гаджиева (2010).
10. Вулканы полифазного режима развития
Они соответствуют трехфазным формирующимся погребенным
грязевым вулканам по классификации А.Н.Гаджиева (2010).
227
11. Вулканы, приуроченные к структурным направлениям и геофизическим аномалиям
Они отчасти соответствуют погребенным вулканам, расположенным по линии антикавказского направления по классификации
А.Н.Гаджиева (2010).
12. Погребенные грязевые вулканы инъекционного типа
В дальнейшем обе классификации можно творчески переработать
и объединить в одну.
Выводы. Применение системного синергетического подхода и
метода позволяет лучше понять причину, условия и формы проявлений
грязевулканических процессов и на их основе разработать новые классификации ГВ Азербайджана. Первые результаты обнадеживают и
свидетельствуют о необходимости проведения широкомасштабных
системных исследований геодинамических процессов.
К МЕХАНИЗМУ ОБРАЗОВАНИЯ ВДАВЛЕННЫХ
(ОТРИЦАТЕЛЬНЫХ) ГРЯЗЕВУЛКАНИЧЕСКИХ СТРУКТУР
Т.М.Рашидов
Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана
E-mail: tofik.rashidov@gia.ab.az
Грязевой вулканизм – уникальное природное явление, характеризующееся выделением флюидов (грязь, вода, газ, и т.д.) и охватывающий основном Альпийско-Гималайский, Тихоокеанский и Центральноазиатский подвижные пояса.
Производные грязевого вулканизма – отрицательные структуры,
такие как компенсационные синклинали, обращенные вниз сужающиеся конусы и т.д. – описаны в различных районах проявления грязевого
вулканизма. Они отличаются по особенностям своего происхождения,
условиям и времени образования. Одни из них захоронены и скрыты
под мощной толщей осадков (как на суше, так и в морской части), другие отпрепарированы процессами выветривания и хорошо наблюдаются на поверхности.
На примерах грязевых вулканов Керченского полуострова (Крым)
и Южно-Каспийской впадины (Азербайджан) рассмотрены механизмы
образования таких отрицательных структур.
Правильная генетическая оценка вдавленных синклиналей Керченского полуострова была приведена уже Н.А.Головкинским (1889).
Изолированные выходы известняков среди поля майкопских глин у
вулкана Джау-Тепе и многих антиклинальных долинах он связывал с
228
грязевым вулканизмом. Приуроченность грязевых сопок к антиклинальным долинам объясняется разрушением и размывом пород в зонах
перегибов, что уменьшает давление на пары и газы на глубинах, вызывая извержение. Далее, в процессе излияния, в связи с убылью массы
на глубине происходит оседание соседней местности в пластичных породах – постепенно, а в непластичных – сопровождаясь обвалами.
Проблемы компенсационных структур изучались такими исследователями, как Н.И.Андрусов (1893), А.Д.Архангельский (1925), В.А.Обручев (1926), К.А.Прокопов (1931), С.А.Аляев (1947), З.Л.Маймин (1951),
Г.А.Лычагин (1952) и др. Почти все авторы подчеркивали грязевулканическое происхождение компенсационных прогибов, синклинальное
расположение слагающего их комплекса третичных осадков и сопочной брекчии.
Образование компенсационных синклиналей протекает лишь в
определенных структурах, предварительно тектонически подготовленных. Эта тектоническая подготовка включает развитие процессов диапиризма. Однако роль диапиризма не ограничивается только созданием благоприятных условий для образования вдавленностей. Также
удаление флюидов, связанное с грязевулканической деятельностью
или тектоническими нарушениями, приводит к усадке диапирового ядра, сопровождается значительным уменьшением его объема. Однако
решающим фактором формирования компенсационных синклиналей
является грязевой вулканизм.
По данным К.А.Прокопова (1931), антиклинальная складка после
формирования становится ареной интенсивного проявления грязевого
вулканизма и в определенных участках начинает прогибаться в результате выброса на поверхность значительных масс грязи. К.А.Прокопов
(1931) предложил схемы, отображающие стадийность развития компенсационных синклиналей. Исходная структура представлена как
толща глинистых пород, перекрытых слоем известняка. Схема развития компенсационных синклиналей К.А.Прокопова в целом правильно
отражает главные этапы эволюции этих структур.
При изучении механизма образования обращенных вниз сужающихся конусов использовались 2D и 3D сейсмические данные, полученные в результате работ на нефть и газ в Южно-Каспийском бассейне. Сам термин "обращенный вниз сужающийся конус" (downwardtapering cones) используется для описания конусообразных, крутых
комплексов обваленных коренных пород и интрузивов, которые подстилают закартированные кальдеры. Зона просевшей толщи образуется
прямо над областью истощенного источника брекчии (рис. 1).
Обращенные вниз сужающиеся конусы описываются отдельно от
229
кальдер, но могут быть интерпретированы как подстилающая структура кальдер. В некоторых случаях, обращенные вниз сужающиеся конусы, очевидно, не заканчиваются на кальдерах; например, здесь могут
быть крутые трубы и разорванные пласты, но не обрушение кальдеры.
Там где присутствуют кальдеры, они формируют вершину обращенного вниз сужающегося конуса. Обращенные вниз сужающиеся конусы
оканчиваются на майкопской свите, либо слишком близко к ней.
Рис. 1. Кальдеры и обращенные вниз сужающиеся конусы структур ниже
грязевых вулканов. (a) Изображенный в разрезе сейсмический куб через
систему грязевого вулкана (вид на северо-запад). (b) Нагроможденные
грязевые вулканы и сопутствующие зоны обвала кальдер.
Продолжая исследование, начатое Brown (1990), который провел
параллели между грязевыми и магматическими вулканами, работы Davies
и Stewart (2005) показали, что системы грязевых вулканов в ЮжноКаспийском бассейне имеют схожие черты с погруженными (глубинными) структурами центров магматических вулканов (например, Francis,
1970; Lipman, 2000; Johnson et al., 2002). Схожие черты включают в себя
биконическое вулканическое проявление, подстилаемое кольцевым комплексом, состоящим из кальдеры и направленного вниз сужающегося конуса из обрушенных вмещающих пород (Davies and Stewart, 2005).
Установлено, что выход огромного количества твердых пород непременно приводит к образованию отрицательных структур на грязевых вулканах: сальз, компенсационных синклиналей, обращенных вниз
сужающихся конусов и т.д.
230
СЕКЦИЯ "Глубинные месторождения нефти и газа
и оценка ресурсов"
ВЫБОР ПОДСЧЕТНОГО ОБЪЕКТА И
МЕТОДА ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ
Т.Ю.Багаров, Э.Н.Рамазанзаде, И.Л.Алиева
НИПИ "Нефтегаз" Государственной Нефтяной Компании
Азербайджанской Республики;
ПО «Азнефть» (Азербайджан)
E-mail: beyler@inbox.ru
В последнее десятилетие появились многочисленные методы и
критерии для решения подсчета остаточного извлекаемого запаса
(ОИЗ), из которых многие не дают на практике длительно разрабатываемых залежей, ожидаемых результатов. Более 20 лет делаются попытки использовать с этой целью западные стандарты. Сложности
можно объяснять принципами определения ОИЗ нефти с учетом экономического фактора, а также в применяемых на практике методах и
их адекватности.
Как известно, большая часть месторождений Азербайджана находится в поздней стадии эксплуатации, являются длительно разрабатываемыми, которые эксплуатировались на естественном пластовом режиме. .В этих условиях, прежде всего, подсчетный объект должен быть
гидродинамически единым, необходимо исследование степени его
изолированности (т.е. степень изолированности объекта с окружающей
средой, межблочные связи и т.д.)
В работе для уточнения структурных соотношений отдельных
площадей одного и того же многопластового месторождения Локбатан-Пута-Кушхана проведена проверка по критериям Пирсона и Фишера с помощью эмпирических и теоретических распределений.
В результате проведенного геолого-статистического анализа подтверждается факт, что рассматриваемые площади, расположенные в
продольном направлении, представляют собой неизолированную единую антиклинальную структуру, в связи с чем выбор объектов подсчета запасов следует проводить как единый объект, залегающий по погружению структуры во всех этих площадях, тогда как крылья и северное погружение можно рассматривать как отдельные изолированные
объекты.
231
Подъем, м
В статье рассмотрены важнейшие факторы, влияющие на выбор
метода подсчета запасов, которыми являются режим разработки и степень разведанности и освоения залежи и т.д.
Процесс изучения месторождений, подсчета запасов и используемые для их оценки методы имеют стадийный характер.
Современный подход к стадийности подсчета запасов тесно связан с количеством и качеством полученной информации, в которой
особое значение имеют показатели, характеризующие поведение дебитов скважин во времени и их обеспеченность запасами, категорийность
запасов, точность их оценки, основные методы запасов и стадийность
разработки по залежи, погрешности методов, используемых в поздней
стадии разработки и их сравнительный анализ, что находит свое отражение на рисунках 1, 2.
0
100
4
200
300
3
400
500
600
1
700
2
800
900
1000
I
II
III
IV
V
Ритмы
Рис. 1. График подъема крыльев и роста складки месторождения
Локбатан-Пута-Кушхана: 1-Локбатан (юг); 2-Пута-Кушхана (юг);
3-Локбатан (север); 4-Пута-Кушхана (север).
На рисунке 1, в соответствии с состоянием объекта по отношению к его разбуриванию и разработке выделяется пять стадий; 1) предбуровой период; 2) начальный период разбуривания объекта; 3) моделирование залежи или применение метода материального баланса; 4)
резким падением добычи (3-я стадия) и возможностью использования
различных методов подсчета запасов; 5)методы, основанные на изучении темпов снижения добычи с учетом воздействия на залежь для определения запасов.
232
б,%
Для подсчета запасов нефти и по залежам, находящимся в поздней стадии разработки, используются кривые падения дебита с учетом их
сравнительного анализа, а на водонапорном режиме – кривые обводнения, то есть характеристики вытеснения нефти водой. Эти методы позволяют прогнозировать динамику добычи нефти, а также применяются для оценки эффективности различных мероприятий по усовершенствованию системы разработки, в том числе и применение методов
увеличения коэффициента нефтеотдачи (КНО). Следовательно, в поздней стадии разработки требования к достоверности остаточных запасов
растет (рис.2) [1].
80
70
a
60
50
40
30
20
1
10
2
б
4
3
0
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
Годы
Рис.2 Соотношение относительных погрешностей вычислений
Извлекаемые запасы, вычисленные по моделям, где в результате
непосредственно получаем величину остаточного извлекаемого запаса
нефти (ОИЗ), имеют не только относительно минимальную, но и в
процессе разработки, с ростом выработанности запасов, погрешность
ОИЗ нефти закономерно уменьшается, а по методам, где в результате
вычислений получаем непосредственно величину начальных извлекаемых запасов (т.е. кривые накопленной добычи), погрешность начальных извлекаемых запасов переходит на остаточные извлекаемые
запасы (как известно, начальные извлекаемые запасы состоят из суммы
накопленной добычи на дату расчета, которая принимается без погрешности и остаточных извлекаемых запасов).
Литература
1. Халимов Э.,Гомзиков В., Фурсов А. Управление запасами нефти.
М. Недра, 1991.
233
1-ci Beynəlxalq Konfrans
«BÖYÜK DƏRİNLİKLƏRİN
KARBOHİDROGEN POTENSİALI:
GƏLƏCƏYİN ENERGETİK RESURSLARI –
REALLIQ VƏ PROQNOZ»
TEZİSLƏR MƏCMUƏSİ
Bakı – 2012
«Нафта-Пресс» няшриййаты, Бакы шящяри, Щ.Ъавид пр. 29А,
Азярбайъан МЕА Эеолоэийа Институтунун мятбяяси, Тел./Факс: (994 12) 510 39 14; 539 39 72
234