Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Условия формирования и прогноз нефтегазоносности западного борта Южно-Каспийской впадины

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "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

5 ДЕК 2013

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

005541970

Москва-2013

005541970

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 геолого-

минералогических наук, профессор по кафедре «Геология нефти и газа», Северо-Кавказский

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.

государственный технический университет, заведующий кафедрой «Геология нефти и газа», профессор кафедры геологии нефти и газа

Филиппов Виктор Павлович, доктор геолого-минералогических 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

Ведущая организация: ОАО «Союзморгео», г. Геленджик

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 нефтегазонасьнценные 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, струюуры 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 РйгоМо«!

(ЗсЫшпЬе^ег), 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 Яоск-Еуа1 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 12-15 км, что 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 нефтегазоносное™ 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 поисково-разведочных 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: XIX (2011 г.) и XX (2013 г.) Губкинских чтениях, г. Москва; 1-ой 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 Яоск-Еуа!, 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 геолого-минералогических наук, профессору, академику HAH Азербайджана Гулиеву Ибрагиму Саидовичу за поддержку, ценные советы, возможность совместной работы.

За большое внимание к работе и под держку 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 черти геологического строения Южно-Каспийской впадины»

В главе приводится характеристика геодинамической эволюции и структурно-тектонических особенностей.

Вопросы геологического строения, истории развития, тектоники, литологии и нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины освещены в многочисленных трудах исследователей, таких как: A.A. Али-заде, Э.Н. Алиханов, Ф.М. Багир-заде, JI.A. Буряковский, A.C. Гаджи-Касумов, A.A. 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, K.M. Керимов, Я.П. Маловицкий, Ш.Ф. Мехтиев, O.A. Одеков, М.З. Рачинский, С.Г. Салаев, В.В. Семенович, Б.В. Сенин, В.Е. Хаин, Э.Ш. Шихалибейли, A.A. 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 структурно-формационных этажей; достаточно часто сменяемыми по вектору и знаку

региональными тектоническими движениями; мозаичным ступенчато-блоково-глыбовым 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 Яоск-Еуа1, 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 Ттах°С, реализованный (81) и остаточный (82) нефтегазогенерационные потенциалы ОВ (РР), степень битуминозности или количество реализованных подвижных углеводородов по индексу продуктивности (1Р), 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).

.V oGp. 1 lUlHNM (рямою •viva на Пред» оложн тм ый Mtpi( 1 Нимнне породы Сорг, % s„ мг.УВ/г породы s2, мг.УВ/г породи Тп,.,.°С П1, мг.УВ/г Сорг Я.СВОДОК» ДИО-1гНЕРЛЦ1ЮН ИМИ [ЮГ1НЦИЛ.1 (к'ХПгх-рс. т41

1 2 4 8 10 26 0.5 1 1.3 2 3 14 1 3 10 30 SO 160 410 430 4S0 440 Ш 330 JO ISO 300 430 т 630

Локфатаи »«и Г.Ш11МСТЫН С'ИШСЦ тгчио-ccpuii, С.» к» пссчан истый 1 1,21 •V O.S7 \ г. п 1 т 419 1 170 ХОРОШИЕ

3 Локбатам «и« б.гроипкерп. ■ксчанисгаа, пкшиа 0,43 i 11,08 / 0.33 1 т 429 126 БЕДНЫЕ

3 Шскнхан JO йен горшчин ыансн г/ 16.32 2.07 М.7 Ну 414 I 414 ОТЛИЧНЫЕ

« Шекиин х> uní CMf.WCCpatl, IHOTIUÍ ✓ 0,5 / 0,03 / 0,41 1 43Я 1 т »2 БЕДНЫЕ

I

Шскнхан •.uirour г.жня буриыт»- ■ы 1м * -у] 1J7 h" 417 -Т* 11* УДОВЛ

* Дсчнрчн тки слам шатая глвдм г/ м 1,19 31,11 —i— / 417 1 479 ОТЛИЧНЫЕ

7 Демнрчн пина х-кновато-ссрщ итатная У 0,46 t 0.24 ■V №,86 -■ i......i," тт 440 — Г— ✓ IH7 БЕДНЫЕ

8 Демнрчн C-LUtltCSia I.OIIUI «.« •.31 гм 432 гУ 143 УДОМ

Демнрчм бу |toa/i счмо-ссряа íauaiow исфтм. / 3.26 S о,я: г / 15,02 1 1 Tí 437 - - 461 ОЧ.ХОР

10 Аямятарма »«» ■ .wiihctmü ыансц 1СМИО-ССрЫЙ, СЮкХ песчанистый V 0.3 у 5.22 1 1 "11 430 - ✓ 257 ОЧДОР

11 Аямхтарма Ж цен г.мы бурее лестовка нгсчанистаи ✓ ».« 4 un 4 ».23 1 1 440 "V 42 УДОВЛ

1 1"

12 Аямхтарма •у.'камичсскяя - /.от 4 ом _ 1.32 1 1 436 139 ХОРОШИЕ

13 Агнохур серая, кочьоытая, рассыпчатая / 0,13 i 0,03 У 0.11 I Г тт 436 I т 15 БЕДНЫЕ

14 Агнохур »«. горючий сланец тгмио-сгрый <J> III 2Ш.99 -гг 431 454 ОТЛИЧНЫЕ

1

15 Чапылмыш Э01СИ Г. «И И КСТЫЙ С.ЧЯ1КЦ зм s 1.73 20.07 , ,, 432 1 546 ОЧ.ХОР

16 MIMNKH I4M 411 222 ОТЛИЧНЫЕ

17 Айрантекси — «рая, кочк-ояатая, рассыпчатая У 0J7 i 0.07 433 У 19 БЕДНЫЕ

Г

1S Айраитгкен ГОрМЧНЙ CWHCU rS 16,33 гУ ММ 4— i. 294 ОТЛИЧНЫЕ

19 Гушчу г.мнюти* сланси —!— '"I — 5.16 ом 430 '11" 191 ОТЛИЧНЫЕ

20 Гушчу «ta» шпа бурая песчанистая, с.к»ктаа с запах ом 1 'Г 1,1/9 - - -V -пТ 3.6» - 1 "Г 435 ТТ 1~Г / 336 ХОРОШИЕ

Рис.1. Результаты исследований образцов выбросов грязевых вулканов западного борта Южно-Каспийской впадины

(определяемые методом Rock Eval)

-Vf об? Катанке гртпгвого вулкана llpe.ni О ЛОЖ И гельн ый вщрас т Название породы Сорг. % S„ мг.УВ/г породы К мг.УВ/г породы г "с mas' HI. мг.УВ/г Сорг V 1 'ЛЕВОДОРО дно- ГЕН£РЛЦНОН ный ПОТЕНЦИАЛ (к".Е.Пперс. 1944)

1 2 4 8 10 26 0.5 1 1.5 2 3 14 1 3 10 SO 50 160 т 410 т м зю ззо S0 130 100 430 S00 630

21 Учтена „«н сланцеватая г.шна 0,4 i 0,04 Ly 0.48 ~Г* 428 120 БЕДНЫЕ

22 Учтена Г " >№ОМт! 0 V OJS 0,03 0.68 42» 194 БЕДНЫЕ

СЛОНСГИЯ, ILMHTIUU

23 Бянлован г.шна ю-кнон/ссрая. 0J4 0,25 440 44 УДОВЛ

слан истая.

24 Бахар глина бурам 0,(17 0.04 527 57 БЕДНЫЕ

кривослонстая. т

25 Ботдаг-Гнвдек ..„„„с, свст.кНЗурып ш 30.02 421 J 511 ОТЛИЧНЫЕ

III"

26 Боздаг-Гкпдек горючий сланец 13,6 1 1 1 tu,: i., 421 59i ОТЛИЧНЫЕ

ГПГП " -

27 Ченлдаг u.fi ш MI 1 1 80.34 i, 419 Л76 ОТЛИЧНЫЕ

МаНКОН бурый

2Я Ксчалдаг МаНКОН глина сланцеватая, серая, слабонссчанистаи 0,36 0.02 0,43 427 ... г 119 БЕДНЫЕ

29 Кечалдаг глина серая, сюисгая, плотная, песчанистая ад; 4 0.11 -t{ и 417 _ 148 УДОВЛ

... * 1

30 Кенреки MIIOIICII 11,28 1,77 Sí,и л 40Я 162 ОТЛИЧНЫЕ

31 Кенреки вулканическая брСКЧИЯ 0,74 V 0.04 0.68 426 92 УДОВЛ

32 Отманбогааг глина темно-серая. i 0,2 0.02 / 0.22 ! —]— 434 т "ТУ по БЕДНЫЕ

33 Агтнрме MII0HCII горючий сланец ни - 2.66 33.34 419 643 ОТЛИЧНЫЕ

34 Девебойну JOHCM глина же.гтовато-серан, и.ютная < 0.7< 0,09 < 0,17 434 -У 71 УДОВЛ

35 Б.Кянтадлг "I 1,37 0J6 2.43 <* 437 т 177 ХОРОШИЕ

36 Б.Кянтадаг глина бурам. 0.95 >,27 ш 2Л 1 437 1 248 удовл

лнсгокая "V тт Т"Г

37 Готур •JOlieil горючий оансн 3.44 0.87 14.31 434 416 ОЧ.ХОР

38 Готур манкои глина буро-серая. -Y 1,21 2,43 4.85 1 V 428 1 1 ! ^ 401 ХОРОШИЕ

39 Готур майкои глина серо-бурая 1 4 0J2 1 1 0.02 И ! 0.22 423 Z ! 1 69 БЕДНЫЕ

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 8| можно сделать вывод, что породы майкопского возраста характеризуются от бедных до очень богатых генерационным потенциалом.

а б

1 ТИП КЕРОГЕНА 1 ТИП КЕРОГЕНА \

i / S \

" / i ■ X

® ад Г II ТИП КЕРОГЕНА * \ N ТИП КЕРОГЕНА А \

Л V А л4

I ■ ♦

i 300 СО 200 0 III ТИП КЕРОГЕНА g"" со 100 . А

100 100 М ТИП КЕРОГЕНА ♦ "" •

50 100 150 Кислородный индекс, МГ СО» /г Coi» 150 400 «SO SOO Tm«x. °С

| А ] - Эоцен | # | - Опигоцеь В - Майкоп | И | - Миоцен

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, Апгирме, Чапылмыш, Кейреки и характеризуются от удовлетворительного до очень богатого углеводородно-генерационным 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, наследую! 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.

Гпава 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 тектоно-седиментационных 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 °С, на глубине 5 км в районе месторождения Талыш Вандам, температура около 130-140 °С, в районе Пирсагат на той же глубине - 90-100 °С.

Модельные построения свидетельствуют о существовании в Южно-Каспийской впадине нескольких стратиграфически, гипсометрически и латерально обособленных очагов образования флюидов в мезозойских, налеоген-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.

60(10

ческий

Гипсометрический с рем - 9000

Температуры °С □ 358 □ 199 О 182 □ 172 Ш91

Температура °С В 449 О 242 □ 232 а 214 ■ 156

Температура °С □ 378 а 341 ШЗЗО □ 302 ■ 244

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 "С/100 м) данный процесс сильно замедлен (низкие значения теплового потока и градиенты - следствие высоких скоростей седиментации). Здесь на глубине 6000 м температура не превышает 100-110°С. В северо-западной и северной прибортовых частях бассейна в пределах Шамаха-Гобустанской и Апшеронской зон геотермический градиент несколько выше (2-2,2"С/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

нефтегазоносное™ 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 распространении 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 (олигоцеи) 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, палеоген-нижнемиоценовых 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 (средний-верхний 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 Ван-Кревелена 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 пород ПТ - 1,56-16,4 кг/м3, свидетельствующие об их эпигенетическом 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 167216 °С (современные глубины залегания 6-11 км), в подошвенной - до 287 °С (глубины 12,5-21,5 км);

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

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.

I I Пути .миграции I [ Пути миграции I—!—' газа '-' нефти

Рис.6. Модели миграции УВ жидких (в) и газообразных (б) углеводородов в Каспийской впадине

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. 76).

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 Яоск-Еуа! позволили установить типы керогена различных

46° 47° 48° 49° 50° 51° 52° 53° 54° 55°

Рис. 9. Карта перспектив нефтегазоносное™ западного борта ЮжноКаспийской впадины (использованы данные Гулиева И.С., Гусейнова Д.А., Керимова В.Ю., Рачинского М.З., Нариманова A.A.. Юсифзаде Х.Б., и др.).

Возможные зоны углеводородонакопления;

I - высокоперспективные площади и участки для поисков нефтяных и газовых скоплений включающие главным образом Приатиеронскую акваторию; И - 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. Петере, 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., Муетаев Р.Н. Геотермическая и геобарическая характеристики разреза плиоцена на шельфе Туркменистана в связи с перспективами нефтегазоносности // Нефть, газ и бизнес. - Москва, 2010. -№10. - С.33-39

2. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Муетаев Р.Н. Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность Южно-Каспийского бассейна — Гидрогеохимическая компонента // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2010. - №11. - С.30-38

3. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Муетаев Р.Н. Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность Южно-каспийского бассейна -Геобарическая и Геотемпературная компоненты // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2010. - №12. — С.69-79

4. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Карнаухов С.М., Муетаев Р.Н. Геофлюидодинамическое поле и нефтегазоносность ЮКб - Гидродинамическая и Углеводородная компоненты // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - №1. - С.36-45

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

6. Керимов В.Ю., Мухтарова Х.З., Муетаев 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

7. Муетаев Р.Н., Серикова У.С., Бисембаева А.Б. Геотектоника и геодинамическое развитие Каспийской впадины // «Труды РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина». Москва, 2011. - № 1 (262) - С. 15-26

8. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Шилов Г.Я., Муетаев Р.Н. Геологоразведочные работы в Туркменской акватории Южного Каспия - неудачи, перспективы и задачи // Нефть, газ и бизнес. Москва, 2011. - № 11. - С. 17-24

9. Муетаев 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., Муетаев Р.Н., Мукашева Н.В. О перспективах нефтегазоносности Туркменской акватории Южного Каспия // Материалы XIX Губкинских чтений. - Москва, 2011. - С. 75-77

11. Гаджи-Касумов A.C., Мустаев Р.Н., Серикова У.С., Мукашева Н.В., Енилин A.C. 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 11 Отечественная геология. Москва, 2012. - №3. - С.17-24

16. Мустаев 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 XX чтений Тезисы докладов XX Губкинских Чтений.-Москва, 2013.-С. 36-38

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

Подписано в печать 20.11.2013. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. п.л.

Тираж 100 экз. Заказ № 525

Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина 119991, Москва, Ленинский проспект, 65 Тел.: 8 (499) 233-95-44

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Мустаев, Рустам Наильевич, Москва

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М.

ГУБКИНА»

(РГУ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И. М. ГУБКИНА)

На правах рукописи

04201456619

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

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

тт л г -м.н., профессор по специальности

Научный руководитель дл м-п-' р ^ и

«Геология и геохимия нефтегазовых месторождений» Гулиев И.С.

Москва 2013

ОГЛАВЛЕНИЕ

стр.

ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................... 3

1 ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ.......................................................................................................

2 ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОКАЙНОЗОЙСКОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ................................................ 40

3 ГЕОТЕРМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОКАЙНОЗОЙСКОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ......................................................... 50

4 ГЕОБАРИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ МЕЗОКАЙНОЗОЙСКОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ................................................ 68

5 ГЕНЕРАЦИЯ, МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ В ЮЖНОКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ............................................................................... 80

5.1 Оценка генерационного потенциала мезокайнозойского комплекса ЮжноКаспийской впадины................................................................................................................................................................................................80

5.2 Условия миграции и аккумуляции УВ в Южно-Каспийской впадине........................................................................................................................................................................................................................................100

6 ПЕРСПЕКТИВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА

НЕФТЬ И ГАЗ В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ............................................. 109

ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................... 116

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ..................................................... 118

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Южно-Каспийская впадина по уровню прогнозных ресурсов и перспективам добычи является одним из значительных региональных агентов на мировом рынке углеводородов (УВ). Развитие геологоразведочных работ -и начало крупномасштабной морской добычи в акватории Каспия в будущем приведут к новым открытиям, крупным экономическим проектам и интенсивному развитию нефтегазового комплекса.

Актуальность работы заключается в обосновании перспектив нефтегазоносности и определении новых объектов для постановки поисково-разведочных работ в Южно-Каспийской впадине на основе геохимических, термобарических исследований и 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. Проведенные исследования позволяют внести вклад в исследования процессов нефтегазообразования, массообмена и аккумуляции УВ скоплений на больших глубинах, на примере Южно-Каспийской впадины, являющейся оригинальным полигоном для изучения глубокопогруженных нефтегазоносных осадочных бассейнов.

С целью оценки нефтегазоматеринских толщ и их характеристик впервые для данного региона были исследованы выбросы пород грязевых вулканов методом 11оск-Еуа1 и химико-битуминологическими методами.

В работе защищаются следующие основные положения:

1 Южно-Каспийский бассейн является полиочаговым бассейном, в пределах которого 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, при этом нижняя граница интервала нефтегазообразования доходит до глубин более 12-15 км в северной части, и около 18-20 км в наиболее погруженной части Южно-Каспийской впадины, что соответствует интервалу палеогеновых и "мезозойских "отложении, верхняя "граница «нефтяного- окна» приурочена к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.

3. Существующие до плиоценового времени разнотипные бассейны, согласно палетемпературным условиям, относятся к категории нормальных бассейнов, тогда как глубоководный некомпенсированный бассейн в период геологического времени плиоцен-квартер - к холодным бассейнам (12-20 т>У/т2). Это является следствием лавинной седиментации, уменьшающей тепловой поток к поверхности отложений и снижающей геотермический градиент, а также теплоэкранирующего эффекта непосредственно подстилающей ПТ мощной (до 3-5 км) глинистой толщи палеоген-миоцена, обеспечивающей уменьшение интенсивности кондуктивного теплопереноса вверх по разрезу. 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 норовых 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 ЮжноКаспийской впадины. Обоснована высокая перспективность северной и центральной частей изучаемого региона, представляющих реальный интерес для постановки детальных геолого-

геофизических изысканий и поисково-разведочных 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: XIX (2011 г.) и XX (2013 г.) Губкинских чтениях, г. Москва; 1-ой 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 40 рисунков и 6 таблиц.

Библиографический список включает 78 наименований.

Благодарности. Автор признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору, академику HAH Азербайджана Гулиеву Ибрагиму Саидовичу за поддержку, ценные советы, возможность совместной работы.

За большое внимание к работе и поддержку на всех этапах ее выполнения автор признателен заведующему кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, доктору геолого-минералогических наук, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу, а также всему коллективу кафедры.Автор выражает благодарность д.г.-м.н. Гусейнову Д.А. (зам. директора Института геологии HAH Азербайджана) за ценные консультации и замечания при выполнении настоящей работы.

1 ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Вопросы геологического строения, истории развития, тектоники и литологии ЮжноКаспийской впадины освещены в многочисленных трудах исследователей: A.A. Али-заде, Э.Н. Алиханов, Ф.М. Багир-заде, Л.А. Буряковский, A.C. Гаджи-Касумов, A.A. 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, K.M. Керимов, Я.П. Маловицкий,, П.З.Мамедов, Ш.Ф. Мехтиев, O.A. Одеков, М.З. Рачинский, С.Г. Салаев, В.В. Семенович, Б.В. Сенин, В.Е. Хаин, Э.Ш. Шихалибейли, A.A. Якубов и др.

Южно-Каспийская впадина в современном тектоническом плане территориально охватывает акваторию Южного Каспия и непосредственно прилегающие участки суши Восточного Азербайджана, Западного Туркменистана и Северного Ирана (рис. 1.1 и 1.2). Его границами являются: на севере - Дербент-Красноводский глубинный разлом, на западе - Талыш-Вандамский гравитационный максимум, на востоке - Ападаг-Мессерианская тектоническая ступень, на юге - горноскладчатое сооружение Эльбурса.

Рис. 1.1 Современная орография Южно-Каспийской впадины

В геоструктурном отношении бассейн представляет собой сложную систему тектонических ступеней и отдельных макро- и микроблоков по взаимопересекающимся разнопорядковым региональным глубинным разломам различной ориентации, последовательно погружающихся от зон внешних бортовых обрамлений в депрессионную внутреннюю область котловины Южного Каспия (см. рис. 1.2): субмеридиональной (с запада на восток) - Западно-Каспийский (VIII-VIII), Восточно-Азербайджанский (Яшминский) (IXDIX), Шахово-Азизбековский ~(Х-Х), Сефидруд-Карабогазский -(XI-XI),—Центрально-Каспийский (XII-XII), Огурчино-Чикишлярский (XIII-XIII), Западно-Туркменский (XIV-XIV), Аладаг-Мессерианский (XV-XV); субширотной (с севера на юг) - Дербент-Красноводский (I-I), Северо-Апшеронский (II-II), Апшероно-Прибалханский (III-III), Сангачал-Огурчинский (IV-IV), Мильско-Чикишлярский (V-V), Предмалокавказский (VI-VI), Предэльбурсский (VII-VII); диагональной - Аджикабул-Мардакянский (XVI-XVI), разрывная дислокация вала Абиха (XVII-XVII).

Общий геологический фон Южно-Каспийской впадины характеризуется: несовпадением тектонических планов мезозойского и кайнозойского структурно-формационных этажей; достаточно часто сменяемыми по вектору и знаку региональными тектоническими движениями; контрастным режимом современных вертикальных и горизонтальных движений; мозаичным ступенчато-блоково-глыбовым строением; высокоамплитудными региональными глубинными разломами; надвигово-подцвиговой тектонической динамикой; 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, интенсивным диапиризмом; коровой и мелкофокусной (осадочная) сейсмичностью; высокочастотным колебанием уровня моря; чрезвычайно широким развитием грязевого вулканизма. Все эти факторы влияли на процессы углеводородообразования в Южно-Каспийской впадине, где формировались активные УВ системы.

Каспийский регион представляет собой гетерогенную структуру весьма сложного глубинного строения, где происходит сочленение разновозрастных структур континента: Восточно-Европейской докембрийской платформы, Скифско-Туранской платформы (СТП), и альпийских складчатых сооружений на юге. В контурах Каспия выделяется три крупных геоблока: Северо-Каспийский, Средне-Каспийский (в его составе рассматривается также

небольшой фрагмент Северо-Устюртского геоблока) и Южно-Каспийский Каспийский регион оказался в центре конвергенции нескольких плит с различными параметрами кинематики, что обусловило сложность геодинамического развития и сопряжения разнотипных геоструктурных элементов

41° 40°

39° 38°

37°

36°

Рис. 1.2 Обзорная схема региональной тектоники фонда Южно-Каспийской впадины (авт. Керимов В.Ю., Рачинский М.З., Мустаев Р.Н., 2011 г.): 1 - месторождения нефти, газа и конденсата; 2 - неопоискованные структуры; 3 - площади, не давшие по-ложительных результатов при разведке; 4 - региональные разломы и разрывы; 5 -неперспективные земли.

Глубинные разломы: 1-1 - Дербент-Красноводский; II-II — Северо-Апшеронский; III-III -Апшероно-Прибалханский; IV-IV- Сангачал-Огурчинский; V-V- Мильско-Чикишлярский; VI- VI -Предмалокавказский; VII-VII - Предэльбурсский; VII- VIII - Западно-Каспийский; IX-IX -Восточно-Азербайджанский (Яишинский); Х-Х - Шахово-Азизбековский; XI-XI — Сефидруд-Карабогазский; XII-XII - Центрально-Каспийский; XIII-XIII - Огурчино-Чикишлярский; XIV=XIV - Западно-Туркменский; XV-XV - Аладаг-Месерианский; XVI-XVI - Аджикабул-Мардакянский; XVII-XVII- вала Абиха

50 100 150км

Историю формирования и геологического развития ЮКВ нельзя рассматривать отдельно от эволюции Альпийско-Гималайского подвижного пояса АГПП, образование которого тесно связано со сложной историей океанов Палеотетис и Неотетис (или Мезотетис) (рис. 1.3). Согласно мобилистским концепциям океан Тетис разделял в палеозое-мезозое Евразию и Гондвану. Южно-Каспийская впадина (ЮКВ) - тектонический элемент в центральном сегменте Альпийско-Гималайского подвижного пояса (АГПП), включает в себе одну из наиболее

г-лубокопогруженных-депрессий-Земли--—Южно-Каспийский_бассейн_(ЮКБ) и

центриклинальные прогибы: с запада - Нижнекурин ский прогиб (НКП) и с востока - Западно-Туркменский прогиб (ЗТП) которые сливаются с ЮКБ. Бассейн обрамлен горными сооружениями Большого Кавказа, Копетдага, Талыша и Эльбурса.

Согласно исследованиям (Адамия и др., 1982; Зоненшайн и др., 1990; Mamedov et al., 1997 Dercourt et al., 1986; Nadirov et al., 1997) наилучшей основой для изучения эволюции глубоководных впадин и горных сооружений в центральном сегменте АГПП является мобилистическая концепция тектоники литосферных плит (ТЛП) позволяющая последовательный геодинамический анализ формирования и эволюции осадочных бассейнов. Процессы формирования и развития рассматриваемых как динамические системы осадочных бассейнов (ОБ) определяется закономерностями геодинамической и термической эволюции литосферы, сопровождаемой деструкцией «старой» коры и формированием «новой», а также сменой тектонотипа палеобассейнов.

Уилсон (Wilson, 1970) впервые показал, что перестройка тектонического режима и смена тектонотипов в осадочных бассейнах (ОБ) мира происходили закономерно от рифтогенеза до орогенеза в рамках одного крупного геотектонического цикла термической и геодинамической эволюции литосферы. Геотектонический цикл в своей первой дивергентной стадии начинается с внутри- или окраинно-континентального рифтообразования, за которым следуют раскрыти