Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделирования

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделирования"

005001256

ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНОГО ПОТЕНЦИАЛА ТУАПСИНСКОГО ПРОГИБА НА ОСНОВЕ МЕТОДИК БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

1 О НОЯ 2011

Ростов-на-Дону - 2011

005001256

Диссертация выполнена на кафедре геологии нефти и газа Федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего профессиональног образования Южный федеральный университет (г. Ростов-на-Дону).

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Резников Анатолий Николаевич,

доктор геол.-минер. наук, профессор заслуженный работник высшей школы РФ (Южный федеральный университет, г. Ростов-на-Дону)

Бочкарев Анатолий Владимирович,

доктор геол.-минер. наук, (ЛукойлВолгоградНИПИморнефть, г. Волгоград)

Моллаев Зелимхан Хусейнович, кандидат геол.-минер. наук (ООО «РН-Краснодарнефтегаз», г. Краснодар)

Кубанский государственный университет г. Краснодар

Защита диссертации состоится «24» ноября 2011г. в 14 часов на заседани диссертационного совета Д 212.208.15 при Южном федеральном университете по адресу 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет, ауд. 201.

Факс: (863) 222-57-01; e-mail: dekjseo@rsu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в ЗНБ Южного федерального университета п адресу 344006, г. Росгов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148.

Автореферат разослан «'&» 10 2011г.

Отзывы на диссертацию и автореферат (в двух экземплярах, заверенные печатью просим направлять по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, к. 110, ученом секретарю диссертационного совета Д 212.208.15.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 212.208.15 кандидат геол.-минер. наук, доцент

'// В.Г.Рылов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, экономическая целесообразность которого декларируется органами власти Российской Федерации в последнее десятилетие на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируется геологическими и технологическими рисками, связанными с финансированием геологоразведочных работ. Это вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря и делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности, в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.

В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения геологоразведочных работ владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежит участок «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз» принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный». Переход к следующему этапу геологоразведочных работ для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с крупными капиталовложениями для бурения поисковых скважин. Буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, столкнутся с серьезными осложнениями при проходке скважин в существующих условиях (глубины моря около 2000 м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения геологоразведочных работ.

Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и генерации углеводородов, а также

последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древн (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды, моделирование углеводородных систем. Традиционные объемно-статистические методи оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто существующая проблем несоответствия главной фазы эмиграции углеводородов и образования к этому моме1 ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная авторо методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски неопределенность эффективности углеводородных систем, работающих в направлени отдельно взятой структуры.

Целью диссертационной работы является количественная зонально дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систе Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели применением различных методик бассейнового анализа.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решалис следующие задачи.

1. Анализ и выявление закономерностей геологического строения Туапсинског прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории Черного моря структур, а такж структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и Западно Кубанского передового прогиба.

2. Обоснование методов исследований.

3. Проведение литологического моделирования.

4. Проведение бассейнового моделирования.

5. Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, также с применением геосинергетической методики.

Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационно работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за врем обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог км сейсмических профилей Туапсинского прогиба; каротажные диаграммы 120 буровы скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогиба; описано опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а такж на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория I Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов

проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.

Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой - охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осадочно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.

Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.

Научная новизна состоит в том, что:

обоснована литолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогиба; на этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;

- на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная тектоническая схема;

- составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцена, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;

- с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);

- в программной среде Ре^ошос), а также путем применения инновационного подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных залежей Туапсинского прогиба;

- на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогиба; геосинергетическим методом для Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование геологоразведочных работ и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты, могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.

Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва); «Губкинские чтения - 2009» (г. Москва); «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей», 2009, 2010 (г. Геленджик); Восьмая конференция «Молодежь XXI века - будущее российской науки», 2010 (г. Ростов-на-Дону); «Международный донской нефтегазовый конгресс», 2010 (г. Ростов-на-Дону); 12-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель -2010» (г. Геленджик); «Геленджик-2011. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения. 8-ая международная конференция», 13-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель - 2011» (г. Геленджик); 6-ое Всероссийское литологическое совещание «Концептуальные проблемы литологических исследований в России» (г. Казань), где получили одобрение ведущих специалистов. На 18-ой международной научной конференции (школе) по морской геологии (г. Москва) Астахов С.М. был награжден дипломом за лучший доклад, сделанный молодыми учеными.

Публикации. Основные положения опубликованы в 11 научных работах, 2 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»).

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы. Объем работы - 237 машинописных страниц. Текст дополняют 62 рисунка и 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 110 наименований.

Благодарности. Особую благодарность автор приносит своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору А.Н. Резникову. Также автору хочется отметить поддержку и всестороннюю помощь доктора геолого-минералогических наук, профессора А.Э. Хардикова. В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями Ю.Н. Самойленко, Ю.М. Берлина, А.Ю. Мосякина, В.Ф. Шарафутдинова, Н.М. Галактионова, С.Л. Прошлякова, Э.С. Сианисяна, Г.Н. Прозоровой, Ю.А. Мосякина, В.М. Андреева.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ

Певвое защищаемое положение.

Установлена литолого-фациальная зональность Туапсинского прогиба на основе определения общности трендов обстановок и режимов осадконакопления в пределах Западно-Кубанского и Туапсинского прогибов (рис. 1).

Предыдущими исследованиями обоснован следующий нефтегазоматеринский комплекс Туапсинского прогиба. Основными нефтегазоматеринскими толщами являются: нижне-среднеюрские глинистые отложения; нижне-среднеэоценовые глинистые известняки, верхнеэоценовые битуминозные аргиллиты, а также олигоценовые глины и аргиллиты майкопской серии. Региональным флюидоупором является верхнемеловой комплекс отложений, экранирующий юрско-нижнемеловую систему материнских и резервуарных комплексов. Причем нет оснований предполагать развитие дизъюнктивной тектоники, которая могла играть проводящую роль для неоген-палеогеновых резервуаров. Экраном также является верхнемайкопская глинистая толща, которая, несмотря на свою мощность, зачастую нарушена амплитудными разломами и эрозионными срезами вышележащих резервуарных комплексов чокракских отложений. Флюидоупор представлен мощной, преимущественно глинистой толщей плиоценовых отложений. Резервуарами в Туапсинском прогибе являются песчаные пачки пластов нижнего и среднего Майкопа, а также песчаные отложения чокракского яруса.

Сейсморазведочными работами закартировано более 30-ти локальных поднятий в пределах прогиба. Причем они развиты в надвинутых блоках, начиная с верхов майкопской серии. По подошве Майкопа, которая представляет собой детачмент, большинство структур отсутствуют. Решающую роль играет прогноз коллекторов в майкопской серии in situ, который напрямую связан с литолого-фациальной зональностью майкопского комплекса

Профиль построения

НовбровсиС

ЛИТО-

кЫгейский выступ

Структура Севвро-Черноморска я.

поднятие

«АЛИ

СтруктурМария

'Структура Южно-Дообске

Ст^ктурЩ^с

Ларина

—Линия построения хроностра-тиграфического профиля

л-1 Точки заложения и название псевдо-скважии для бассейнового моделирования

0

1 ...! О ж ии

и

т

10

Сочинская и Адлерская зоны Лазаревская зона Новомихайповская зона Геленджикскав зона Агойская зона Новороссийская зона Абрау зона Барьерная зама Южная зона Туапсмнсхав зона

Населенные пункты Выходы на поверхность

2 порядка

Тектонические нарушения

Поперечные разломы, ограничивающие тектонические ступени Сев.-Зап. Кавказа и смежных прогибов

Тектонические ступени

Гранины Туапсинского прогиба

V-

отложений. Основными результатами литологического моделирования являются разрезы псевдо-скважин, выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон.

Обозначенная задача разбивалась на три блока.

1. Первый блок представлял собой установление литолого-фациальной зональности Западно-Кубанского прогиба, как основы для соответствующей зональности в Туапсинском прогибе. Проведено детальное описание литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Построены эталонные разрезы зон.

2. Второй блок представлял собой выявление закономерностей между Западно-Кубанским и Туапсинским прогибами для установления трендов общности обстановок и режимов осадконакопления. Установлено, что тектонический режим отдельно взятых поперечных ступеней оказывал влияние на преобладание того или иного литотипа в литолого-фациальной зоне. Построенная детализированная схема тектонического строения Туапсинского прогиба является предпосылкой для установления его литолого-фациальной зональности (см. рис.1). Также важнейшим источником информации по восстановлению условий образования явился стадиальный и фациапьный анализ отложений майкопской серии Туапсинского прогиба, выходящих на дневную поверхность. Общность этих условий была сопоставлена с развитием аналогичных кондиций в Западно-Кубанском прогибе.

3. Третий блок заключался в обработке результатов 1 блока с использованием закономерностей, выявленных во 2 блоке. Были построены разрезы псевдо-скважин Туапсинского прогиба путем выделения на сейсмических разрезах пачек-коллекторов и пачек-неколлекторов, используя корреляцию с эталонными разрезами литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Выделены зоны: Адлерская, Сочинская, Новомихайловская, Геленджикская, Агойская, Новороссийская, Абрау, Барьерная на Северном борту, а также Туапсинская и Южная на южном борту. Результатами проведенного литологического моделирования для выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон являются построенные разрезы псевдо-скважин по схеме коллектор-неколлектор (рис. 2). В основе методики интерпретации лежит создание сети профилей, привязанных к колонкам, на которых коррелировались основные стратиграфические горизонты исследуемого разреза, выделялись пачки песчаников. После корреляции сейсмических разрезов Туапсинского прогиба и колонок Западно-Кубанского прогиба, происходила корректировка разрезов и построение псевдо-скважин в соответствии с картиной сейсмических профилей. В базу «псевдо-скважинных» данных вошли 16 скважин, выделенных в пределах 10 литолого-фациальных генетических зон кластической седиментации майкопского моря на южном склоне Кавказской орогенической системы.

Черное море

_ 1000 _ 2000

3000

Рисунок 2. Пример построения разреза псевдо-скважин

7000 Т, msec

Масштаб гор. 1:850 000

TUAPSE-1

а

V=1»«M/e Q

Второе защищаемое положение.

Предложена секвенс-стратиграфическая модель седиментации, согласно которой в средне-майкопское время в погруженной части бассейна Туапсинского прогиба, у подножия континентального склона, формировались седиментационные ловушки углеводородов, представляющие собой грубозернистые турбидитные покровы и относящиеся к парасеквенциям нижнего системного тракта.

Квинтэссенцией всего комплекса проведенных исследований по литологическому моделированию и генетической основой прогноза различных литотипов в недрах Туапсинского прогиба явились построенные секвенс-стратиграфический и хроностратиграфический профили. Несогласные напластования секвенций, присутствующие на профилях, послужили основанием для выделения различных парасеквенций системных трактов.

Для построения модели седиментации были использованы фактические данные исследования майкопского комплекса отложений, сейсмостратиграфический анализ сейсмопрофилей, региональные особенности седиментации майкопских отложений, анализ мощностей, данные по эвстатическому изменению уровня Тетиса, теоретические основы геометрии накопления разнофациальных осадочных тел различных системных трактов.

На рис.3 приведены палео-разрезы комплексов майкопской седиментации на восьми временных отметках.

1. Конец эоцена (рис.За). Вал Шатского представлял мелководную зону (до 50-100м) хемогенного карбонатонакопления, сочленялся с более глубоким Кавказским трогом, характеризующимся увеличенными мощностями аналогичных отложений. Палеобассейн был значительно шире современных границ вышеназванных геоструктурных элементов. Переход к раннему олигоцену характеризуется довольно резким увеличением уровня мирового океана на 100 м.

2. Начало раннего олигоцена (рис. 36). Характеризуется началом прогибания на валу Шатского и ростом Кавказского острова Главного хребта на относительно отдаленных расстояниях от нынешней береговой линии. Это происходит в следствие субдукции Черноморской микроплиты под Скифскую. Аккреционная складчатость вызывает рост складок со стороны Скифской плиты. Прогибание на начальном этапе (в отличие от роста) должно было позволить создать аккумулятивную предтечу шельфа в виде наложенных

Положение шлифов

Эеа 1еуе1 Сигуе сЬапде сЬаП.

Над е(а1,1987.

|100м (резкое !

{50м (циклами)

,200м ючень

1 100ц {резкое.

I $у51ет 1гас1 (трал I

151 ючлигк!

Ю«з1апа леОде низкоуровемный I НвТ («дЬЗДпа 5уШ>т Ьас\ трак! ьысок ЭМТ впей тэгд1пе вуыегп кас! окраинн

Рисунок 3. Секвенс-стратиграфическая модель седиментации

Условные обозначения к рис.3:1 - направление тектонического движения фундамента в последующую стадию, 2 - направления движения береговой линии в последующую стадию, с указанием определяющего фактора, 3 - изменение уровня мирового океана в последующую стадию, с указанием характера изменения, 4 - направление сноса обломочного материала, 5 - дельтовые отложения, 6 - шельфовые алевролиты и песчаники, 7 - авандельтовые алевролиты и песчаники, 8 - шельфовые глины, 9 - глины конденсированного разреза, обогащенные органическим веществом, 10 - олистостромы, оползневые явления на континентальном склоне, 11 - окраинно-шельфовый тракт, 12 -подводный фан подножия склона с телами и покровными песчаниками, 13 — клин нижнего системного тракта, 14 - эрозионная поверхность, 15 - места пробоотбора, 16-неколлекторы и плохо проницаемые породы, 17 - песчаники массивные без слойчатости, 18 - песчаники с горизонтальной слойчатостью центральных частей мелководного бассейна, 19 - песчаники с мульдообразной слойчатостью дельтовой природы.

авандельтовых клиноформ. Прогибание в течение раннего олигоцена некомпенсированное, на фоне постепенного понижения глобального уровня моря на 30-40 м. Размывался поднятый палеоберег (эоценовый клиф) и принесенный речными системами более древний обломочный материал с острова будущего главного хребта. Пакет парасеквенций ретроградационный.

3. Коней раннего олигоцена (рис. Зв). Ретроградационные парасеквенции трансгрессивного тракта (за счет тектонического прогибания и повышения уровня Тетиса) сменяются на конец раннего олигоцена агградационным характером накопления, за счет периода ослабления, возможно приостановки тектонического прогибания. Уровень моря остается неизменным, и за счет обильного речного сноса с Кавказа происходит проградация шельфа в сторону поглубления бассейна. Само существование Чвежипсинского эоцен-палеоценового синклинория говорит о первоначальном прогибании центральных частей Туапсинского прогиба.

4. Начало позднего олигоцена (рис. Зг). Происходит резкое снижение уровня океана на 200 м. За счет этого предполагается осушение аккумулятивного образования шельфа с развитием речной сети и особым режимом осадконакопления на образовавшемся склоне и подножии. Идет распространение дистрибутивной системы подводных фанов с прослоями песчанистого материала турбидитными потоками разной плотности. Накопление подводной системы фанов происходит у подножия сформированного на момент накопления склона, причем наиболее крупнообломочный материал откладывается в палеодепрессиях неровностей подножия.

5. Конец позднего олигоцена (рис. Зд). В течение позднего олигоцена происходит изменение уровня моря на 50-60 м. Это находит свое отражение в накопленных обособленных сериях толщ турбидитных песчаников и алевролитов в погруженной части бассейна.

6. Начало раннего мноцена (рис. Зе). На начало раннего миоцена обстановки накопления переходят к трансгрессивной фазе. С учетом ослабевающего тектонического прогибания и стабильного уровня моря, пакеты парасеквенций (преимущественно тонкодисперсного состава, особенно на погружении - конденсированные отложения) переходят к агградации. Состояние переходит к траку высокого стояния. Тектоническое прогибание наименьшим образом затрагивает Адлерскую депрессию.

7. Конец раннего миоцена (рис. Зж). Тектоническая инверсия происходит повсеместно на Валу Шатского и Туапсинском прогибе. Это вызывает уменьшение пространства аккомодации. Снижение уровня моря на границе аквитана и бурдигала приводит к накоплению комплексов окраинно-шельфового тракта, сменяясь далее трансгрессивными отложениями. Адлерская депрессия, по-видимому, испытывала поднятие, сопровождавшееся размывом верхнемайкопских отложений, что запечатлено на сейсмических разрезах.

8. Начало среднего миоцена (рис. Зз). Заметно увеличенная карбонатность пород тархана говорит об уменьшении глубин. Далее происходит осушение большей части Туапсинского прогиба с врезанием речных систем чокрака в Майкоп. Эрозия каналами происходила до эоценовых отложений. Майкоп Адлерской депрессии оставался сушей вплоть до понтического времени. Выровненный профиль эрозии депрессии может служить косвенным признаком для утверждения именно речной природы чокракских врезов. Значительное углубление и деформации сжатия майкопского бассейна (со значительным выжиманием пластичных толщ, диапиризмом, линейной складчатостью) со смещением по серии продольных разломов субкавказского простирания происходило в послемиоценовое время. Наиболее интенсивные деформации и формирование современной структуры кровли майкопских отложений Туапсинского прогиба приходилось на плиоцен-плейстоценовое время (Роданская и Вапахская фазы Альпийской складчатости).

Выводи: Прогнутая часть характеризуется развитием отложений разных системных трактов ввиду отсутствия продолжительных эрозионных периодов. Прогнозируется привязка определенных комплексов к конкретным стратиграфическим диапазонам. Так парасеквенций нижнего системного тракта прогнозируются для позднего олигоцена. Конденсированные разрезы, характерные для тракта высокого стояния моря, трансгрессивный системный тракт, а также окраинно-шельфовый тракт характерны для раннего миоцена. Адлерская депрессия - это дельтовые и авандельтовые образования трансгрессивного системного тракта и тракта высокого стояния моря.

Третье защищаемое положение.

Обоснован новый подход пофазной эмиграции, установленный на основе учета изменения плотностей потока эмиграции углеводородов различного фазового состояния на определенных стадиях процесса генерации и экстракции из участвующих в нем нефте-газоматеринских свит. Определение изменения площади ловушек, привязанное к палинспастическим построениям, позволяет уточнить коэффициенты сохранности и аккумуляции углеводородов по каждой отдельной ловушке и оценить заполненность каждого локального поднятия Туапсинского прогиба. Таким образом, выполнен прогноз фазового состояния углеводородов и дана оценка ресурсов.

Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и генерации углеводородов, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды и моделирование углеводородных систем. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто существующая проблема несоответствия главной фазы эмиграции углеводородов и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Кратко осветим результаты проведенного бассейнового моделирования, структурированные по этапам, согласно происходящим в бассейне геологическим процессам.

Анализ уплотнения и давления. По результатам проведенного моделирования прогнозируется развитие аномально высоких пластовых давлений. В зонах Агойская, Адлерская, Абрау аномально высокое пластовое давление отсутствует. Коэффициенты аномальности Ка = Рпл/Ргидр в среднем составляют 1,3. Наибольшие значения определены в зонах с наиболее мощными глинистыми интервалами (Туапсинской, Новомихайловской и Лазаревской) со значениями до 1,5-1,7. Пластовое же давление на глубине 8000 м для скв. №уотюЬ-1 достигает 135 МПа.

Процесс разуплотнения бассейна представляет собой восстановление пористости пластов от начала его образования по настоящий момент. Общим выводом может служить небольшой разброс значений пористости (18-22%) в зависимости от глубин нахождения коллекторов, истории погружения, характера переслаивания разреза.

Пример: для песчаной пачки «lp-mkpl» погружение за последние 16 млн. лет с глубины 4000 м до 8000 м охарактеризовано изменением пористости на 0,7% (с 20 до 19,3%). Ясно, что особенности выделяются в хронологически наиболее приподнятых относительно других зонах: Адлерской и Абрау. Здесь пористость увеличивается до 30 процентов на глубинах до 1500 м. Примечательно, что по результатам процедуры разуплотнения мощность майкопской серии для скв. Novomich-1 по состоянию на конец раннего миоцена составляла ок. 4000, тогда как на настоящий момент 3420 м (14,5%).

Анализ теплового потока и термической эволюции. Установлено, что самыми прогретыми зонами являются Геленджикская и Новомихайловская. Максимальные современные температуры для подошвы нижнемайкопской толщи составляют для Новомихайловской зоны 200-210 °С для глубин более 8000 м. Самыми непрогретыми зонами оказываются Адлерская депрессия со значениями на глубине около 1500 м - 60 °С, и зона Абрау (65 °С на глубинах около 2000 м). Средние значения по зонам 100-140 °С с тенденцией увеличения в наиболее погруженных зонах.

Анализ нефте-газоматеринских пород и состава генерируемого флюида. Согласно моделированию, органическое вещество пород кровли палеоцен-эоценовой толщи разрезов псевдоскважин Gelendzh-1 и Novomich-1 на максимальных глубинах 6800 и 8150 м, соответственно, достигло степени зрелости Ro = 2,12 и 3,0% при современных температурах Т = 195 и 230 °С, соответственно. По характеристикам степени созревания органическое вещество этих осадков в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1 в настоящее время относится к газогенерирующему, пройдя «окно генерации нефти» еще в олигоцене.

В пределы окна генерации жирного газа (1,30% < Ro < 2,00%) попадают породы той же майкопской толщи из глубинного интервала 6000-8000 м в в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1. Самые низы Майкопа Новомихайловской зоны относятся по степени отражательной способности витринита к генерирующим сухой газ (2,0% < Ro < 4,0%). Скважина Adler-1, заложенная в сухопутном фрагменте Адлерской депрессии и скв. Abrau-1 характеризуются полностью незрелым майкопом. В остальных зонах низы Майкопа преимущественно попадают в «окно генерации основной нефти» (RO = 0,7-1,0%) (скв. Tuapse-1,2,3; Sochi-1,2,3; Novoross-1; Agoj-1), средний Майкоп в «окно генерации ранней нефти» (RO = 0,55-0,7%). Низы Майкопа скважин Uzhnaja-1,2; Barier-1 находятся в «окне генерации ранней нефти» (RO = 0,55-0,7%). Верхний Майкоп в основном является незрелым со значениями Ro < 0,5%, только в скв. Novomich-1, Gelendzh-1 и Lazar-1 находясь в «окне генерации ранней нефти».

Таким образом, уже начиная с анализа нефте-газоматеринских свойств разреза, в структуре выходных параметров отчетливо становится видна зональность более крупного

порядка. Выделяется зона наибольшей прогретосги и преобразованное™ органического вещества, которая объединяет Новомихайловскую, Лазаревскую и Геленджикскую литолого-фациальные зоны в Туапсинском прогибе. Оконтуривается «центральная» группа максимально прогнутой части. Южная, Адлерская, Абрау и Барьерная зоны, расположенные по периферии прогиба, являются группой с наихудшими показателями вышеназванных параметров («пришельфовая» группа). Остальные зоны со скважинами, группируются по признаку меньшей относительно первой группы прогретости и преобразованное™ органического вещества.

Учитывая степень преобразованное™ органического вещества нижне- и среднемайкопских отложений, можно говорить, что на современном этапе в центральных частях бассейна они находятся в главной зоне нефтеобразования. В наиболее погруженных Геленджикской и Новомихайловской зонах Туапсинского прогиба нижний Майкоп находится на «стадии поздней нефти». В прибортовых зонах нижне-среднемайкопские отложения находятся на стадии «ранней нефти».

Анализ генерации. Высоким генерационным потенциалом обладают нижнемайкопские, верхнеэоценовые и среднемайкопские материнские отложения. Началом генерации в Центральной группе определена временная отметка Тген = 26,6 млн. лет. Активная фаза начинается со скорости генерации Уген = 4,3 мгУВ/гСорг*млн.лет, возрастая за 1,7 млн.лет до Уген = 96,6 мгУВ/гСорг*млн.лет, и заканчивается на временной отметке 23.0 млн.лет (Уген = 35,7 мгУВ/гСорг*млн.лет; QreH -накопленный объем = 3,95Мт). Далее следует остаточная фаза до рубежа 16,1 млн. лет до нулевых отметок скорости, QreH достигает значений 4,65Мт. Породы скважины Adler-1 (пришельфовая группа), практически не генерировали углеводородов из-за низкой преобразованное™ органического вещества на ранних стадиях катагенеза. Для скважины Tuapse-2 (переходная группа), в целом характеризующей общие тенденции генерации для остальных зон, основная генерация в Майкопе начинается с плиоцена (5,2 млн. лет по настоящее время, QreH = 4,8 Мт/км2).

Анализ миграции. Основная роль в реализации путей миграции углеводородов отводится первичной миграции, благодаря которой углеводороды проходят минимальные расстояния через поверхность контакта материнских пород и резервуаров в пределах замкнутой структурной формы. Следует подчеркнуть, что разрез майкопской серии исследуемой территории характеризуется частым переслаиванием пластов глин, генерирующих углеводороды, и вмещающих продукты генерации песчаных пачек. Исключительным потенциалом эмиграции майкопской серии в пределах бассейна обладают зоны «центральной» группы. Выделяется Геленджикская зона (наиболее

уегс(шг)_г|)|ф-5оигсеЗ 8р-тКрЗ

уегсвгиЦ^Р-зоикеЗ 7р-т((р2 6р-т1<р2 5р-1Г*р2 4р-ткр2 Зр-т|ф1 - гигЬпи_п1|ф-50и(сс2 2р-ткр1

псЬП0_ткр-5оигсе1

1р-ткр1

Еосепе-56д|

Рисунок 4. Изменение скорости (потока) эмиграции нефти во времени и в глубинах

(скв. Ьагаг-!)

погруженная). Объемы эмиграции за первую интенсивную фазу составили Оэм = 16.3 млн.т/км2 нижнемайкопской нефти. «Переходная» группа характеризуется средними показателями эмиграции. На примере Туапсинской зоны, характерна ситуация скважины Тиарзе-2. Весь миоцен (23...5 млн. лет) в нижнемайкопской толще идет первая слабая фаза эмиграции, со средними скоростями Уср = 0,06 млн.т/км2*млн.л. Накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Оэм = 1,1 млн.т/км2. С начала плиоцена и до плейстоцена скорости линейно возрастают до Уср = 0,63 млн.т/км2* млн.л. Общий накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет С>эм = 4,3 млн.т/км2. Анализ результатов моделирования эмиграции в различных зонах Туапсинского прогиба, пример которого показан на рис. 4, позволяет сделать следующие выводы.

1. Палеоклиматические сдвиги на дневной поверхности, сопровождающиеся во многих зонах размывом верхов майкопской толщи, обусловили спад генерации и эмиграции углеводородов из нефте-газоматеринской толщи в средне- и поздне-миоценовое

время. Тем не менее, в плиоцен-четвертичное время, режим интенсивного тектонического

прогибания вновь вызывает рост этих процессов. Это проявляется в зонах «пришельфовой» группы, где не было генерации в майкопскую фазу (скв. Uzhnaja-1, Barier-1).

2. Первая фаза интенсивной генерации углеводородов (нефти) наблюдается в целом по зонам во временном интервале 26...16 млн. лет, вторая фаза нефтеобразования - 5...О млн. лет.

3. Эмиграционные процессы практически не запаздывают по отношению к генерации, причина - высокий уровень генерации данного рассеянного органического вещества и достаточно интенсивное погружение нефте-газоматеринской толщи на интервале 16...33 млн. лет, чем и определяется высокий выход углеводородов.

Объемная оценка ресурсов. Среди остальных полученных результатов оценки ресурсов, выделяется приуроченность более 40% всей массы аккумулированных углеводородов к 3 ловушкам. Это вызвано их существованием в основную фазу эмиграции углеводородов из нижнемайкопских (23-16 млн.л.) и верхнеэоеценовых нефтегазоматеринских отложений (27-16 млн.л.), а также размерами и наличием пород-коллекторов. Распределение объемов аккумулированных в ловушках углеводородов по фазам следующее:28.4...23- 129.5 млн. т; 23... 16.1 - 1235, 17 млн. т; 16.1...5.2 -185,71 млн. т; 5.2.. .0 - 476,974 млн. т условного топлива.

Общий объем прогнозных ресурсов, согласно результатам объемной оценки ресурсов, представленной в таблице 1, составил 2027354 тыс. т условного топлива. Причем основная часть (около 75%) принадлежит двум зонам Новомихайловской и Геленджикской. На Лазаревскую зону приходится около 16% от общей массы.

В распределении объемов накопленных ресурсов углеводородов по фазам миграции наблюдается следующее. Основная масса аккумулированных углеводородов (61%) приходится на фазу эмиграции 23... 16.1. Также довольно большим удельным весом (23%) в структуре ресурсов занимает масса аккумулированных углеводородов в последнюю фазу 5.2...0. Это большинство ловушек Новомихайловской и Лазаревской зоны. В среднем их ресурсы составляют 30-40 млн.т.

Как альтернативный подход, использовался геосинергетический метод оценки и моделирования осадочно-породных бассейнов (Резников, 2007). Сопоставляя результаты, мы наблюдаем в них как схождения, так и расхождения. Общими выводами прогноза РТ-кондиций по отношению к данным бассейнового моделирования, проведенного в среде Petromod, являются некоторая завышенность прогнозных температур (6-10%), и заниженное давление (5-15%). Используя бифуркационную фазовую диаграмму, как и в случае анализа состава генерируемого флюида в среде Petromod, порядка 90% флюида

залежей Туапсинского прогиба должно содержать нефть. Начальные суммарные ресурсы по результатам оценки геосинергетическим методом: QrH = 1515.14 млн.т условного топлива. Этот результат принят за 50% вероятность открытия ресурсов. При QrH = 909.1 млн.т условного топлива.

Таблица 1

Результаты объемной оценки заполненности ловушек Туапсинского прогиба, млн.т.

Ловушка ВСЕГО (28.4...0) 28.4...23.0 23.0...16.1 16.1.„5.2 5.2...0

19 327,18 129,5 150,48 3 47,2

а ж 33 27,88 0 3 3 27,88

09 О 27 59,74 0 3 3 59,74

& 28 14,78 а 9 3 14,78

X S 7 48,94 э 9 3 48,94

S о 10 10,5 0 3 3 10,5

о 18с 287,184 0 255,72 3 31,464

Всего по зоне: 776,204 129,5 406,2 3 240,504

20 78,78 0 67,58 3,6 7,6

21 №,8 0 0 17,1 23,7

12 52,3 э 0 21,9 30,4

S? 22 13,7 0 0 ^,1 7,6

ж о 23 34 3 0 16,9 17,1

о. 13 13,9 0 0 6 7,9

СЗ а 24 23,6 ь 0 10,3 13,3

Ч 29 66,7 3 p 30,2 36,5

15 13,3 0 0 6,7 7,6

7а 5,8 Ö b 3,56 5,24

Всего по зоне: 342,88 0 67,58 118,36 156,94

26 323,61 р 254,96 39,92 28,73

о X 32 168,18 0 133,94 20,56 13,68

5 31 2,84 0 3 P,54 2,3

Ж 30 4,8 0 3 0,91 3,89

t=i 18Ь 216 ь 216 0 0

U Всего по зоне: 715,43 0 604,9 61,93 48,6

о 34 9,91 0 3,61 5,42 3,88

л 25 3,39 ь 3 0 3,39

Всего по зоне: 13,3 0 3,61 5,42 7,27

17 57,84 0 45,3 0 12,54

§ 9 44,75 ь 40 b 4,75

о s 4 27,36 0 23,94 0 3,42

Я" 8 40,51 0 38,61 0 1,9

о 14 9,08 ь 8,03 b 1,05

Всего по зоне: 179,54 0 155,88 0 23,66

ВСЕГО: 2027,354 129,5 1235,17 185,71 476,974

можно говорить о 90% вероятности, а при С?гн = 2424.2 млн.т условного топлива - о 10% вероятности. Очевидно, что объемы оцененных ресурсов двумя различными методами -

одного порядка. Это говорит о сходимости результатов и повышает достоверность прогнозируемых объемов углеводородов.

В целях верификации и сравнения приведем оценку ресурсов других авторов по Туапсинскому прогибу.

Оценка ООО «НПЭ» (Самойленко Ю.Н., 2005) - 2880,1 млн. т (Кизвл = 0.4, Объемно-статистический метод); Резников А.Н., 1999 - 900 млн. т (Геосинергетический метод); ГНЦ ФГУГП Южморгеология (Л.Б. Мейснер, 2002) - 760 млн. т при (Как = 1%, Объемно-генетический метод); Долинский И.Г., 2007 - 300 млн.т (Кизвл = 0.3, Метод удельных плотностей); Мейснер А.Л., 2010 - 984 млн.т условного топлива (Объемно-генетический метод).

Видим, что результаты, представленные в настоящей работе, несколько отличаются от остальных. Каждая такая оценка сильно зависит на данном этапе геологоразведочных работ от входных «граничных условий», которые в каждом случае авторской оценки являются гипотетичными и не верифицированы по факту глубинными скважинными данными. Стоит отметить, что применяя подход пофазной эмиграции, привязанной к палинспастическим построениям, автором уточнены коэффициенты эмиграции и аккумуляции по каждой отдельной ловушке. Обоснованно утверждать, что подход к оценке запасов является более детальным, чем используемая повсеместно объемно-генетическая методика. Тем не менее, подход достаточно прост и не требует сложного математического аппарата для вычисления фильтрационных моделей ЗД-моделирования и соответствующих затрат на приобретение комплекса, а также обучения персонала. Подход позволяет осуществлять экспресс оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но и дифференцированно подойти к сравнительной оценке перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Категория оцененных ресурсов ловушек по классификации от 2001г. - Д[Л (прогнозные локализованные ресурсы), по новой классификации соответствует категории 13^, перспективные ресурсы.

Выводы и практические рекомендации

Непосредственно в целях решения задачи по увеличению ресурсной базы Российской Федерации по результатам диссертационной работы определены первоначальные объекты для постановки поискового и параметрического бурения. Эти объекты обладают наибольшими объемами прогнозных ресурсов, а также наименьшими рисками в плане генерационных, миграционных, структурных, временных проблем, а также условий сохранности залежей. Рекомендуемыми ловушками для дальнейшего проведения геологоразведочных работ и постановки детализационных работ, а также бурения

параметрических и поисковых скважин являются следующие структуры. Ловушки 19 и 20 обладают наилучшими характеристиками основных четырех показателей углеводородной системы: количество аккумулированных углеводородов, качество и мощность покрышек, качество и мощность коллекторов, временное соответствие. Отметим, что при подсчете ресурсов не учитывались ресурсы возможных литологически ограниченных ловушек южного борта Туапсинского прогиба в зоне развития коллекторов, а также тектонически ограниченные ловушки северного борта в сложно построенной и разбитой разно-ориентированной системой разломов зоне сочленения с Северо-Западным Кавказом.

Таким образом, на примере Туапсинского прогиба разработана методика экспресс-оценки перспектив нефтегазоносное™ отдельных структур в пределах изучаемого бассейна, позволившая произвести оценку ресурсов каждого отдельно взятого поднятия. Методика не требует от пользователя, в лице научно-исследовательских и производственных организаций, финансовых вложений на приобретение дорогостоящих программных продуктов по бассейновому моделированию. Позволяет на региональной и поисковой стадии планировать дальнейшие исследования с выбором оптимальных объектов для постановки детализационных геологоразведочных работ.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в рецензируемых научных изданиях по списку ВАК:

1. Сравнение результатов оценки ресурсов объемным и геосинергетическим методами в пределах Нелымской площади Тюменской области// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009. № 7. С. 10-15 (соавтор Резников А.Н.).

2. Особенности геологического строения, закономерности распространения, прогноз термобарических условий и фазового состояния углеводородов кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2010. № 6. С. 15-27 (соавтор Резников А.Н.).

Публикации в научных сборниках и трудах конференций:

3. Модель формирования майкопских отложений Туапсинского прогиба в связи с прогнозом их коллекторских свойств// Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые. Материалы всероссийской научной конференции (г. Росгов-на-Дону, 14-18 марта 2011г.), проведенной при финансовой поддержке РФФИ, проект №

11-05-06-008. Ростов-на-Дону: Изд-во СКНЦ ВШ ЮФУ, 2011. С. 43-49 (соавтор Хардиков А.Э.).

4. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Тезисы докладов XVIII международной школы морской геологии. Т. 6. (г. Москва, 16-20 ноября 2009 г.) С. 5-9 (соавтор Резников А.Н.).

5. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии Туапсинского прогиба// Тезисы Восьмой конференции «Молодежь XXI века - будущее российской науки», г. Ростов-на-Дону ЮФУ 17-20 мая 2010 г. (соавтор Хардиков А.Э.).

6. Палеореконструкции, термобарические условия и прогноз фазового состояния кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Тезисы научной конференции «Губкинские чтения - 2009». г. Москва, 22-24 ноября 2009 г. (соавтор Резников А.Н.).

7. Особенности геологического строения, закономерности распространения и прогноз геотермических условий кайнозойских отложений Туапсинского прогиба// Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2009» (г. Геленджик, 20-25 мая 2009 г.). С. 108-123 (соавтор Резников А.Н.).

8. Литолого-фациальные особенности и условия образования пород майкопской серии Сочи-Адлерской депрессии// Материалы международной научной конференции «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2010» (г. Геленджик,

5-12 июня 2010 г.). С. 301-306 (соавтор Хардиков А.Э.).

9. Литолого-фациальные особенности пород майкопской серии Туапсинского прогиба// Тезисы 12-ой международной научно-практической конференции «Геомодель -2010». Россия, г. Геленджик, 13-17 сентября 2010 г. (соавтор Хардиков А.Э.).

10. Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе применения бассейнового моделирования и геосинергетического анализа. // Материалы 13-ой международной научно-практической конференции «Геомодель - 2011». Россия, г. Геленджик, 12-15 сентября 2011 г.

11. Модель седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба. //Материалы

6-ого Всероссийского литологического совещания «Концептуальные проблемы литологических исследований в России». Россия, г. Казань, 26-30 сентября 2011г. С. 74-77.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Астахов, Сергей Михайлович, Ростов-на-Дону

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Южный федеральный университет»

на правах рукописи

042011 67511

Астахов Сергей Михайлович

Оценка углеводородного потенциала Туапсинского прогиба на основе методик бассейнового моделирования

Специальность: 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Научный руководитель — доктор геол.-мин. наук, заслуженный работник высшей школы РФ, профессор Резников Анатолий Николаевич

Ростов-на-Дону - 2011

Содержание

Введение 4

Глава 1. «Геологическое строение» 11

1.1 История исследований 11

1.2 Геолого-геофизическая изученность и краткая физико-географическая характеристика 16

1.3 Тектоника и геодинамика 20

1.4 Литолого-стратиграфическое расчленение разреза 37 Глава 2. «Методика исследований» 50

2.1 Секвенс-стратиграфия 50

2.2 Технология бассейнового моделирования 53

2.3 Геосинергетический подход 54

2.4 Общегеологические методики 57 Глава 3. «Литологическое моделирование» 60 Принципиальная схема литологического моделирования 60

3.1 Литолого-фациальное районирование и построение эталонных разрезов Западно-Кубанского прогиба 62

3.2 Тектоническое районирование и прогнозирование литолого-фациальной зональности. 82

3.2.1 Тектоническое районирование по подошве майкопского комплекса. («Рифтовый» поперечный домайкопский тренд) 82

3.2.2 Анализ складчатости и районирование по кровле майкопского комплекса («Коллизионный» продольный позднемайкопско-плиоценовый тренд) 88

3.2.3 Стадиальный анализ майкопского комплекса Туапсинского прогиба 106

3.2.4 Палеогеографическая модель седиментации 115

3.2.5 Литолого-фациальное районирование майкопского комплекса 128

3.3 Прогноз разреза псевдо-скважин в литолого-фациальных зонах Туапсинского прогиба 136

3.3.1 Исходные данные. Сейсмогеологическая характеристика разреза 136

3.3.2. Построение псевдо-скважин 140

Глава 4. «Бассейновое моделирование» 144

4.1 Эволюция Туапсинского прогиба как осадочного нефтегазоносного бассейна и его геодинамика в связи с нефтегазогенерацией 144

4.2 Технология бассейнового моделирования 146 4.3. Поэтапный анализ истории осадочного бассейна Туапсинского прогиба 149

4.4 ЭТАП 1: Анализ уплотнения 149

4.5 ЭТАП 2: Анализ теплового потока и термической эволюции бассейна 153

4.6 ЭТАП 3: Анализ нефтегазоматеринских пород и состава генерируемого флюида 167

4.7 ЭТАП 4: Анализ миграции углеводородов 180

4.8 ЭТАП 5: Объемная оценка заполненности ловушек 188 Глава 5. «Геосинергетика Туапсинского прогиба» 207

5.1 Основные показатели термо-динамической возбужденности бассейна 207

5.2 Прогноз фазового состояния углеводородов 208

5.3 Оценка ресурсов 209 Заключение 217 Список использованной литературы 226

Введение

Актуальность работы. Крупные тектонические элементы Восточно-Черноморского региона уже давно представляют интерес для поисков нефти и газа в мезо-кайнозойской части разреза. Туапсинский прогиб располагается вдоль южного склона Западного Кавказа, начинаясь на востоке у Гагры и Сочи и заканчиваясь несколько западнее Анапы. Геологическое строение этой части Кавказа изучено достаточно подробно, однако с глубиной достоверность наших знаний быстро уменьшается. Большая часть прогиба находится в пределах акватории и только небольшой сегмент (ок. 5%) юго-восточной периклинали, известной в литературе как Адлерская депрессия, выходит на поверхность в районе Сочи-Адлера. Состояние изученности нефтегазоносности Туапсинского прогиба находится в целом на региональной стадии (в его пределах не пробурено скважин).

Необходимо отметить, что освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, об экономической целесообразности которой в последнее десятилетие декларируется органами власти Российской Федерации на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. С одной стороны, развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируясь геологическими и технологическими рисками с другой, связанными с финансовьши вливаниями на геологоразведочные работы, вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря. Это делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.

Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и УВ-генерации, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента

накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды; и моделирование углеводородных систем. Моделирование УВ-систем подразумевает прогноз генерации нефти и газа в площадном и количественном показателях, объемы эмиграции, пути и объемы вторичной миграции, сохранность и аккумуляции УВ. Все эти процессы сопряжены с объемным прогнозом коллекторов, покрышек и палинспастическими реконструкциями формирования ловушек в геологическом времени.

Моделирование углеводородных систем позволяет ответить на вопросы, такие как:

1. Формировались.ли в принципе углеводороды? Здесь понимается полный спектр опций по оценке генерационной способности различных зон бассейна, заканчивая оценкой ресурсов.

2. Где формировались углеводороды? Следующей задачей при условии формирования, является выяснение зон локализации УВ.

3. Когда формировались углеводороды? Существует множество примеров, когда перспективные структуры оказывались неудачными при разведке из-за «временных» проблем. К примеру, нефть и газа формировались задолго до формирования ловушек, где они могли быть аккумулированы.

4. Могли ли углеводороды мигрировать в рассматриваемую ловушку? Моделирование динамических процессов генерации, эмиграции и вторичной миграции дает возможность определить возможность заполнения ловушки.

5. Каковы свойства углеводородов? Моделирование изменения компонентного состава УВ в процессе миграции, аккумуляции и потерь позволяет прогнозировать фазовый тип флюидов, а также их свойства.

Эти вопросы формулируют ряд задач моделирования УВ-системы, в рамках бассейнового моделирования, последовательно решаемых в разделах диссертации.

В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения ГРР владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежат участки «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также частично его покрывают участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз» принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный». Переход к следующему этапу ГРР для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с серьезнейшими капиталовложениями для бурения поисковых скважин. В принципе, буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, станут мировыми пионерами в проходке скважин в существующих условиях (глубины моря ок. 2000м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С

учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения ГРР. В прогибе закартировано более 30 крупных ловушек. Первоочередность разбуривания тех или иных структур связана: с определенным набором рисков, как геологических рисков внутри самой структуры, так и рисков, влияющих на дальнейшие ГРР во всем прогибе. Среди них выделяются: достоверность структурного плана в связи с неопределенностью глубинно-скоростной модели; уменьшение площадей майкопских залежей и значительное смещение свода с глубиной; гидродинамическая раскрытость куполов структур на участках эрозионных срезов на различных временных отрезках в процессе накопления олигоцен-плиоценовой толщи; сохранность коллекторов на больших глубинах; адекватность принимаемых кинетических спектров созревания органического вещества в нефтематеринских свитах. Этот далеко не полный список факторов, влияющих на оценку прогнозных ресурсов в выделенных структурах. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто имеющая место быть проблема несоответствия главной фазы эмиграции УВ и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.

Применение большого количества методик для оценки прогнозных ресурсов как первого критерия, влияющего на сравнительную характеристику перспективности структур, благодаря разности подходов дает более объективное представление. Автором используется также инновационный геосинергетический подход к анализу бассейна Туапсинского прогиба (А.Н. Резников, 2008). Помимо прогноза физических параметров среды на глубину осадочного заполнения, также оценены ресурсы прогиба, что верифицирует и дополняет подсчеты по вышеназванной методике, а также объемы ресурсов, выполненные другими исследователями. Оценка ресурсов проводилась специалистами ГНЦ ФГУП «Южморгеология» (Мейснер и др., 2002); специалистами ООО «НПЭ» (Самойленко и др., 2005), Долинским И.Г. в 2007 г., специалистами ООО «НК «Роснефть-НТЦ» (М.В. Губарев и др., 2008). Комплексной оценкой перспектив нефтегазоносности Туапсинского прогиба на основе технологии бассейнового моделирования занимались Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Сенин Б.В., 2010; Никишин A.M., Ершов A.B., 2008 г.

Подход использованный автором, помимо перечисленных особенностей, отличается также большей опорой на фактические данные литологических исследований

обнажений. С использованием результатов литолого-фациального и стадиального анализа проведены палеогеографические реконструкции, построена секвенс-стратиграфическая модель седиментации, что прямым образом повлияло на дальнейшие процедуры бассейнового моделирования и оценки ресурсов.

Проблемой, которая оставляет множество неопределенностей на пути к достоверной оценке ресурсов, является определение объемов сохранности УВ после эмиграции и соответственно оценка объемов аккумуляции этих УВ на современный момент. Более подробные реконструкции истории формирования ловушек, а также разломной тектоники, являются дальнейшим направлением в решении проблем оценки нефтегазоносности Туапсинского прогиба.

Целью диссертационной работы является количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели с применением различных методик бассейнового анализа.

Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решались следующие задачи.

1. Анализ и выявление закономерностей, геологического строения Туапсинского прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории, Черного моря структур, а также структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и Западно-Кубанского передового прогиба.

2. Обоснование методов исследований.

3. Проведение литологического моделирования.

4. Проведение бассейнового моделирования.

5. Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, а также с применением геосинергетической методики.

Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационной работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за время обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог. км сейсмических профилей Туапсинского прогиба; каротажные диаграммы 120 буровых скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогиба; описано и опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а также на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория и Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов, проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.

Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой: охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осадочно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.

Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.

Научная новизна состоит в том, что:

обоснована лйтолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогиба; на этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;

- на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная тектоническая схема;

- составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцепа, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;

- с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);

- в программной среде Ре1тотос1, а также путем применения инновационного подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных залежей Туапсинского прогиба;

- на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогиба; геосинергетическим методом для Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.

Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование ГРР и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.

Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва); «Губкинские чтения - 2009» (г. Москва); «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовско