WWW.BOOK.LIB-I.RU
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - Электронные ресурсы
 

«УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ ...»

На правах рукописи

МУСТАЕВ РУСТАМ НАИЛЬЕВИЧ

УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

ЗАПАДНОГО БОРТА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2013

Работа выполнена на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» (РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук, профессор по специальности «Геология и геохимия нефтегазовых месторождений», Гулиев Ибрагим Саидович

Официальные оппоненты: Гридин Владимир Алексеевич, доктор геологоминералогических наук, профессор по кафедре «Геология нефти и газа», Северо-Кавказский государственный технический университет, заведующий кафедрой «Геология нефти и газа», профессор кафедры геологии нефти и газа Филиппов Виктор Павлович, доктор геологоминералогических наук, профессор по кафедре «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа», РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, профессор кафедры промысловой геологии нефти и газа ОАО «Союзморгео», г. Геленджик



Ведущая организация:

Защита состоится 24 декабря 2013 года в 15.00 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, д. 65, корпус 1, аудитория 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан 22 ноября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук Леонова Е.А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Южно-Каспийская впадина по уровню прогнозных ресурсов и перспективам добычи является одним из значительных региональных агентов на мировом рынке углеводородов (УВ). Основные перспективы приращения ресурсов и запасов углеводородов связаны с освоением ресурсов УВ на морской акватории. Очевидно, развитие геолого-разведочных работ и начало крупномасштабной морской добычи в акватории Каспия, в будущем приведут к новым открытиям, крупным экономическим проектам и интенсивному развитию нефтегазового комплекса. Перспективы открытия новых скоплений УВ здесь связаны с центральной глубокопогруженной зоной Южного Каспия, в которой при глубине моря до 900-1000 м потенциально нефтегазонасыщенные объекты – продуктивная толща (ПТ) могут располагаться на глубинах более 6-7 км. Однако поиски и разведка таких месторождений связаны с большими геологическими и экономическими рисками.

Актуальность работы заключается в обосновании перспектив нефтегазоносности и определении новых объектов для постановки поисково-разведочных работ в ЮжноКаспийской впадине на основе моделирования углеводородных систем.

Цель исследований. Выделение, уточнение ареалов распространения и истории эволюции очагов генерации УВ и создание моделей углеводородных систем на основе геохимических, термобарических исследований и бассейнового моделирования с целью прогнозирования нефтегазоносности мезокайнозойских отложений Южно-Каспийской впадины.

Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:

изучение генерационного потенциала и геохимических характеристик мезокайнозойских отложений;

оценка степени зрелости органического вещества (ОВ), выявление глубинных и стратиграфических интервалов генерации УВ;

анализ генезиса, структуры геотемпературного и геобарического полей;

прогнозирование месторождений нефти и газа на основе геохимических, термобарических исследований и технологий бассейнового моделирования.

Научная новизна работы. В диссертационной работе была применена технология бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины. В качестве инструмента была использована компьютерная программа PetroMod (Schlumberger), которая позволяет реконструировать процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени.

С целью оценки нефтегазоматеринских толщ и их характеристик впервые для данного региона были исследованы выбросы грязевых вулканов методом Rock-Eval и химико-битуминологическими методами.

В работе защищаются следующие основные положения:

1. В Южно-Каспийской впадине установлены несколько автономных очагов нефтегазообразования с собственными ареалами распространения и пространственно-временной эволюцией среднеюрский

- (аален-байосский), нижнемеловой (валанжинский), палеоген-нижнемиоценовый (эоценовый и олигоцен-нижнемиоценовый), средне-верхне-миоценовый и нижне-плиоценовый (низы ПТ).

2. Очаги генерации УВ, приуроченные к различным гипсометрическим и стратиграфическим уровням, смещены относительно друг друга, а нижняя граница интервала нефтегазообразования доходит до глубин более км, что 12-15 соответствует интервалу палеогеновых и мезозойских отложений, а верхняя граница «нефтяного окна» приурочена к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.

3. Согласно полученным моделям геотемпературное поле и тепловой режим территории Южно-Каспийской впадины характеризуются существенно пониженными тепловыми потоками и температурами, что определяет возможности генерации УВ на больших глубинах. Региональная и локальная неоднородности теплового поля и мозаичный характер пространственного распределения пластовых температур отвечают тектоническим особенностям отдельных блоков, ступеней, антиклинальных зон и единичных поднятий.

4. Геобарические условия Южно-Каспийской впадины характеризуются повсеместным пространственным развитием аномально высоких поровых и пластовых давлений, определяющих геофлюидодинамику миграции и аккумуляции УВ, что может служить критерием прогноза нефтегазоносности изучаемой территории.

Практическая значимость. Проведенные исследования углеводородных систем позволили ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности и определить перспективные направления ГРР на нефть и газ западного борта Южно-Каспийской впадины. Обоснована высокая перспективность северной и центральной частей изучаемого региона, представляющих реальный интерес для постановки детальных геолого-геофизических изысканий и поисковоразведочных работ.

Выводы и рекомендации по проведенной работе приняты к внедрению Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» и ОАО «Газпром нефть», а также могут быть использованы ОАО НК «Роснефть» и другими недропользователями, планирующими участвовать в освоении нефтегазовых ресурсов Южно-Каспийской впадины.

Результаты проведенных исследований используются в учебном процессе для студентов, бакалавров, магистрантов и аспирантов геологических специальностей и направлений подготовки нефтегазовых и технических вузов.

Публикации и апробация работы. Основные положения диссертационной работы были доложены на российских и международных конференциях, научных сессиях и семинарах: ХIХ (2011 г.) и ХХ (2013 г.) Губкинских чтениях, г.

Москва; 1ой международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин:

Энергетические ресурсы будущего – реальность и прогноз» Баку, 2012; Научных сессиях аспирантов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (2012, 2013 гг.); Научных семинарах кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, а также изложены в 19 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций.





Фактический материал. Работа базируется на результатах геохимических исследований органического вещества мезокайнозойских отложений и анализах термобарических характеристик нефтегазовых месторождений, проведенных автором. Выполнено 39 пиролитических анализов керогена по 20 грязевым вулканам с применением методики Rock-Eval, проанализированы и обработаны термобарические показатели, а также использованы многочисленные литературные и фондовые данные по геохимии органического вещества, изотопному составу углерода газов, кислорода и водорода, водам грязевых вулканов, показателям температур и давлений.

Результаты геохимических, термобарических и других исследований использованы при проведении бассейнового моделирования, описывающего историю погружения бассейна, эволюцию теплового режима бассейна, очагов генерации, фазовый состав УВ и т.д.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 116 страниц, включая 45 рисунков и 9 таблиц. Библиографический список включает 78 наименований.

Благодарности.

Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геологоминералогических наук, профессору, академику НАН Азербайджана Гулиеву Ибрагиму Саидовичу за поддержку, ценные советы, возможность совместной работы.

За большое внимание к работе и поддержку на всех этапах ее выполнения автор глубоко признателен заведующему кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу, а также всему коллективу кафедры.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Глава 1. «Основные черты геологического строения Южно-Каспийской впадины»

В главе приводится характеристика геодинамической эволюции и структурнотектонических особенностей.

Вопросы геологического строения, истории развития, тектоники, литологии и нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины освещены в многочисленных трудах исследователей, таких как: А.А. Али-заде, Э.Н. Алиханов, Ф.М. Багир-заде, Л.А.

Буряковский, А.С. Гаджи-Касумов, А.А. Геодекян, Ю.П. Годин, В.А. Горин, Б.В.

Григорьянц, И.М. Губкин, И.С. Гулиев, И.Ф. Глумов, Д.А. Гусейнов, Ф.Г. Дадашев, В.В. Денисевич, В.Ю. Керимов, К.М. Керимов, Я.П. Маловицкий, Ш.Ф. Мехтиев, О.А. Одеков, М.З. Рачинский, С.Г. Салаев, В.В. Семенович, Б.В. Сенин, В.Е. Хаин, Э.Ш. Шихалибейли, А.А. Якубов и др.

Южно-Каспийская впадина может быть отнесена к молодым активным («живым») бассейнам с лавинным седиментогенезом, для которых характерны:

высокие скорости седиментации; контрастный режим современных вертикальных и горизонтальных движений; интенсивный диапиризм; коровая и мелкофокусная (осадочная) сейсмичность; высокочастотные колебания уровня моря; чрезвычайно широкое развитие грязевого вулканизма.

Общий геологический фон Южно-Каспийской впадины также характеризуется:

несовпадением тектонических планов мезозойского и кайнозойского структурноформационных этажей; достаточно часто сменяемыми по вектору и знаку региональными тектоническими движениями; мозаичным ступенчато-блоковоглыбовым строением; высокоамплитудными региональными глубинными разломами;

интервалами и литофациями; резкой литофациальной и фильтрационно-емкостной неоднородностью разреза, инверсией плотностной характеристики осадочной толщи, сопровождающейся распространением в отдельных кайнозойских интервалах мощных серий неконсолидированных («недоуплотненных») высокопористых флюидонасыщенных пластичных (в основном монтмориллонитовых) глин;

специфической инверсионной гидрогеохимической обстановкой; широким распространением аномально высоких пластовых (АВПД) и поровых (АВПоД) давлений. Все эти факторы обусловливают процессы углеводородообразования в Южно-Каспийской впадине, где формировались активные УВ системы.

Глава 2. «Геохимические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины»

В главе изложены результаты исследования выбросов грязевых вулканов и сорбированных в них нефти, газа и воды, что является важным фактором для определения генерационного потенциала глубокопогруженных горизонтов (более 7-8 км) Южно-Каспийской впадины. Грязевые вулканы в данном случае рассматриваются как аналоги глубоких и сверхглубоких скважин.

С целью оценки генерационного потенциала мезакайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины были проведены исследования 39 образцов пород из 20 грязевых вулканов. Образцы исследовались методами Rock-Eval, что позволило определить спектр параметров, отражающих качественные и количественные характеристики ОВ пород, в том числе: содержание органического углерода (Сорг), фациально-генетические типы исходного органического вещества, уровни термической зрелости (катагенеза) керогена по величине ТmaxоС, реализованный (S1) и остаточный (S2) нефтегазогенерационные потенциалы ОВ (РР), степень битуминозности или количество реализованных подвижных углеводородов по индексу продуктивности (IP), водородный и кислородный индексы и др. (рис. 1).

Проведенные исследования (в лабораториях РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и ВНИГНИ) выбросов грязевых вулканов Южного Каспия выявили, что палеоген-нижнемиоценовые отложения соответствуют II и III типу керогена (преимущественно нефтегазогенерирующие отложения), а средне-верхне-миоценовые отложения соответствуют II типу керогена (преимущественно нефтегенерирующие отложения) (рис. 2).

Рис.1. Результаты исследований образцов выбросов грязевых вулканов западного борта Южно-Каспийской впадины (определяемые методом Rock Eval) Рис.1. Результаты исследований образцов выбросов грязевых вулканов западного борта Южно-Каспийской впадины (определяемые методом Rock Eval) - Продолжение Сопоставление результатов геохимических исследований образцов пород грязевых вулканов с классификацией нефтематеринских пород (по Тиссо, Вельте 1981 и К.Петерсу, 1986) по основным показателям свидетельствует о том, что образцы пород (в основном глины) грязевых вулканов относятся к классу хороших (богатых) и очень хороших (очень богатых).

Породы майкопской серии присутствуют в выбросах вулканов Гушчу, Чеилдаг, Кечалдаг, Готур. Тип керогена второй, соответственно тип генерированных углеводородов преимущественно нефтяного ряда. По полученным значениям S1 можно сделать вывод, что породы майкопского возраста характеризуются от бедных до очень богатых генерационным потенциалом.

а б

Рис.2. Определение типов керогена выбросов грязевых вулканов в координатах:

а - водородного и кислородного индексов, б – водородного индекса и температуры Породы миоценового возраста представлены породами-выбросами грязевых вулканов Айрантекен, Боздаг-Гюздег, Агтирме, Чапылмыш, Кейреки и характеризуются от удовлетворительного до очень богатого углеводородногенерационным потенциалом. В целом, по породам миоценового возраста можно сделать вывод о том, что они обладают большим остаточным генерационным потенциалом.

Породы миоценового возраста представлены грязевыми вулканами: Локбатан, Демирчи, Шекихан, Аязахтарма, Агнохур, Чапылмыш, Айрантекен, Учтена, Бяндован, Девебойну, Готур. Характеризуются показателями генерационного потенциала – от бедных до очень богатых. Последние еще имеют остаточный генерационный потенциал и незрелое рассеянное органическое вещество (РОВ).

Проведенные исследования коррелируются с изотопно-геохимическими исследованиями битумоидов керогена палеоген-нижнемиоценовых (майкопских) и диатомовых отложений, выявлено их четкое различие (Гусейнов Д.А.), согласно которому и битумоиды палеоген-нижнемиоценовых отложений характеризуются легким изотопом углерода, тогда как для диатомовых отложений типично явное обогащение тяжелым изотопом углерода. Как следствие, нефти, генерируемые этими отложениями, наследуют и проявляют такие же характеристики. Это обстоятельство позволило оценить вклад палеоген-нижнемиоценового и диатомового комплексов в насыщение резервуаров продуктивной толщи (ПТ) плиоценового возраста. В региональном плане изотопный состав углерода нефтей ПТ утяжеляется в сторону моря, что свидетельствует об увеличении в этом направлении роли очагов генерации нефти в диатомовых отложениях. Это хорошо согласуется с геологическими, сейсмическими, температурными данными и результатами бассейнового моделирования.

Глава 3. «Геотермические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины»

В главе по результатам проведенного бассейнового моделирования были получены значения палео- и современных геотемператур в различных тектоноседиментационных комплексах на всех этапах геологического развития ЮжноКаспийской впадины.

Анализируя карты распределения температур различных гипсометрических срезов (3000, 6000, 9000, 12000, 15000, 18000 м – рис.3) по фактическим и расчетным данным скважин и модельным построениям видно, что температура на глубине 18 км не превышает 400 0C, на глубине 5 км в районе месторождения Талыш Вандам, температура около 130-140 0C, в районе Пирсагат на той же глубине – 90-100 0C.

Модельные построения свидетельствуют о существовании в Южно-Каспийской впадине нескольких стратиграфически, гипсометрически и латерально обособленных очагов образования флюидов в мезозойских, палеоген-нижнемиоценовых и диатомовых отложениях. Это значит, что в условиях Южно-Каспийской впадины с мощностью осадочного выполнения, достигающей 32 км, и низким геотермическим градиентом интервал флюидогенерации чрезвычайно растянут. Как показывают модельные построения, для наиболее погруженной части Южно-Каспийской впадины зона нефтегазообразования “растянута” на 8-10 км с верхней границей 10 км и нижней - 18-20 км. Наличие столь мощной зоны “нефтяного” и “газового” окна в центральной части Южно-Каспийской впадины позволяет прогнозировать вовлечение в зону флюидогенерации целого комплекса отложений.

Рис. 3. Карты температур на гипсометрических срезах в настоящее время (скважинные и расчетные данные) Результаты исследований геотемпературных условий разрезов нефтегазоносных регионов могут служить вескими аргументами при решении вопросов, связанных с установлением вида, формы и пространственной ориентации перемещения флюидов в геологическом пространстве, а также определением специфики гидродинамической и термобарической обстановок в природных резервуарах. В условиях Южно-Каспийской впадины, в частности, в Нижнекуринской впадине и Бакинском архипелаге, из-за аномально низких значений геотермического градиента (1,3-1,7 оС/100 м) данный процесс сильно замедлен (низкие значения теплового потока и градиенты – следствие высоких скоростей седиментации). Здесь на глубине 6000 м температура не превышает 100-110оС. В северо-западной и северной прибортовых частях бассейна в пределах Шамаха-Гобустанской и Апшеронской зон геотермический градиент несколько выше (2-2,2оС/100 м), поэтому очаги генерации здесь имеют несколько меньшую гипсометрическую приуроченность относительно осевой и глубокопогруженной частей впадины.

Глава 4. «Геобарические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины»

В главе выявлено, что геобарическое поле Южно-Каспийской впадины характеризуется широким развитием АВПД в коллекторах и АВПоД в глинистых интервалах. Анализ геобарических условий Южно-Каспийской впадины позволяет заключить, что широко распространенные в осадочном чехле региона АВПД и АВПоД имеют сингенетическую (компрессионно-дегидратационную) природу генерирующихся за счет собственных внутренних энергетических ресурсов осадочных комплексов, и эпигенетическую (переточно-инъекционную) природу, которая связана с инъекцией в ограниченные замкнуто-упругие емкостные пространства пришлых высоконапорных агентов, а весь разрез бассейна представляет собой мощную единую, контролируемую литологией и дизъюнктивной тектоникой геофлюидодинамическую систему.

Сингенетические АВПоД характерны для мощных, пространственно выдержанных, неравновесно консолидирующихся глинистых толщ и связаны в основном с их гравитационным и геотектоническим уплотнением и с дегидратационными процессами. Эпигенетические АВПоД характерны в основном для районов, где разрез выполнен чередованием плотных (нередко трещиноватых) глин с проницаемыми пластами, и осуществляется главным образом за счет проникновения в глины флюидов из подстилающих углеводородных скоплений, обладающих большой высотой и значительными по этой причине избыточными давлениями, обусловленными разностью плотностей нефти, газа и пластовой воды.

Аномально высокие поровые и пластовые давления в Южно-Каспийской впадине являются результатом:

вертикального проникновения в изолированные объемы высоконапорных флюидов из базисных интервалов осадочного разреза и геотектонического сжатия замкнуто-упругих природных резервуаров в коллекторах локальных поднятий;

литостатического и тектоно-стрессового уплотнения при ограниченном оттоке поровых флюидов и дегидратационных катагенетических процессов, сопровождающихся выделением в свободную фазу дополнительных объемов поровых вод в мощных глинистых толщах;

ореольного проникновения флюидов с избыточным давлением в глинистых покрышках над залежами углеводородов.

Аномально высокие поровые и пластовые давления могут быть использованы как показатели миграции природных флюидов. Исследование уровня пластовой энергии и значений гидравлических потенциалов позволяет использовать закономерности площадного и глубинного (по вертикали) распределения поровых и пластовых давлений и их градиентов в качестве индикаторов энергетических ресурсов природных резервуаров, направления и степени их реализации. Поровые и пластовые давления и их градиенты, соответствующие или близкие гидростатическим, в общем случае характеризуют обстановку относительной подвижности флюидов и осуществленной (или осуществляющейся) их миграции;

аномально высокие поровые и пластовые давления в геофлюидодинамических системах и высокие значения градиентов свидетельствуют о напряженности гидравлического поля, затрудненности (лимитации) или отсутствии разгрузки в системе. Развитие АВПоД и АВПД на определенных участках территорий и в интервалах разреза, и как результат этого – существование в системах градиентов приведенных давлений, является важным и необходимым фактором для обеспечения регионального или межформационного движения подземных вод и сопутствующих им углеводородов (рис.4).

С учетом изложенного очевидно, что определение превалирующего вида миграции флюидов, условий формирования, размещения, и соответственно прогноза нефтегазоносности на базе аномально высоких пластовых давлений основано на установлении направления и меры реализации приведенных градиентов АВПД, обусловливающих и регулирующих перемещение подземных вод и углеводородов, образование и сохранение их залежей.

Рис.4.

Распространение давлений в среднеплиоценовой продуктивной толще западного борта Южно-Каспийской впадины:

1 – зона гидростатических давлений; 2 – зона распространения умеренных АВПД; 3 – зона распространения интенсивных АВПД; 4 – зона распространения кульминационных АВПД; 5 – штрихами показан региональный тренд распространения АВПД.

Глава 5 «Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов в ЮжноКаспийской впадине»

5.1. Оценка генерационного потенциала мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины Для решения задач оценки генерационного потенциала использовались результаты геохимических исследований, значения отражательной способности витринита и показатели термальной зрелости, на основе которых были созданы модели генерации УВ и распространения очагов флюидогенерации и степени зрелости материнских пород.

Результаты исследования степени зрелости предполагаемой материнской породы позволили воссоздать процесс эволюции очагов флюидогенерации:

Нижне и средне-майкопские материнские породы (олигоцен) находились в зоне генерации газа до конца понтийского времени (поздний миоцен), вплоть до отложения продуктивной толщи.

Верхне-майкопские материнские породы (нижний миоцен) находились в окне генерации нефти и вошли в окно генерации газа в конце понтийского времени.

Зрелость ОВ в отложениях юго-западной части была выше, чем в северной, и эти материнские породы уже достигли окна генерации газа. В настоящее время большая часть верхне-майкопских материнских пород находится в газовом окне.

Чокракская и диатомовая свиты (средний и верхний миоцен). В конце понтийского времени в северной части бассейна чокракская свита только вступила в стадию генерации нефти. Однако ОВ диатомовой свиты все еще оставалось незрелым. В юго-западной части чокракская свита достигла окна пиковой генерации нефти. Что касается диатомовой свиты, то только нижняя ее часть достигла стадии генерации нефти.

Модельные построения, основанные на геохимических, термобарических исследованиях и технологии бассейнового моделирования, свидетельствует о том, что Южно-Каспийский бассейн, является полиочаговым бассейном, в пределах которого выделяются несколько стратиграфически, гипсометрически и латерально обособленных автономных очагов генерации УВ в мезозойских, палеогеннижнемиоценовых и диатомовых отложениях. Пространственное распределение очагов генерации УВ носит мозаичный характер и отвечает тектоническим особенностям отдельных блоков, ступеней и антиклинальных зон, литологической неоднородности и генерационному потенциалу отдельных стратиграфических интервалов мезакайнозойского комплекса, региональной и локальной неоднородности теплового поля, пластовых температур и распределения давлений.

Наличие очагов и их потенциальные возможности являлись определяющим фактором процесса генерации (интенсивности, продолжительности и др.) в бассейне.

Таким образом, в разрезе мезокайнозойских отложений Южно-Каспийской впадины выделяются пять флюидогенерирующих интервалов: аален-байосский (средняя юра), валанжинский (нижний мел), палеоген-нижнемиоценовый (главным образом олигоцен-нижнемиоценовый или майкопский), диатомовый (среднийверхний миоцен) и калинский (низы нижнего плиоцена или продуктивной толщи, ПТ).

Познание механизмов генерации, миграции, формирования и размещения углеводородных скоплений в разрезе Южно-Каспийской впадины, необходимое для выбора оптимальных направлений геологоразведочных работ, предполагает установление пространственно-временных обстановок образования и перемещения, аккумуляции нефти, газа и конденсата, а также характера их присутствия во вмещающих природных резервуарах.

Оценка нефтегазогенерационного потенциала позволила выявить:

- последовательное уменьшение исходного потенциала (Н/Сат) сверху вниз по стратиграфическому разрезу – от 1,2-1,4 в ПТ (поле лейптинита на диаграмме ВанКревелена в модификации Дж. Ханта), через 0,8-1,1 в майкоп-эоценовом интервале, до 0,6-0,8 в отложениях верхнего мела;

- преимущественное распространение автохтонных битумоидов в ПТ до глубины 3,3 км, сменяемое ниже резким повышением частоты встречаемости остаточной и перемещенной (миграционной) их разностей;

- весьма высокие удельные концентрации высококипящих УВ в битумоидах кг/м3, пород ПТ – свидетельствующие об их эпигенетическом 1,56-16,4 происхождении; четкая подчиненность количественных показателей выхода жидких и газообразных УВ из пород катагенетической трансформации их РОВ.

На рис. 5 показано последовательное «омоложение» нефтей и конденсатов в указанных отложениях в направлении от бортового обрамления бассейна к его наиболее погруженной центральной зоне, и свидетельствует о правомерности выделения вышеуказанных нефтегазогенерирующих толщ Южно-Каспийской впадины.

Моделирование палео- и современных геотемператур в рассматриваемых комплексах на всех этапах геологического развития каждого из районов ЮжноКаспийской впадины свидетельствует:

- что мезозойский комплекс за весь период существования бассейна – порядка 185-190 млн лет – прогрелся к настоящему времени в своей кровельной части до 167оС (современные глубины залегания 6-11 км), в подошвенной – до 287 оС (глубины 12,5-21,5 км);

- палеоген-миоценовый комплекс за 55-60 млн лет – соответственно до 76-118 о С (глубины 3-6 км) и 154-237 оС (глубины 6-11 км); плиоцен-антропогеновый за 6-8 млн лет – до 66-112 оС в своей контактной зоне с подстилающими отложениями (глубины 3-6 км).

Рис. 5. Геохимический возраст нефтей и конденсатов продуктивной толщи

Южно-Каспийской впадины (Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Мустаев Р.Н.):

а - схематическая карта геохимического возраста нефтей; б - схематическая карта возраста конденсатов.

5.2. Условия миграции и аккумуляции УВ в Южно-Каспийской впадине При моделировании миграция УВ к ловушкам расчет велся с учетом литологических характеристик пород и давления. При моделировании аккумуляции УВ прежде всего учитывались литологические характеристики перекрывающих пород. Для сохранности залежей УВ необходимо отсутствие факторов, ведущих к разрушению: эрозии, активных тектонических движений, проводящих разломов, длительного нахождения УВ в залежи. Как видно из моделей (рис. 6) часть углеводородов, мигрировавших из материнских пород, не смогла сформировать залежи по причине того, что к этому времени ещё не была образована региональная покрышка, и часть углеводородов мигрировали вверх по разломам.

–  –  –

На полученных моделях особое место занимают уже открытые залежи УВ, что подтверждает достоверность моделей:

нефтяная залежь в VII горизонте продуктивной серии месторождения Кянизадаг (рис. 7а);

нефтяные залежи в V, VII, VIII горизонтах продуктивной серии месторождений Хара-Зиря и Булла-дениз (рис. 7б).

–  –  –

Рис. 7 – Модель процесса миграции жидких и газообразных углеводородов:

а - скв.19 месторождения Кянизадаг; б - скв.568 месторождения Хара-Зиря и скв.54 месторождения Булла-дениз.

Глава 6 «Перспективные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в Южно-Каспийской впадине»

Проведенные исследования показывают, что дальнейшие перспективы поисков и разведки скоплений УВ в оншорной части впадины до глубин порядка 5 км, шельфой зоне и пришельфовой акватории в пределах изобат до 200 м и глубин порядка 6-7 км, (отвечающих гипсометрии подошвы мощной (до 5 км) терригенной глинисто-песчаной нижнеплиоценовой продуктивной толщи до 6,5-7 км) ЮжноКаспийской впадины, связаны с глубокопогруженными горизонтами, а также с центральной глубокопогруженной зоной Южного Каспия (рис.8).

Рис. 8. Модель Каспийской впадины с указанием скоплений и ресурсов УВ

Важным направлением повышения ресурсной базы нефтегазового комплекса являются поисково-разведочные работы на новые стратиграфические этажи.

Месторождения нефти и газа Южно-Каспийской впадины приурочены к терригенному среднеплиоценовому стратиграфическому комплексу – «продуктивной толще». Вместе с тем палеоген-миоценовые отложения представляют собой важнейший объект поисково-разведочных работ в Южно-Каспийской впадине. Их региональная нефтегазоносность определяет необходимость разработки новых методов поисков и разведки. Отложения палеоген-миоцена являются самыми качественными породами-источниками УВ в кайнозойском разрезе ЮжноКаспийской впадины. Содержание Сорг здесь достигает 7%, а генерационный потенциал оценивается как хороший и очень хороший.

Геофизические исследования и результаты бурения дают основание полагать, что в палеоген - миоценовых отложениях вместилищем нефти и газа, наряду с традиционными резервуарами, будут и нетрадиционные. Локализоваться УВ могут в зонах дробления, разуплотнения и трещиноватости пород.

Такие объективные факты как тип ОВ углеводород-генерирующих комплексов, величины газовых факторов нефтей, масштабы выбросов газа из грязевых вулканов, наличие крупных газоконденсатных месторождений, большое количество растворенных в пластовых водах углеводородных газов и другие показатели, а также результаты моделирования, говорят о высокой газонасыщенности недр и, соответственно, перспективах поисков крупных и гигантских газовых залежей на больших глубинах.

Для поисков газоконденсатных залежей представляют значения структуры продуктивной толщи, расположенные в центральной части Южно-Каспийской впадины. Здесь геофизическими методами установлены 15 крупных структур, в пределах которых предполагается открытие газоконденсатных залежей с высокими газоконденсатными факторами и нефтяными оторочками различного размера.

Ресурсы газа в этих структурах оцениваются в десятки триллионов кубических метров.

Оценка генерационного потенциала мезокайнозойского комплекса, анализ условий миграции и аккумуляции УВ в Южно-Каспийской впадине позволили ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности и определить перспективные направления ГРР на нефть и газ на западном борту ЮжноКаспийской впадины (Рис. 9).

Заключение Результаты проведенных исследований позволяют сделать следующие основные выводы:

На основе геохимических, термобарических исследований и бассейнового моделирования восстановлена пространственно-временная эволюция автономных очагов нефтегазообразования – 1) аален-байосский, 2) валанжинский, 3) эоценовый и олигоцен-нижнемиоценовый, 4) средне-верхне-миоценовый, 5) нижне-плиоценовый.

Проведенные исследования выбросов грязевых вулканов Южно-Каспийской впадины методом Rock-Eval позволили установить типы керогена различных Рис. 9. Карта перспектив нефтегазоносности западного борта ЮжноКаспийской впадины (использованы данные Гулиева И.С., Гусейнова Д.А., Керимова В.Ю., Рачинского М.З., Нариманова А.А., Юсифзаде Х.Б., и др.).

Возможные зоны углеводородонакопления:

I – высокоперспективные площади и участки для поисков нефтяных и газовых скоплений включающие главным образом Приапшеронскую акваторию; II – перспективные площади и участки для поисков нефтяных и газовых скоплений в нижнем отделе ПТ; III – перспективные площади и участки для поисков скоплений конденсата и газа, связанные с большими глубинами моря и резервуаров а – по ПТ, б - по палеоген-миоценовым отложениям, в – по мезозойским отложениям 1 – месторождения нефти, газа и конденсата; 2 – неопоискованные структуры; 3 – площади, не давшие положительных результатов при разведке; 4 – региональные разломы и разрывы; 5 – неперспективные земли стратиграфических интервалов. Ранжированы выбросы грязевых вулканов по классам (Тиссо, Вельте, 1981 и К. Петерс, 1986). Обоснованы фоновые и аномальные значения содержаний метана и его гомологов для различных структурно-тектонических элементов района.

Созданные геологические модели УВ систем показали, что очаги генерации УВ, приуроченные к различным гипсометрическим и стратиграфическим уровням в различных частях бассейна, смещены относительно друг друга, а интервал нефтегазообразования растянут до глубин от 7 до 12 км. В северной части среднеюрский и нижнемеловой комплексы практически полностью реализовали свой нефтегенерирующий потенциал к концу олигоцена и миоцена. Майкопские отложения в прогибах пребывают в стадии газогенерации, а в бортовых частях прогиба – нефтегенерации. Для северной части Южно-Каспийской впадины очаги генерации УВ газов соответствуют гипсометрическим глубинам 13-15 км, что соответствует интервалу палеогеновых и мезозойских отложений, а «нефтяное окно» приурочено к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.

Геотемпературное поле и тепловой режим территории Южно-Каспийской впадины характеризуются существенно пониженными тепловыми потоками и температурами, что определяет возможности генерации УВ на больших глубинах.

Региональная и локальная неоднородность теплового поля, мозаичный характер пространственного распределения пластовых температур определяются степенью дизъюнктивной дислоцированности, отвечают тектоническим особенностям отдельных блоков, ступеней, антиклинальных зон и единичных поднятий.

Геобарические условия Южно-Каспийской впадины характеризуются повсеместным пространственным развитием аномально высоких поровых и пластовых давлений полигенной природы, что определяет геодинамику миграции и аккумуляции УВ и является критерием прогноза направления миграции и углеводородного насыщения природных резервуаров.

Моделирование углеводородных систем позволило ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности и определить перспективы нефтегазоносности западного борта Южно-Каспийской впадины.

Обоснована высокая перспективность северной и центральной части исследуемого региона, представляющие реальный интерес для постановки детальных геолого-геофизических изысканий и поисково-разведочных работ.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Карнаухов С.М., Мустаев Р.Н. Геотермическая и геобарическая характеристики разреза плиоцена на шельфе Туркменистана в связи с перспективами нефтегазоносности // Нефть, газ и бизнес. – Москва, 2010. С.33-39 Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Мустаев Р.Н.

2.

Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность Южно-Каспийского бассейна – Гидрогеохимическая компонента // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2010. - №11. – С.30Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Мустаев Р.Н.

3.

Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность Южно-каспийского бассейна Геобарическая и Геотемпературная компоненты // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2010.

- №12. – С.69-79 Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Мустаев Р.Н.

4.

Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность ЮКб - Гидродинамическая и Углеводородная компоненты // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - №1. – С.36-45

5. Мустаев Р.Н. Геодинамическое развитие каспийской впадины // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - №2. – С.26-30

6. Керимов В.Ю., Мухтарова Х.З., Мустаев Р.Н. Дизъюнктивные нарушения и их роль в формировании и разрушении залежей нефти и газа в Южном Каспии // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - №6. – С.18-26 Мустаев Р.Н., Серикова У.С., Бисембаева А.Б. Геотектоника и 7.

геодинамическое развитие Каспийской впадины // «Труды РГУ нефти и газа им. И.М.

Губкина». Москва, 2011. - №1(262) – С.15-26 Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Шилов Г.Я., Мустаев Р.Н.

8.

Геологоразведочные работы в Туркменской акватории Южного Каспия - неудачи, перспективы и задачи // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - №11. – С.17-24

9. Мустаев Р.Н. Геотемпературное поле Южно-Каспийского бассейна // Материалы XIX Губкинских чтений «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России». – Москва, 2011. – С. 66-68

10. Шилов Г.Я., Мухтарова Х.З., Мустаев Р.Н., Мукашева Н.В. О перспективах нефтегазоносности Туркменской акватории Южного Каспия // Материалы XIX Губкинских чтений. – Москва, 2011. – С. 75-77

11. Гаджи-Касумов А.С., Мустаев Р.Н., Серикова У.С., Мукашева Н.В., Енилин А.С. Особенности генерации УВ в ЮКб // Сборник тезисов 1-й международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: Энергетические ресурсы будущего – реальность и прогноз» // – Баку, 2012. – С. 47-50

12. Керимов В.Ю., Алиева С.А., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Региональные особенности генерации и аккумуляции УВ в бассейнах Среднего и Южного Каспия по результатам моделирования // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2013. - №2. – С.29-38

13. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Мустаев Р.Н., Мукашева Н.В., Серикова У.С. Прогноз и поиски месторождений нефти и газа в глубокозалегающих отложениях акватории Южного Каспия // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. – Москва, 2013. - №3. – С.4-13

14. Керимов В.Ю., Алиева С.А., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Региональные особенности генерации и аккумуляции УВ в Северо- и Средне-Каспийской впадине по результатам моделирования // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. Москва, 2013. - №3. – С.36-44

15. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Мустаев Р.Н.

Геотемпературное поле ЮКб // Отечественная геология. Москва, 2012. - №3. – С.17Мустаев Р.Н. Генерационный потенциал мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийского осадочного бассейна // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2013. - №3. – С.33-39

17. Керимов В.Ю., Погорелова Е.Ю., Мухтарова Х.З., Мустаев Р.Н. Механизм образования разрывных нарушений и трещин и их роль в формировании скоплений УВ // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. Москва, 2013. - №4. – С.4-13

18. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Опыт моделирования УВ систем в Каспийской впадине // Тезисы ХХ чтений Тезисы докладов XX Губкинских Чтений. – Москва, 2013. – С. 36-38

19. Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Перспективные направления поисковоразведочных работ на нефть и газ в Каспийской впадине // Тезисы ХХ чтений Тезисы докладов XX Губкинских Чтений. – Москва, 2013. – С. 59-61






Похожие работы:

«Агафонова Анна Геннадьевна Реструктуризация социального пространства локальной территории большого города (на примере Канонерского острова Санкт-Петербурга) Специальность 22.00.04 – Социальная структура, социальные институты и процессы Автореферат диссертации на соискан...»

«КАЗАНИН Максим Владимирович ВЫЗОВЫ ИНТЕРЕСАМ РОССИИ В КОНТЕКСТЕ РЕАЛИЗАЦИИ КОНЦЕПЦИИ НАЦИОНАЛЬНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ КИТАЙСКОЙ НАРОДНОЙ РЕСПУБЛИКИ АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание у...»

«ЩЕРБИНИН ДЕНИС ИГОРЕВИЧ Конфликтный потенциал современного сибирского сепаратизма (по материалам социологических исследований в Алтайском и Красноярском краях, республике Алтай, Кемеровской...»








 
2017 www.book.lib-i.ru - «Бесплатная электронная библиотека - электронные ресурсы»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.