Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Формирование геохимических полей углеводородных газов в донных осадках северо-восточной части Черного моря в связи с поисками залежей углеводородов
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Автореферат диссертации по теме "Формирование геохимических полей углеводородных газов в донных осадках северо-восточной части Черного моря в связи с поисками залежей углеводородов"
На правах рукописи
Круглякова Мария Владимировна
ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ДОННЫХ ОСАДКАХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ В СВЯЗИ С ПОИСКАМИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых
месторождений
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
1 5 АВГ 2013
Москва (Геленджик) - 2013
005532137
Работа выполнена на кафедре теоретических основ поисков нефти и газа Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина» и в ОАО «Союзморгео»
Научный руководитель (консультант): доктор геолого-минералогических наук,
профессор Керимов Вагиф Юнусович
Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,
профессор Гулиев Ибрагим Саидович
доктор геолого-минералогических наук, профессор Обжиров Анатолий Иванович
Ведущая организация: ФГУП «ВНИГНИ»
Защита состоится: 24 сентября 2013, в_часов 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, Москва, Ленинский проспект, 65, корпус 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина»
Автореферат разослан августа 2013г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
кандидат геолого-минерапогических наук
Е.А. Леонова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы. Изучение углеводородного потенциала Черноморского бассейна ведется с 60-х годов прошлого столетия. Месторождения нефти и газа открыты в западной части акватории - на шельфах Украины (Голицина, Шмидтовское, Одесса, Субботина и др.), Румынии (Восточная и Западная Лебада, Дойна-2, Дельта-4, Тротешь и др.), Болгарии (Галата, Калиакра, Каварна и др.), Турции (Акчакоджа, Аяз-ли, Баянли и др.). В Российском секторе готовятся к поисково-разведочному бурению структуры Мария и Северо-Черноморская.
О существенном углеводородном потенциале северо-восточной части Черного моря свидетельствуют многочисленные очаги разгрузки углеводородов из глубинных источников по каналам подводных грязевых вулканов и тектоническим нарушениям, а также обнаруженные в последние годы прямые нефтепроявления в поверхностных осадках.
Газо-геохимические исследования являются неотъемлемой частью комплекса нефтегазопоисковых работ. К настоящему времени в северо-восточной части Черного моря выполнены значительные объемы газо-геохимических исследований. Но отсутствует обобщение этих материалов, которое необходимо для корректной оценки региональных составляющих газового поля, информация о которых существенно улучшит качество интерпретации локальных геохимических съемок.
В последнее время интерес к акватории Черного моря, как к объекту поисков УВ возрастает, в этой связи задачи повышения эффективности поисковых, в том числе геохимических методов исследований становятся весьма актуальными.
Целыо работы является выявление особенностей формирования газогеохимических полей приповерхностных донных отложений северо-восточной части Черного моря в связи с оценкой перспектив нефтегазоносное™ акватории.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
• сбор и анализ геологических данных по литературным и фондовым материалам, создание геологической основы исследования с применением геоинформационных технологий, включая информационные и графические базы данных;
• сбор и систематизация данных газо-геохимических исследований в северо-восточной части Черного моря;
• выявление региональных закономерностей распределения углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря;
• создание геолого-геохимической основы для изучения закономерностей развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и оценки перспектив нефтегазоносное™ шельфа и глубоководной области Черного моря;
• районирование изучаемой части акватории и выделение наиболее перспективных участков для поисков углеводородов;
• оценка геологических рисков открытия месторождений в северовосточной части Черного моря;
• анализ эффективности геохимических методов и оптимизация методики морских газо-геохимических исследований для условий северо-восточной части Черного моря.
Научная новизна работы. Впервые обобщены результаты грунтовых газометрических исследований, выполненных в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г. и создана цифровая база геолого-геохимических данных.
Впервые изучены особенности формирования регионального поля углеводородных газов и установлено, что основным фактором, контролирующим их распределение в приповерхностных донных отложениях, являются особенности геологического строения. Впервые обоснованы фоновые и аномальные значения содержаний метана и его гомологов для различных структурно-тектонических элементов района.
Впервые на созданной автором геохимической основе с привлечением результатов трехмерного бассейнового моделирования (с использованием программы Рекотоё) выделены наиболее перспективные участки для поисков залежей углеводородов и разработана оригинальная схема нефтегазогеологического районирования северо-восточной части Черного моря.
Практическая значимость работы. Выявленные наиболее перспективные участки акватории для поисков нефти и газа, выполненное нефтегазогеологическое районирование и впервые проведенная оценка геологических рисков северовосточной части Черного моря позволяют оптимизировать дальнейшие нефтегазопо-исковые исследования в регионе.
Разработанные автором рекомендации по методике поисковых геохимических исследований позволяют существенно повысить их эффективность.
Основные защищаемые положения:
1. Фоновая составляющая газового поля донных осадков северовосточной части Черного моря контролируется структурными зонами с различным возрастом и мощностью слагающих их отложений осадочного чехла.
2. Аномалии содержания углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря имеют различное происхождение и связаны со скоплениями углеводородов в разрезе, областью генерации углеводородов, областью развития газогидратов, глубинными разломами и техногенным загрязнением.
3. По данным анализа геохимических полей и результатам трехмерного бассейнового моделирования, в северо-восточной части Черного моря локализованы перспективные участки с преимущественно нефтяной, нефтегазовой или газовой аккумуляцией.
Фактический материал. Основу диссертационной работы составил материал, собранный во время экспедиционных работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз» в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.
В обобщение включены данные по содержанию углеводородных газов в осадках на более чем 1500 станциях опробования.
В диссертационной работе использованы опубликованные и фондовые материалы по геологическому, геоморфологическому строению, истории развития, результатам трехмерного бассейнового моделирования Черноморской впадины.
Личный вклад автора. Фактический материал, на основе которого подготовлена работа, получен в экспедициях ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз», в большинстве из которых автор принимала непосредственное участие.
Автором была разработана и сформирована база данных газо-геохимических исследований, с приведением положения станций опробования к единой системе координат и результатов аналитических исследований к единым единицам измерения.
Использованные в диссертационной работе результаты трехмерного бассейнового моделирования были получены при непосредственном участии автора.
Анализ и комплексная интерпретация геолого-геохимических данных, построение карт выполнены автором лично.
Апробация работы. Основные результаты выполненных автором исследований изложены в 38 публикациях, в том числе в 10 статьях, опубликованных в научных реферируемых журналах: «Доклады РАН» (2000); «Геология и геофизика» (2002, 2003); «Geo-Marine Letters» (2004, 2009);, «Вопросы геологии и освоения недр юга России» (2007);«Геология и полезные ископаемые мирового океана» (2009); «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (2009, 2009); «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» (2010); «Рациональное освоение недр» (2012), а также в виде 26 тезисов докладов на российских и международных конференциях, включая: «Геофизика-99» (1999); «Gas in marine sediments» (2000, 2002, 2005, 2012); «Международная школа по морской геологии» (2001, 2005); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2001); ВНИГНИ (2001); «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (2001); «Черное море: проблемы и стратегия, экология и освоение ресурсов, водородная энергетика» (2004); «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей» (2005, 2006, 2009, 2010); «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморско-Каспийского региона» (2001, 2005); «Охрана окружающей среды при освоении нефтегазовых месторождений» (2005); «Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов» (2008); «К новым открытиям через интеграцию геонаук» (2010); «Углеводородный потенциал больших глу-бин:энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз» (2012).
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Объем работы составляет 127 страниц, включая 43 рисунка и 14 таблиц, список литературы включает 137 наименований.
Благодарности. Автор выражает благодарность всем геологам, геохимикам и геофизикам, работавшим и работающим в Черном море, внесшим вклад в изучение геологии и геологического развития Черноморского бассейна, результаты которых были использованы автором в диссертации.
Особую благодарность автор выражает научному руководителю д.г-м.н. зав. кафедрой проф. В.Ю. Керимову.
Автор выражает благодарность научному консультанту д.г.-м.н. Б.В. Сенину за внимание и поддержку в процессе написания работы. Автор выражает благодарность руководству и коллегам ГНЦ «Южморгеология», ЗАО «Черноморнефтегаз», ОАО «Союзморгео», кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. Губкина. Автор искренне признателен коллеге и другу к.г.-м.н. Е.А. Лавреновой за совместную многолетнюю интересную работу, поддержку и советы.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении показана актуальность работы, определены цели и задачи исследований. Показана научная новизна и практическая ценности диссертационной работы.
Глава 1. Геохимические методы при морских нефтегазопоисковых работах
С точки зрения нефтегазопоисковой геохимии принципиальные значения имеют понятия о нормальном (НГП) и аномальном (АГП) геохимических полях, которые формируются в результате совокупного влияния разных геолого-геохимических факторов. Генетический фактор зависит от палеогеографических условий накопления осадков и определяет наличие толщ, способных генерировать УВ, толщ с различными проводящими и сорбционными свойствами, т.е определяет наличие генерацион-но-аккумуляционной системы (ГАУС). Тектонический фактор связан с древними и современными движениями земной коры, и определяет структурное и геоморфологическое строение района. Постседиментационный фактор характеризует катагенные изменения, микробиологические процессы, вторичное минералообразование и изменения физико-химических свойств среды под влиянием скоплений УВ.
В формировании геохимических полей принимают участие два вида миграции - диффузионный и фильтрационный (эффузионный). Если диффузия - медленно текущий процесс, характерный для неотектонически пассивных областей, то эффузия - это мгновенные выбросы, характерные для тектонически активных областей, где проводящими каналами для глубинных флюидов являются разрывные нарушения и зоны подводного грязевого вулканизма. В природе в той или иной мере проявляются оба механизма массопереноса.
В нефтегазопоисковой геохимии рассматривается, в основном, формирование аномального газового поля, которое образуется в результате субвертикальной миграции УВ газов и других компонентов от аномалеобразующих объектов к дневной поверхности и распределения их в вышележащей осадочной толще. В качестве аномалеобразующих объектов могут выступать залежи УВ и области очагов генерации УВ. Контрастность аномального поля зависит от механизма массопереноса, который определяется геологическим строением толщи, залегающей выше аномалеобразующего объекта.
Первым из прямых г еохимических методов поисков нефти и газа была газовая съемка, разработанная В.А.Соколовым и основанная на определении микрогазопроявлений в поверхностных слоях. Впоследствии, опыт использования методов на суше послужил основой для разработки их морских модификаций.
При проведении работ на акваториях применяется два вида геохимической
съемки.
В основе гндрогазосъемки лежит определение суммарного количества углеводородных газов (УВГ) в воде, путем непрерывной ее закачки, дегазации и анализе на хроматографе. Методом гндрогазосъемки покрыты большие площади в Черном, Азовском, Каспийском, Баренцевом и Охотском морях.
Второе направление геохимических поисков нефти и газа в море - по донным осадкам носит комплексный характер и включает в себя газометрию, битуми-нологические, геомикробиологические и литогеохимические исследования.
Метод газометрии основан на определении концентрации УВГ в поверхностных осадках. Для отбора проб используются грунтовые трубки. Газы из осадка или породы извлекается дегазатором, работающим по принципу фазового равновесия. Анализ углеводородных газов выполняется на хроматографах с пламенно-ионизационным детекторам. Разработанная технология в настоящее время используется в нефтепоисковых работах ГНЦ ФГУГП «Южморгеология», ФГУНПП «Севмор-
геология», ВНИИОкеангеология, ЗАО «Черноморнефтегаз», ЗАО «Пангея», в Тихоокеанском океанологическом институте ДО РАН.
Геомикробиологический метод основан на изучении бактерий, окисляющих жидкие и газообразные УВ, а также микроорганизмов, продуцирующих метан, его гомологи и постоянные газы. Метод разработан Г.А. Могилевским (ВНИИЯГГ) и в 1970-х годах широко использовался на суше. На акваториях этот метод был использован для выявления и локализации зон или участков проявления газообразных или жидких углеводородов.
В основе битуминологических методов лежит изучение органического вещества нефтяного типа в донных осадках. С развитием современной высокочувствительной аналитической аппаратуры стало возможным определение микросодержаний жидких углеводородов в осадках. Аналитический комплекс включает: пиролиз методом Rock Eval, метод суммарной сканируемой флюоресценции (TSF), газовую хроматографию (ГХ) и газовую хроматографию - масс-спектрометрию (ГХ-МС).
Литогеохимические исследования. Известна приуроченность целого ряда аутогенных минералов к разгрузкам углеводородных флюидов на дне моря (карбонаты, сульфиды, сульфаты, фосфаты). При этом в осадках с повышенным содержанием гомологов метана отмечаются карбонаты, арагониты, кальцит, агрегаты доломита, кристаллы гипса, гидроокислы железа. Миграционный тип аномалий с признаками жидких УВ-флюидов ассоциируется с обильной сульфидной минерализацией. Наличие аутогенных минералов в осадках рассматривается в качестве косвенного поискового признака залежей УВ. В наши дни это направление развивается в МГУ, СпбГУ, ФГУНПП «Севморгеология», ВНИИОкеангеология, ГНЦ ФГУГП «Южморгеология».
Геохимические исследования в северо-восточной части Черного моря. Изучением содержания углеводородных газов в донных осадках и морской воде Черного моря начали заниматься с начала 1970-х гг. в связи с разработкой методов прямых поисков субаквальных залежей нефти и газа.
В рамках опытно-методических работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» выполнил грунтовые газогеохимические и гидрогазосъёмки на таманском шельфе (1978-1979 гг.) и кавказском континентальном склоне (1998-1999 гг.). Региональные исследования методом гидрогазосъёмки на таманском континентальном склоне и поисковые работы на поднятии Палласа выполнены в 1988-1989 гг. ФГУП ПО «Союзморгео».
В 1990-1993 гг. было изучено распределение УВГ в морской воде прикавказской зоны Чёрного моря от Цемесской бухты (г. Новороссийск) до траверза р. Псоу (г. Адлер). Исследования являлись частью программы геоэкологического мониторинга 20-мильной зоны Чёрного моря (Глумов, Кочетков и др., 1996).
В 1998 г. была выполнена гидрогазосъёмка на участке континентального склона Черного моря в районе пос. Джанхот.
В рамках геологосъёмочных работ на кавказском континентальном склоне (листы Госгеолкарты K-37-III, L-37-XXXII, L-38-XXIV, L-39-XIX) ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» в период с 1999 по 2004 годы проведены газометрические съемки по донным отложениям.
ЗАО «Черноморнефтегаз» в 2004 г. выполнены детальные грунтовые геохимические исследования в пределах лицензионных участков на поднятии Палласа и в Туапсинском прогибе.
Глава 2. Геологическая характеристика объекта исследований по материалам
ранее проведенных работ
Формирование газового поля в поверхностных осадках зависит, как сказано выше, от ряда факторов, поэтому прежде чем переходить к анализу газового поля, необходимо вкратце остановиться на особенностях строения района исследований, которые являются результатами более 70-летнего изучения акватории и представлены в многочисленных публикациях (Туголесов и др., 1985, Мейснер и др., 1998, Андреев, 2005, Афанасенков и др., 2007, Сенин и др., 2011 и др.).
Нефтегазоносность. С точки зрения нефтегеологического районирования изучаемая акватория относится к Черноморской нефтегазовой провинции (НГП). В составе Черноморской провинции к российским берегам примыкает Восточно-Черноморская нефтегазоносная область. Она включает три нефтегазоносных района: Новороссийско-Лазаревский, Туапсинского прогиба и вала Шатского. Для континентальной части Новороссийско-Лазаревскогого газонефтеносного района (ГНР) характерно наличие месторождений и проявлений УВ. Газовые залежи связаны с терриген-ной грубообломочной толщей верхней юры и карбонатами позднего мела. Проявления нефти связаны с верхнеюрскими известняками и доломитами и известняками позднего мела. Основные перспективы нефтегазоносного района (НГР) Туапсинского прогиба связывают с карбонатными (рифогенными) отложениями юрско-мелового возраста и терригенными отложениями олигоцена и миоцена (грубозернистой составляющей майкопской серии и отложениями карагана - чокрака, с которыми в настоящее время связываются основные перспективы нефтегазоносности Индоло-Кубанского прогиба). Прямыми признаками углеводородного насыщения осадочного разреза Туапсинского прогиба являются находки газонасыщенных и закированных пород, газогидратов. ВНГР вала Шатского включает в себя возможные зоны нефтегазонаконления - рифо-генные постройки юрско-мелового возраста. Ожидается, что здесь в разрезе могут присутствовать карбонатные верхнеюрские и нижнемеловые отложения, которые нефтегазоносны в Западном и Восточном Предкавказье. Поднятие Палласа уже в течение многих лет считается одним из наиболее перспективных объектов в северовосточной части Чёрного моря. По мнению многих ученых его основу образует био-гермная постройка, обнаруженная сейсморазведкой в 1970-е годы и выраженная в отложениях среднего-верхнего мезозоя (юра - мел?). С биогермными образованиями в юрско-меловой толще района связываются наибольшие перспективы нефтегазоносно-сти.
Таким образом, рассмотрев генетический фактор, можно ожидать наличие сильно дифференцированного геохимического поля углеводородов в поверхностных осадках.
Основные черты геологического строения. Изучение внутреннего строения Черноморской впадины началось в 30-х годах прошлого века. К началу 1980-х гг. были определены основные тектонические элементы северо-восточной части Черного моря. Литолого-стратиграфический осадочный разрез охарактеризован, в основном, по данным бурения и естественным выходам пород на прилегающих участках суши (Западная Грузия и Абхазия, Сочинский, Туапсинский, Новороссийский и Таманский районы). Имеется одна глубокая скважина в пределах изучаемой акватории - Рифовая-302 на одноимённой структуре Керченско-Таманского шельфа, забой которой находится на глубине 1990 м в отложениях майкопской серии. В процессе бурения скважины Рифо-вая-2 были зафиксированы газопроявления в отложениях майкопской серии. Про-
мышленной залежи не обнаружено. В результате донного опробования, проводимого в рамках многочисленных тематических работ и полистной геологической съемки, были подняты образцы пород, датированные различными возрастами (от мелового до современного).
Основу структуры северо-восточной части Черноморской впадины, согласно результатам исследований Д. А. Туголесова, Я. П. Маловицкого, Л.Б. Мейснера, В.М. Андреева и других геологов, составляют следующие крупные тектонические элементы:
— Керченско-Таманский (или Таманский) прогиб, который рассматривается как составная часть Западно-Кавказского форланда (то есть складчатого борта краевого прогиба, включённого в орогенную систему на неотектоническом этапе);
— Новороссийско-Лазаревский синклинорий и Анапский выступ, являющиеся частью мегантиклинория Большого Кавказа;
— Туапсинский прогиб, включая его юго-восточный, выходящий на сушу сегмент - Сочи-Адлерскую депрессию;
— вал Шатского и расположенные на его юго-восточном продолжении крупные поднятия Гудаутской (Грузинской) глыбы, иногда объединяемые в единую систему Восточно-Черноморского поднятия.
Два последних элемента принадлежат к древней раздробленной и погруженной Восточно-Черноморской (Эвксинской) плите, время формирования фундамента которой условно относится к палеозойско-раннекиммерийскому циклу.
Новороссийско-Лазаревский синклинорий и Анапский выступ. Юго-восточный сегмент синклинория в пределах Черноморского побережья представлен Чвежипсинской зоной, которая на западе уходит под воды Чёрного моря, а на юго-востоке отделена шовной антиклиналью Ахцу-Кацирха от расположенной южнее Сочи-Адлерской депрессии. Морским продолжением синклинория является субширотный Анапский выступ, разделяющий два позднемезозойско-кайнозойских прогиба: Керченско-Таманский к северу от него, и Туапсинский, расположенный южнее выступа. В геологическом строении Новороссийско-Лазаревского синклинория принимают участие отложения от юрского возраста до палеоцена включительно. Юрские отложения представлены терригенными и вулканогенно-осадочными образованиями, отложения мела - в основном, терригенно-карбонатной флишоидной толщей. Палеоген - терригенным флишем и терригенными разнозернистыми отложениями майкопской толщи.
Туапсинский прогиб закартирован сейсморазведкой по отражающему горизонту На в кровле эоцена и протягивается от района Гагра - Сочи (Сочи-Адлерская депрессия) до района г. Анапа, пересекая под острым углом центральную часть прикавказского шельфа и континентального склона. Прогиб асимметричен и имеет узкое крутое северо-восточное и пологое широкое юго-западное крылья. Его протяжённость составляет около 250 км при ширине до 50 км. Мощность кайнозойских отложений, заполняющих прогиб, достигает в его центральной части 7 км. Подстилающий горизонт Па в его наиболее погруженной части залегает на глубинах от 9,8 до 10,0 км. Линейные складки прогиба затухают по мере приближения к Анапскому выступу; отсутствуют они и на пологом юго-западном борту прогиба. Здесь происходит резкое сокращение мощности олигоцен-миоценовой толщи вплоть до её полного выклинивания к присводовой зоне вала Шатского. В геологическом
строении Туапсинского прогиба принимают участие карбонатные отложения юры и мела и мощная толща терригенных образований кайнозоя.
Вал Шатского первоначально выявлен по поверхности несогласия Н и горизонту На в кровле эоцена и оконтурен на этих уровнях изогипсами от минус 5 до минус 6 км. Он также представляет собой, в основном, асимметричное образование с пологим северо-восточным склоном, сопряжённым с бортом Туапсинского прогиба, и крутым юго-западным, вдоль которого, по сейсмическим данным, развиты мощные системы сбросов, отделяющие вал от Восточно-Черноморской впадины. В последние годы появились данные и основанные на них публикации о возможности развития на валу Шатского и его северном склоне рифогенных массивов, которые могут представлять элементы древних (юрско-меловых) дислоцированных рифов (Попович, 2000). В пределах вершинной области вала выделен ряд крупных локальных поднятий, часть из которых, возможно, имеет рифогенную природу. К их числу относится поднятия: Палласа, Северо-Черноморское, Марии, Южно-Дообское, Ольгинские и ряд других. Вал Шатского сложен образованиями от юрского до четвертичного возраста включительно. Мезозойские отложения представлены терригенными, вулканогенно-осадочными и карбонатными образованиями, кайнозойские — терригенно-карбонатными отложениями.
Далее в работе рассмотрен характер газового поля каждого структурно-тектонического элемента и выявлены зависимости нормальной и аномальной составляющей от геологического строения.
История геологического развития района. По мнению многих исследователей, история развития осадочного чехла северо-восточной части Черного моря начинается с юрского времени (Туголесов и др., 1985, Мейснер, 1998, Андреев, 2001, Никишин и др, 1997, 2001, 2005, Афанасенков и др., 2007, Сенин и др., 2011).
Ось ранне-стреднеюрского бассейна проходила севернее современной береговой линии. Бровка палеошельфа бассейна примерно совпадает с современной береговой линией и выходит в районе Туапсе на берег, где в области шельфа вскрыты, в основном, терригенные отложения с большим количеством грубозернистого и брек-чированного материала, а в области континентального склона - терригенные и терри-генно-карбонатные флишоидные отложения.
В позднеюрское время ось бассейна смещается южнее и соотносится с современной береговой линией. Зона трога характеризуется терригенными флишевыми толщами, в областях континентального склона развиты карбонатные субфлишевые толщи. В шельфовых областях предполагается развитие карбонатных рифогенных массивов, разрез которых описан п районе хребтов Ац, Ахцу и верховий Мацесты, Хосты, Кудепсты и Псахо.
В меловое время бассейн несколько меняет свою конфигурацию. Глубоководная часть бассейна сужается, соответственно смещается и бровка шельфа. Шель-фовые нижнемеловые отложения представлены карбонатными толщами, отложения верхнего мела - терригенно-карбонатные образования. На континентальном склоне накапливаются терригенные отложения в раннем мелу, и карбонатно-терригенный мелкоритмичный флиш в позднемеловое время. Зона глубоководной впадины - это область Абино-Гунайского и Новороссийского флишевых прогибов, причем наличие обломочных и глауконитовых пород раннего мела говорит об условиях континентального склона и, возможно, глубокого шельфа. Флишевые отложения позднего мела типичны для глубоководных трогов и впадин.
В палеоцен-эоценовое время бассейн сужается, его ось смещается к югу. Большую часть исследуемой акватории занимает область мелкого шельфа с накоплением, в основном, карбонатных отложений. Область континентального склона сложена, в основном, терригенными отложениями, в разрезе встречаются «горизонты с включениями» подводно-оползневого происхождения. Разрез глубоководного трога представлен типичной флишевой толщей.
В майкопское время начинается воздымание Кавказа, закладывается Туап-синский, Западно-Кубанский, Керченско-Таманский прогибы. На протяжении всего майкопского времени область Туапсинского прогиба находилась в условиях континентального склона и глубоководного трога, о чем свидетельствуют терригенные толщи от флишоидных до однообразных тонкослоистых глин, «горизонта с включениями» - глыбы и валуны более древних известняков и мергелей, связанные с подвод-нооползневыми явлениями. Вал Шатского и Грузинская глыба на протяжении всего майкопского времени находились в области, периодически затопляемой водой с небольшими островами и впадинами. По сейсмическим данным видно, что мощность Майкопа сокращается до нуля к оси вала Шатского и некоторым сводам Грузинской глыбы, тогда как в локальных впадинах вала мощность майкопских отложений достигает местами 600 м (Эшерская впадина).
На рубеже раннего и среднего миоцена происходит заметная перестройка района. Туапсинский прогиб прекращает свое существование. Вся область Туапсинского прогиба и вала Шатского находится в шельфовых условиях. Здесь отлагаются терригенно-морские отложения, на сейсмических разрезах отмечаются каньоны, заполненные обломочными фациями.
В постмиоценовое время глубоководная впадина начинает активно погружаться, сооружение Большого Кавказа воздымается.
Неоген - антропоген явились временем активного складко- и разрывообразо-вания в периферических зонах Большого Кавказа. Наибольшей интенсивности процессы складкообразования достигли на южном склоне Большого Кавказа, в Туапсин-ском прогибе. Здесь образовалась система сильно сжатых линейных складок, осложнённых надвигами и имеющих субширотное направление.
Анализ полученных реконструкций указывает на благоприятные условия для развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем (ГАУС), присутствие которых в осадочном бассейне определяет наличие аномалеобразующих объектов.
Глава 3. Моделирование генерационно-аккумуляционных углеводородных систем
Современным инструментом изучения развития ГАУС служит бассейновое моделирование, позволяющее учитывать все условия развития бассейна от начала осадконакопления до генерации, миграции и аккумуляции углеводородов. В 2007 году при непосредственном участии автора было выполнено трехмерное бассейновое моделирования с использованием программного обеспечения Ре^отос! (ЗЫитЬещег) северо-восточной части Черного моря. Автор работы вместе со специалистами ЗАО «Черноморнефтегаз» прошла двухнедельный обучающий курс в Германии в г. Ахен по трехмерному бассейновому моделированию с использованием программы Рйго-то(1 (ЗЫитЬе^ег), получив Сертификат (2007 год).
Анализ опубликованных и фондовых геолого-геофизических и геохимических материалов позволяет предполагать в пределах изучаемой территории два этажа
нефтегазоносности: мезозойский и кайнозойский. В соответствии с этим в модели рассматривалось развитие двух гипотетических ГАУС - мезозойской и кайнозойской.
Для мезозойской ГАУС в качестве нефтематеринской толщи принимались глинистые отложения средней юры с содержанием органического углерода 1,5 % и водородным индексом 400 мгУВ/гСорг, коллекторами - карбонатные отложения верхней юры-нижнего мела, покрышками - глинистые образования верхнего мела и кайнозоя.
Основные результаты проведенного моделирования для мезозойской «вероятной» ГАУС заключаются в следующем:
— областью генерации является Туапсинский прогиб;
— около 133 млн. лет назад система вошла в «нефтяное окно» в наиболее погруженной части Туапсинского прогиба, к настоящему времени в этой части прогиба потенциал НМГТ системы полностью израсходован;
— на современном этапе НМГТ в бортах прогиба находится в зоне генерации «сухого газа», в западном и восточном замыканиях прогиба - в «нефтяном окне»;
— областью аккумуляции являются северный склон и центральная часть вала Шатского;
— первые скопления нефтяных углеводородов в верхнеюрских резервуарах сформировались около 25 млн. лет назад на поднятиях северного склона вала;
— к настоящему времени преимущественно газовые скопления можно ожидать на северном склоне вала Шатского, газонефтяные скопления - в центральной части вала, поднятии Палласа (рис. 1а).
Для кайнозойской ГАУС нефтематеринской толщей являются глинистые отложения нижнего Майкопа с содержанием органического углерода 1,3 % и водородным индексом 300 мгУВ/гСорг, коллекторами - прослои песчаников и алевролитов среднего и верхнего Майкопа, покрышками - глинистая толща верхнего Майкопа.
Основные результаты проведенного моделирования показывают что:
— Туапсинский прогиб является областью генерации и аккумуляции для кайнозойской ГАУС;
— около 20 млн. лет назад НМГТ системы вошла в «нефтяное окно» в наиболее погруженной части прогиба;
— в настоящее время толща активна и находится в области «нефтяного окна» в бортовых частях прогиба и в области газогенерации в центральной его части;
— первые скопления нефтяных углеводородов сформировались в центральной части Туапсинского прогиба около 16 млн. лет назад;
— в настоящее время в ловушках центральной части прогиба можно ожидать преимущественно газовые скопления, в бортовых частях - преимущественно нефтяные (рис. 16).
Таким образом, в области исследований возможны залежи как жидких, так и газообразных УВ, наличие которых в разрезе влияет на характер газовых полей и формирует аномальную составляющую этих полей в поверхностных осадках. Помимо залежей УВ аномалеобразующими объектами могут выступать очаги генерации ГАУС.
1 1 3 4 5
Рис. 1 Схема мезозойской ГАУС (а) и кайнозойской ГАУС (б) на современном этапе
развития
Условные обозначения: 1 - аккумуляции нефти; 2 — аккумуляции газа; 3 - очаг генерации; 4 - граница ГАУС; 5 - структурно-тектонические элементы и их границы (I-Новроссийско-Лазаревский синклинорий. II - Туапсинский прогиб, III - вал Шатского); 6 - береговая линия, населенные пункты
Глава 4. Методика обработки и интерпретации аналитических данных
Как отмечалось выше, основу диссертационной работы составили результаты грунтовой газовой съемки, полученные в период с 1990 по 2010 годы работами ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз» (всего 30000 определений содержания метана и его гомологов в осадках на 1500 станциях опробования) (рис. 2). Отбор проб донных осадков, извлечение газовой фазы и анализ УВ-газов выполнены по методике, принятой в ГНЦ ФГУГП «Южморгеология». Отбор проб проводился преимущественно грунтовой трубки, реже - дночерпателем, коробчатым пробоотборником или драгой. Пробы, как правило, отбирались из двух интервалов: 50-400 см и 100-5-300 см от поверхности дна (дальше по тексту верхний и нижний интервалы опробования).
До начала статистической обработки результатов газометрического анализа была создана база геолого-геохимических данных в ГИС-формате Mapinfo, включающая в себя следующую информацию: номер станции пробоотбора, глубина моря (м), прямоугольные координаты точек отбора проб в системе UTM (37 северная зона) (м), глубина отбора пробы от поверхности дна (см), содержание УВГ в пробе (п*10 3 см3/кг).
В базу данных вошли результаты опробования около 1500 точек, порядка 30000 определений содержания метана и его гомологов в осадках.
Статистическая обработка и интерпретация данных газового анализа проводилась с учётом многократно установленных ранее корреляционных связей между лёгкими гомологами метана (этаном, пропаном и бутаном), а также между тяжёлыми его гомологами (пентаном и гексаном). Так, в качестве полеобразующих компонентов рассматривались метан, сумма лёгких и сумма тяжёлых его гомологов (парообразных углеводородов).
I 2
3
Рис. 2 Схема расположения станций пробоотбора Условные обозначения: 1 - точки отбора проб донных отложений; 2 -структурно-тектонические элементы и их границы (I - Новороссийско-Лазаревский синклинорий, II - Туапсинский прогиб. III - вал Шатского); 3 - региональные разрывные нарушения; 4 - локальные поднятия (1-Свободная, 2-Муратова. 3-Т15, 4-Т121, 5-Т1, 6-Т13, 7-Т11, 8-Т7, 9-Т6. 10-Т2, II-T8, 12-Т10, I3-T9, 14-Палласа, 15-Северо-Черноморская, 16-Южно-Дообская, 17-Мария, 18-Марина, 19-Ольгинская-4, 20-б/н); 5 - береговая линия, населенные пункты.
Для целей поисковой геохимии при проведении статистической обработки аналитических данных среди стандартного набора оценок параметров распределения УВГ особую важность имеют оценки «фона» и «аномалии». Оценка параметров распределения каждого компонента газо-геохимического поля проводилась в соответствии с законом распределения. Так как распределение всех изученных УВГ подчинено логнормальному закону, среднее значение логарифмов содержаний принималось за «фоновое». Для более точной оценки параметров распределения из первоначальной выборки исключались экстремально аномальные значения и параметры распределения пересчитывались. Значения, превышающие фоновые менее чем на одно стандартное отклонения рассматривались, как «флуктуации фона»; менее чем на два стандартных отклонения — как «слабоконтрастные аномалии»; менее чем на три стандартных отклонения - как «контрастные аномалии»; более чем на три стандартных отклонения — как «высококонтрастные аномалии». Статистическая обработка данных выполнена с использованием программного пакета Gold- геохимик (МГУ).
Помимо расчета параметров распределения основных полеобразуюших компонентов были рассчитаны геохимические критерии: «соотношение предельных и непредельных УВГ», как отношение суммы этана и пропана к сумме этана, пропана, этилена, пропилена; «соотношение тяжелых гомологов к легким» как отношение суммы пентана и гексана к сумме этана, пропана, бутана, пентана и гексана; «отношение изо-бутана к н-бутану» как отношение изо-бутана к сумме изо- и н-бутана; «соотношение бутилена и бутана» как отношение бутилена к сумме бутилена и бутанов.
При статистическом анализе газометричсских данных была выявлена полимодальность выборок всех полеобразуюших компонентов. Было сделано предположение, что на полимодальность влияет тектонический фактор. Исходная выборка была разделена на подвыборки в соответствии с принадлежностью к основным структурно-тектоническим элементам: Новороссийско-Лазвревскому синклинорию, Туапсинско-му прогибу, валу Шатского. Сходимость выборок проверялась параметрическими критериями Фишера и Стьюдента и были установлены статистически значимые различия между параметрами распределения сформированных подвыборок. Параметры распределения (оценки фоновых и аномальных значений), рассчитанные отдельно для каждого структурно-тектонического элемента для двух горизонтов опробования осадков, приведены в таблице 1.
По результатам статистической обработки были построены схемы распределения геохимических параметров в донных отложениях. Для построения предварительно рассчитывались гриды (регулярная сетка значений) с использованием программного пакета 2Мар, на основе которых строились схемы распределения УВГ в изолиниях с шагом, равным стандартному отклонению; схемы изменения геохимических критериев - в долях единиц для каждого структурного элемента. Для построения результирующих схем использовался ГИС-пакет Мар1п1о.
Глава 5. Основные закономерности формирования газового поля УВ в поверхностных осадках северо-восточной части Черного моря
С целью выяснения особенностей и закономерностей формирования газового поля было изучено распределение содержания УВГ в поверхностных осадках, и построены схемы распределения содержаний всех параметров газового поля (метана, суммы легких и суммы тяжелых его гомологов) для двух горизонтов опробования.
Распределение УВГ в поверхностных осадках. Содержание газовой фазы в поверхностных осадках изученной части акватории Черного моря существенно варьирует, изменяясь от 0,02*10'3 см3/кг до 1444,2 см3/кг. В ее состав входят углеводородные газы от метана до гексана включительно. При этом, метан преобладает среди УВГ - его содержание на порядок, часто на три порядка превосходит содержание гомологов.
Метан. Среди изученных структурно-тектонических элементов наиболее низкие фоновые содержания метана характерны для отложений Новороссийско-Лазаревского синклинория (2,0*10"3 в верхнем и 24,6*10"3 см7кг в нижнем интервалах опробования). В пределах вала Шатского фон метана на три порядка выше, чем в Ту-апсинском прогибе (69,2*103 см3/кг и 72,7*10° см3/кг- верхний и нижний интервалы опробования) и Новороссийско-Лазаревском синклинории (100,2*103 и 13399,9*10"3 см3/кг - в верхнем и нижнем соответственно). В донных отложениях всех структурно-тектонических элементов содержание метана в нижнем интервале опробования (в основ-
ном это новоэвксинские отложения) выше, чем в верхнем интервале (древнечерноморские осадки) (табл.1).
Таблица 1
Параметры распределения УВГ в донных отложениях
1* 2 Компонент газовой фазы Фон (среднее значение) Стандартное отклонение Флуктуации фона Слабоконтрастные аномалии Контраст-ные аномалии Высококонтрастные аномалии
Новоросснйско-Лазаревскнй синклинорий е о ? о о СН4 24.6 1.55 < 115.8 <545 <2566 >2566
с2н,гк:4н,0 0.70 1.73 <3.96 < 22.26 < 125.34 > 125.34
С5Н12—С$Н|4 0.88 1.51 <4.00 < 18.19 < 82.68 > 82.68
о 0 1 1Л сн4 2.0 1.05 <5.7 < 16.3 <46.3 >46.3
СгНб-КГдНщ 0.23 1.30 <0.84 <3.09 <11.34 > 11.34
С5Н12—СбНн 1.02 1.25 <3.54 < 12.32 < 42.86 > 42.86
Туапсннскнй прогиб ООСн-ОО! СН4 72.7 1.35 <266.1 <975 <3569 >3569
С2Н6-КГ4Н10 1.39 0.22 <4.70 < 15.94 < 54.05 > 54.05
С!НцЮ(Нц 0.12 0.63 <0.23 <0.44 <0.83 >0.83
е о 2 СН4 69.2 1.72 <387 <2163 <12088 > 12088
С2Н6-С4Н10 0.82 1.05 <2.35 <6.70 < 19.13 > 19.13
С5Н12-СбН|4 0.06 0.69 <0.12 <0.23 <0.45 >0.45
Вал Шатского о о о е сн4 13400 0.96 < 34857 < 90672 < 235862 > 235862
СгНб-К^Ню 0.37 1.09 < 1.10 <3.25 <9.66 >9.66
^Ни^Нц 0.07 1.10 <0.21 <0.63 < 1.91 > 1.91
001-05 сн4 100.2 1.33 < 379.2 < 1435 <5432 >5432
С2Н6^С4Н10 0.40 0.93 < 1.03 <2.62 <6.66 >6.66
С5Н12+С6Н14 0.07 1.09 <0.20 <0.60 < 1.80 > 1.80
Примечания: *1 -структурно-тектонический элемент, 2- интервал опробования (см); содержания газовой фазы даны в п*10"3 см3/кг
Наиболее значительная неоднородность поля метана, определяемая величиной дисперсии, характерна для отложений Туапсинского прогиба. Минимальная дисперсия отмечена в отложениях вала Шатского.
Анализируя схемы распределения метана (рис. 3), следует отметить явно выраженную субширотную зональность геохимического поля, совпадающую с простиранием основных структурно-тектонических элементов. Условно в газовом поле можно выделить северную, центральную и южную зоны.
37°В 38°В 39°В 40°В
Рис. 3 Схема распределения метана в донных отложениях нижнего горизонта опробования
Условные обозначения (к рис. 2 - 4): содержание газа в донных отложениях: 1 - фоновые значения, 2 - флуктуации фона, 3 - слабоконтрастные аномалии, 4 - контрастные аномалии, 5 - высококонтрастные аномалии; 6 - структурно-тектонические элементы и их границы (I - Новороссийско-Лазаревский синклинорий, II - Туапсинский прогиб, III - вал Шатского); 7 - региональные разрывные нарушения: 8 - локальные поднятия (1-Свободная, 2-Муратова, 3-Т15, 4-Т121, 5-Т1, 6-Т13, 7-Т11. 8-Т7, 9-Т6, 10-Т2, 11-Т8, 12-Т10, 13-Т9, 14-Палласа. 15-Северо-Черноморская, 16-Южно-Дообская. 17-Мария, 18-Марина, 19-Ольгинская-4, 20-б/н); 9 - береговая линия, населенные пункты
Северная зона, соответствующая Новороссийско-Лазаревскому синклинорию, характеризуется дифференцированным газовым полем и наличием небольших по площади аномалий разной степени контрастности в отложениях нижнего интервала опробования и высококонтрастными площадными аномалиями в отложениях верхнего интервала.
В центральной зоне, соответствующей Туапсинскому прогибу, характер газового поля метана в нижнем интервале опробования (новоэвксиниские отложения)и в верхнем интервале (древнечерноморские отложения) различен. Для новоэвксинских отложений характерно дифференцированное поле с наличием площадных аномалий от слабоконтрастных до аномалий с ураганными концентрациями метана. Древнечерноморские отложения характеризуются относительно «спокойным» газовым полем с единичными слабоконтрастными и контрастными аномалиями
В донных отложениях южной зоны, которая соотносится с валом Шатского, зафиксированы преимущественно фоновые содержания газа и редкие, в основном, слабоконтрастные аномалии.
Легкие гомологи метана. Фоновые содержания суммы легких гомологов метана в донных отложениях рассматриваемых структурных элементов близки. Тем не менее, для Туапсинского прогиба характерен наиболее высокий фон (0,82*10° см3/кг и 1,39*10"3 см3/кг - верхний и нижний интервал опробования), несколько ниже фон в осадках Новороссийско-Лазаревского синклинория (0,23*10~3 см3/кг и 0,70*10 "' см3/кг
- верхний и нижний интервал), низкие фоновые содержание отмечено в отложениях вала Шатского (0,40*10"3 см3/кг и 0,37*10"3 см3/кг - верхний и нижний интервал). Максимальная дисперсия газового поля легких гомологов метана характерна для отложений Новороссийско-Лазаревского синклинория, минимальная - для новоэвксинских отложений Туапсинского прогиба.
В региональном газовом поле суммы легких гомологов метана ярко выраженной зональности нет, можно отметить, что северная и центральная зоны (Ново-российско-Лазаревский синклинорий и Туапсинский прогиб) имеют схожую картину распределения. Здесь на фоне площадных слабоконтрастных аномалий выделяются небольшие контрастные и высококонтрастные аномалии. Южная зона, соответствующая валу Шатского, характеризуется слабодифференцированным полем, здесь выделяется несколько небольших по площади слабоконтрастных аномалий (рис.4).
Тяжелые гомологи метана. Тяжелые гомологи метана находятся в подчиненном количестве в составе газовой фазы Для отложений Новороссийско-Лазаревского синклинория характерен высокий фон (1,02*10° см7кг и 0,88*10"3 см7кг
- верхний и нижний интервалов), для осадков Туапсинского прогиба фон ниже (0,06*10"3 см3/кг и 0,12*10"3 см3/кг - верхний и нижний интервалов), осадки вала Шатского характеризуются минимальным фоном (0,07*10" см7кг для обоих интервалов опробования). Анализируя схемы распределения суммы тяжелых гомолог ов метана, следует отметить выраженную зональность газового поля, в общем, соответствующую основным структурным элементам, а также идентичность основных особенностей распределения в верхнем и нижнем горизонтах опробования (рис. 5).Для северной зоны характерно относительно «спокойное поле» с небольшими по площади слабоконтрастными аномалиями. Центральная зона характеризуется сильно дифференцированным полем, наличием высококонтрастных аномалий различного размера. В пределах южной зоны преобладают фоновые значения с небольшими вариациями и редкие слабоконтрастные аномалии.
Помимо схем распределения основных параметров газового поля построены схемы геохимических критериев, по которым можно отметить следующие закономерности.
Критерий «соотношении бутилена и бутана» указывает на подток и деградацию жидких УВ. Наиболее высокие показатели относятся к антиклинальным склад-
кам Туапсинского прогиба и региональному надвигу на границе прогиба и вала Шат-ского.
37°В 38°В 39°В 40°В
Рис. 4. Схема распределения суммы легких гомологов метана в донных отложениях нижнего горизонта опробования. Условные обозначения см. рис.3
Критерий «отношение тяжелых гомологов к легким» указывает на преимущественно нефтяную составляющую аномалеобразующей залежи УВ. Высокие показатели критерия приурочены к грязевым вулканам Манганари и Нефтяной.
Критерии «отношение изо-бутана к н-бутану». В случае подтока жидких УВ и последующей биодеградация в поверхностных осадках происходит преобладание изо-бутана над н-бутаном. Точки (участки) с преобладанием изо-бутана относятся, в основном, к Туапсинскому прогибу, в меньшей степени к валу Шатского и Новорос-сийско-Лазаревскому синклинорию.
Закономерности формирования фоновой и аномальной составляющей газового поля УВ. В газовом поле поверхностных осадков северо-восточной части Черного моря присутствуют фоновая и аномальная составляющие.
Как показали результаты исследований, фоновая составляющая определяется мощностью и возрастом отложений осадочного чехла (рис.6). Так, повышенный фон метана характерен для вала Шатского, где разрез представлен маломощной толщей мезозойских (около 1 км) и эоцен-майкопских (1 км) отложений и сравнительно мощной толщей (около 2,5 км) миоцен-четвертичных отложений. Повышенный фон легких гомологов метана характерен для области, где наибольшей мощностью обладают эоцен-майкопские отложения (до 6 км) и сравнительно маломощны мезозойские (около 2 км) и миоцен-четвертичных (около 2 км) толщи. Это область Туапсинскиго прогиба. Область с маломощной толщей кайнозойских отложений (от первых сотен метров до полного отсутствия) и мощной мезозойской
толщей (до 5 км) характеризуется повышенным фоном тяжелых гомологов метана. Это область Новороссийско-Лазаревского синклинория.
37»в 38°В 39°В 40»в
Рис. 5. Схема распределения суммы тяжелых гомологов метана в донных отложениях нижнего горизонта опробования. Условные обозначения см. рис.3
Таким образом, соотношение мощностей более молодых и более древних отложений в разрезе определяет концентрацию компонентов фоновой составляющей газового поля в поверхностных осадках. Так, преобладающая мощность мезозойских отложений обеспечивает повышенный фон суммы тяжелых гомологов метана, мощная толща эоцен-майкопских отложений определяет повышенный фон суммы легких его гомологов, а мощная толща миоцен-четвертичных отложений обеспечивает высокий фон метана. С точки зрения развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем, можно сделать вывод о том, что области развития мезозойских НГМТ, которая вышла из «нефтяного окна» и находится, в основном, в зоне генерации газа, характеризуются повышенным фоном тяжелых гомологов метана в поверхностных осадках. Для области развития кайнозойской НМГТ, основная часть которой находится в зоне «нефтяного окна», характерен повышенный фон легких гомологов метана в поверхностных осадках. Область отсутствия действующей ГАУС и НМГТ отличается повышенным фоном метана.
Защищаемое положение 1 Фоновая составляющая газового поля в донных осадках северо-восточной части Черного моря контролируются структурными зонами с различным возрастом и мощностью слагающих их отложений осадочного чехла.
С5Н12-С6Н,4
Вал Шатского
Туапсинский прогиб
Новороссийско-Лазаревский синклинорий
Вал Шатского
Туапсинский прогиб
Новороссийско-Лазаревский синклинорий
Рис. 6 Фоновые значения компонентов газового поля для различных структурно-
тектонических элементов А - среднее содержание УВГ в отложениях нижнего горизонта опробования (1п), Б - геологический разрез вкрест простирания основных структурно-тектонических элементов северо-восточной части Черного моря
Рассмотрим особенности аномальной составляющей газового поля.
В Новороссийско-Лазаревском синклинории выделены аномалии метана, суммы легких гомологов и суммы тяжелых гомологов различного размера и контрастности. но наиболее ярко проявлены аномалии метана (рис. 2, 3, 4).
Сложное геологическое строение, наличие сильно дислоцированных и нарушенных пород определяет преимущественный тип массопереноса- фильтрационный.
На стабильный подток углеводородных газов, который может быть обеспечен наличием залежи УВ в разрезе, указывает аномалия газа в водной толще, которая была закартирована на траверзе м. Идокопас в процессе детализационных работ. Эта аномалия хорошо коррелирует с аномалиями метана в осадках.
Области возможного нефтенакопления проявляются в газовом поле в виде контрастных аномалий не только метана, но и его гомологов на траверзе г. Анапа. Здесь зафиксирован выход газообразных и жидких УВ-флюидов (Круглякова, 2009).
Часть аномалий контролируются областями региональных разрывных нарушений. Это аномалия метана и тяжелых гомологов, расположенные вдоль береговой линии на отрезке между траверзами Туапсе и Лазаревского. Площадные устойчивые аномалии всех компонентов газового поля, расположенные вдоль регионального надвига, отделяющего область Новрооссийско-Лазаревского синклинория от Туапсин-ского прогиба, выделяются на протяженном отрезке между траверзами Геленджика и Сочи. Региональные аномалии гомологов метана в этой области распространяются южнее в Туапсинский прогиб
В газовом поле выделены также аномалии, связанные с техногенными процессами, это аномалии мегана и легких гомологов в прибрежной зоне Новороссийской бухты и близ г. Туапсе, где расположены нефтеналивные базы.
Таким образом, аномальное газовое поле Новороссийско-Лазаревского синклинория обусловлено наличием залежей УВ в разрезе и техногенными загрязнениями.
По данным комплекса геолого-геофизических данных Новороссийско-Лазаревский синклинорий является областью развития мезозойской ГАУС. Результаты бассейнового моделирования показали, что к началу складкообразования в западной части орогена Большого Кавказа юрская нефтематеринская толща в пределах исследуемой акватории вышла из «нефтяного окна» и находилась в зоне генерации преимущественно газа.
Исключения составляют краевые части юрского палеобассейна, которые в современной структуре представлены восточным и западным замыканием Новороссийско-Лазаревского синклинория, включая Анапский выступ, где толща до настоящего времени может продуцировать нефть.
Таким образом, в возможных ловушках Новороссийско-Лазаревского синклинория следует ожидать, в основном, газовые залежи, только в краевых северозападной и юго-восточной частях - возможны скопления нефти.
Для Туапсинского прогиба характерно наличие контрастных локальных и площадных аномалий всех компонентов газового поля (рис. 3, 4, 5).
В формировании аномального газового поля в поверхностных отложениях Туапсинского прогиба принимают участие два типа массопереноса - диффузионный и фильтрационный.
По комплексу геолого-геофизических данных Туапсинский прогиб является областью развития мезозойской и кайнозойской ГАУС. Результаты бассейнового моделирования показали области возможного нефте и газонакопления, и позволили выделить области очагов генерации УВ. Сопоставляя результаты геохимических исследований и результаты бассейнового моделирования, можно сделать вывод о том, что небольшие контрастные аномалии метана и гомологов, приуроченные к локальным антиклинальным складкам, образованы за счет скоплений УВ в осадочной толще разреза, в то время, как региональные аномалии метана и его гомологов связаны с очага-
ми генерации УВ. Следует отметить, что в Туапсинском прогибе в результате фильтрационного масеопереноса вместе с газовой составляющей в составе флюида на поверхность попадает жидкая фаза, которая в процессе деградации образует газообразные непредельные УВ, в частности бутилен. Анализ геохимических критерии газового поля показал, что газовое поле в поверхностных осадках формируется за счет подтока как газовой, так и нефтяной составляющей, которая в процессе деградации образует аномальное поле бутилена и изо-бутана. В пределах Туапсинского прогиба в поверхностных донных отложениях обнаружены нефтепроявления на грязевых вулканах Нефтяной, Мапганари и Периклиналь.
В процессе детальных работ, проводимых в Туапсинском прогибе ЗАО «Черноморнефтегаз», был применен комплекс геохимических исследований, включающий в себя, кроме газометрии поверхностных осадков, изучение окислительно-восстановительного потенциала, минералогии псаммитовой фракции, исследование органического вещества. Кроме аномалий метана и его гомологов были выявлены аномалии окислительно-восстановительного потенциала (отрицательные аномалии ЕЬ), наличие аутигенных минералов - арагонита, кальцита, гипса, сульфидов; присутствие миграционных битумов нефтяного типа, визуальные нефтепроявления. Установлено, что большинство аномалий приурочено непосредственно к сводовым частям складок.
Анализ фораминифер в псаммитовой фракции осадков показал наличие переотложенных мезозойских и кайнозойских форм, которые указывают на область активного фильтрационного массопереноса и могут служить косвенным поисковым признаком очагов разгрузки глубинных флюидов. Кроме этого по переотложенным фораминиферам можно предполагать глубину очага разгрузки. Так в поверхностных осадках на структуре Т6 обнаружены переотложенные фораминиферы эоценового и олигоценового возраста, а на структуре Т2 возраст фораминифер датируется, начиная с позднемелового времени.
Региональная контрастная аномалия, прослеживающаяся в газовом поле легких и тяжелых гомологов метана на отрезке между траверзами м. Идокопас и п. Бетта соответствует самой погруженной части кайнозойской ГАУС, что указывает на ее связь с очагом генерации.
Региональная аномалия ураганных содержаний метана на границе с валом Шатского коррелирует с залежами газогидратов. На сейсмических и сейсмоакустиче-ских разрезах выявлены признаки наличия газогидратов - В Я Я, "яркое пятно", УАМР-аномалии. Поступление УВ происходит по региональному надвигу, областью скопления и образования газогидратов является погребенная палеодолина. Кроме аномалии метана здесь выделена зона повышенных значений бутилена и изо-бутана, наличие которых указывает на поступление и деградацию жидких УВ. Источниками поставки УВ в поверхностные отложения являются мезозойская и кайнозойская ГАУС. О глубине заложения разлома, являющегося каналом миграции можно судить по комплексу переотложенных фораминифер, возраст которых датирован от позднемелового до майкопского.
Таким образом, выяснено, что в формировании аномального газового поля в поверхностных осадках Туапсинского прогиба принимают участие два типа аномале-образующих объектов - залежи УВ в разрезе и области генерации УВ.
Вал Шатского характеризуется наличием редких, в основном, слабоконтрастных аномалий метана и его гомологов (рис. 3,4, 5).
Спокойная геологическая обстановка кайнозойской части разреза вала Шат-ского, отсутствие разрывных нарушений определяет тип массопереноса - диффузионный.
Аномалии всех компонентов газового поля проявлены в районе мезозойских поднятий Палласа, Мария, Ольгинская-4. В районе поднятия на траверзе г. Туапсе проявлены аномалии метана и легких гомологов, поднятие Южно-Дообское проявлено только в аномальном газовом поле метана. Поднятие на траверзе п. Лазаревское только в аномальном поле легких гомологов. Слабоконтрастные аномалии тяжелых гомологов метана наблюдаются в районе структуры Марина.
По результатам бассейнового моделирования вал Шатского является областью аккумуляции УВ мезозойской ГАУС в верхнеюрских-нижнемеловых поднятиях, которые, как следует из сейсмических данных, чаще всего представлены карбонатными постройками. Следовательно, в формировании аномального газового поля в поверхностных отложениях вала Шатского принимает участие один тип аномалеобразу-ющих объектов - залежи УВ.
Таким образом, анализ аномальной составляющей газового поля показал, что в донных отложениях северо-восточной части Черного моря аномалсобразующими объектами являются скопления УВ в разрезе и очаги генерации УВ. Тип аномалеобра-зующего объекта определяет размер аномалии. Небольшие по площади аномалии связаны с залежами УВ в разрезе, площадные аномалии - с наличием очага генерации УВ. Интенсивность аномалий зависит от типа массопереноса, который контролируется геологическим строением. Контрастные аномалии образуются за счет эффузионно-го массопереноса вещества в тектонически активных областях, слабоконтрастные устойчивые аномалии обеспечиваются наличием диффузионного массопереноса в неотектонически пассивных областях.
Исходя из выше сказанного, можно утверждать, что основную роль в формировании газового поля в поверхностных осадках Черного моря играет тектонический (структурный) фактор, который определяет литолого-стратиграфические особенности разреза, степень тектонической активности и дислокации пород.
Защищаемое положение 2. Аномалии содержания углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря имеют различное происхождение и связаны со скоплениями углеводородов в разрезе, областью генерации углеводородов, областью развития газогидратов, глубинными разломами и техногенным загрязнением.
Глава 6. Прогноз перспектив нефтегазоносиости северо-восточной части Черного
моря.
Анализ газогеохимических полей УВ позволил выделить области с различным характером и особенностями строения газового поля. Сопоставление особенностей газового поля и результатов трехмерного бассейнового моделирования, при выполнении которого использованы все известные на сегодня данные и представления о геологии и истории развития района, позволили выделить локальные участки аккумуляции УВ и прогнозировать возможный тип флюида залежи.
Оценка геологических рисков и вероятности открытия месторождения выполнена автором по методике Шеврон. Оценка проводилась по четырем факторам: наличие зрелой нефтематеринской толщи, наличие резервуара, наличие ловушки и фактор времени. Факторы оценивались как «неблагоприятный», «спорный»,
«нейтральный», «обнадеживающий», «благоприятный» с оценками от 0,1 до 0,9. Произведение оценок отдельных факторов является оценкой вероятности открытия месторождения.
Новороссийско-Лазаревского сипклииорий. В результате анализа газовых полей удалось выделить 13 участков вероятной разгрузки углеводородов, которые указывают на наличие залежей в нижележащей толще. Это участки в районе структур Свободная и Муратова, два участка на траверзе Анапа-Новороссийск, четыре участка на траверзе Геленджик-Архипо-Осиповка, два участка на траверзе Архипо-Осиповка-Туапсе, один участок в районе с. Лазаревское и два участка на траверзе Лазаревское-Сочи. Основным типом флюида является газ, на что указывает контрастные аномалии метана. На участках в районе структур Свободная и Муратова и на траверзе Абрао-Дюрсо можно предполагать нефтяные скопления, поскольку в газовом поле эта область выделяется не только аномалиями метана, но и контрастными аномалиями его гомологов. На этих участках показателен критерий «отношения бутилена к бутану», что указывает на возможный подток жидких УВ.
Таким образом, в результате комплексного анализа особенностей газового поля и результатов трехмерного бассейнового моделирования выделены 10 объектов вероятного газонакопления и 3 объекта вероятного нефтенакопления (рис. 7).
Оценка геологических рисков показала, что основным геологическим риском для объектов Новороссийско-Лазаревского синклинория является «характеристика ловушки», ее наличие, размеры и качество покрышки, что в свою очередь отвечает за размеры и сохранность залежи. Вероятность открытия месторождения УВ составляет - 0.256, что относится к низким геологическим рискам.
Туапсинский прогиб. Анализ аномалий газового поля позволяет выделить участки наиболее перспективные для поисков нефти и газа. Это участки в районах структур Т1, Т2, Т5, Т6, Т7, Т8, Т9, TIO. Til, Т13, Т15 и Т121, где выделяются контрастные аномалии метана, его гомологов, кроме того, высокие показатели критериев и результаты битуминологических исследований указывают на наличие нефтяной составляющей в составе миграционного флюида.
В результате комплексного анализа газового поля и данных трехмерного бассейнового моделирования в Туапсинском прогибе в качестве нефтеперспективных выделяется девять объектов, в качестве нефтегазоперспективных - четыре объекта. Нефтепроявления на вулканах Нефтяной, Манганари и Периклиналь указывают на наличие в разрезе активной углеводородной системы и высокую вероятность формирования скоплений, что не противоречит результатам моделирования. Исследования нефтяного материала (ВНИГНИ) показала, что нафтидопроявления в пределах вулкана Манганари генерированы однотипным преимущественно морским ОВ, претерпевшим интенсивную микробиальную переработку в диагенезе. Материнские отложения представлены глинами, накапливавшимися в относительно глубоководных условиях. Зрелость материнского ОВ на время эмиграции нефтей соответствовала верхам главной зоны нефтсобразования. По молекулярным характеристикам изученные нафтидопроявления в пределах вулкана Манганари имеют много общих черт с ранее изученными майкопскими нефтями.
На южном борту прогиба выделяется также область развития неструктурной ловушки - область развития «миоценовой палеодолины», где на сейсмических и сей-смоакустических разрезах отмечены признаки наличия газогидратов. Газогидраты выступают в роли флюидоупоров (рис. 7).
37°В 38°В 39°В 40°В
Рис. 7 Схема прогноза нефтеперспективных районов и объектов северо-восточной части Черного моря по данным анализа газогеохимических полей, бассейнового моделирования и оценки геологических рисков (вероятности открытия месторождений УВ)
Условные обозначения: возможные скопления УВ: 1 - нефтяные, 2 - газовые, 3 - нефтегазовые и газонефтяные; коэффициент вероятности открытия залежей УВ: 4 -0,403, 5 - 0,307, 6 - 0,256; 7 - структурно-тектонические элементы и их границы (I -Новороссийско-Лазаревский синклинорий, II - Туапсинский прогиб. III - вал Шатско-го); 8 - региональные разрывные нарушения; 9 - локальные поднятия (1-Свободная, 2-Муратова. 3-Т15. 4-Т121. 5-Т1, 6-Т13, 7-ТИ, 8-Т7, 9-Т6, 10-Т2, 11-Т8, 12-Т10, 13-Т9, 14-Палласа, 15-Северо-Черноморская, 16-Южно-Дообская, 17-Мария, 18-Марина, 19-Ольгинская-4, 20-б/н); 10 - береговая линия, населенные пункты
Анализ геологических рисков показал, что основные геологические риски в Туапсинском прогибе связаны с сохранностью залежей, в связи с современной тектонической активностью прогиба. Вероятность открытия месторождений составляет -0.403, что относится к низким геологическим рискам.
Вал Шатского. Анализ характера распределения параметров газового поля в комплексе с результатами моделирования позволил выделить наиболее перспективные участки для поисков нефти и газа. В первую очередь это поднятие Палласа, здесь отмечена устойчивые аномалии всех параметров газового поля и критерия «отношение бутилена к бутану». Такие же характеристики газового поля наблюдаются над структурами Южно-Дообское, Мария, Ольгинская-4. По результатам бассейнового модели-
рования на поднятии Палласа и структуре Южно-Дообская существует вероятность обнаружения газонефтяных скоплений; на структурах Мария, Ольгинская-4 и других, расположенных на северном борту вала Шатского, ожидаются преимущественно газовые скопления.
Таким образом, в пределах вала Шатского выделены три области вероятного газонефтенакопления в мезозойских отложениях: поднятие Палласа, структуры Южно-Дообская и Марина и три области вероятного газонакопления: структуры Мария, Ольгинская-4 и №20 на схеме. Кроме этого, вероятны скопления жидких УВ в майкопских отложениях поднятия Палласа, структур Мария, Ольгинская-4 и № 20 на схеме.
Анализ геологических рисков показал, что основными геологическими рисками для залежей в мезозойских структурах вала Шатского являются наличие нефте-материнской толщи наличие и качество резервуара. Вероятность открытия месторождения УВ оценивается, как 0,307, что относится к низким рискам.
Таким образом, для северо-восточной части Черного моря характерны низкие геологические риски открытия месторождений. Основные риски Новороссийско-Лазаревского синклинория связаны с наличием и обнаружением ловушки, Туапсин-ского прогиба - с сохранностью залежей, вала Шатского - с качеством резервуара (рис. 7).
Защищаемое положение 3. По данным анализа геохимических полей и результатам трехмерного бассейнового моделирования, в северо-восточной части Черного моря локализованы перспективные участки с преимущественно нефтяной, нефтегазовой или газовой аккумуляцией.
Рекомендации по проведению дальнейших работ. Анализ методик и результатов проведенных геохимических работ в Черном море в сопоставлении с региональными особенностями геохимических полей, результатами геологического обобщения и расчета модели развития ГАУС в районе позволяет сделать основные рекомендации по проведению дальнейших работ для повышения эффективности поисков нефти и газа и снижения геологических рисков в этой части акватории.
В Новороссийско-Лазаревском синклинории целесообразно наряду с грунтовой газовой съемкой проводить гидрогазосъемку, которая в условиях сложного геологического и геоморфологического строения дает хорошие результаты. В Туапсинском прогибе и на валу Шатского грунтовую газовую съемку следует совмещать с литогео-химическими (зоны аутигенной минерализации) и микрофаунистическими исследованиями (выявление зон активной разгрузки и датировкой материала). Использование современных химико-аналитических методов (TSF, газо-хроматография, масс-спектрометрия) для определения микросодержаний нефти в осадках.
Основным объектом опробования для Туапсинского прогиба и вала Шатского являются новоэвксинские отложения, который является опорным геохимическим горизонтом для глубоководной части Черного моря.
В процессе статистической обработки данных грунтовой газовой съемки необходимо учитывать геологическое строение района и рассчитывать фоновые и аномальные значения для каждого структурно-тектонического элемента отдельно. Оценка фона и выделение аномалий при дальнейших детальных работах на локальных участках в регионе должна проводиться с учетом региональных значений, которые даны в таблице 1.
Схемы распределения параметров газового поля целесообразно строить в относительных единицах отклонения от фона, т.е. схемы аномалий полеобразующих параметров (метана, суммы легких и суммы тяжелых его гомологов).
Заключение
В результате проведенных исследований были выявлены особенности формирования газового поля метана и его гомологов в поверхностных отложениях северовосточной части Черного моря. Исследования показали зависимость формирования газового поля от геологического строения. По результатам исследований рассчитаны фоновые и аномальные составляющие компонентов газового поля, и построены региональные карты аномалий метана и его гомологов в донных отложениях северовосточной части Черного моря.
Выявлено, что региональная фоновая составляющая газового поля зависит от соотношения мощностей более древних и более молодых отложений осадочного чехла и специфична для различных структурно-тектонических элементов. Так, преобладающая мощность мезозойских отложений обеспечивает повышенный фон суммы тяжелых гомологов метана, мощная толща эоцен-майкопских отложений определяет повышенный фон суммы легких его гомологов, а мощная толща миоцен-четвертичных отложений обеспечивает высокий фон метана. Кроме этого, установлено, что наличие мезозойской НМГГ в разрезе обеспечивает повышенный фон тяжелых гомологов метана, наличие кайнозойской НМГТ - повышенный фон легких гомологов, области отсутствия НМГТ характеризуются повышенным фоном метана.
Анализ аномальной составляющей газового поля показал, что в донных отложениях северо-восточной части Черного моря аномалеобразующими объектами являются скопления УВ в разрезе и очаги генерации УВ. Тип аномалеобразующего объекта определяет размер аномалии, так небольшие по площади аномалии связаны с залежами УВ в разрезе, площадные аномалии - с наличием очагов генерации УВ. Интенсивность аномалий зависит от типа массопереноса, который контролируется геологическим строением. Контрастные аномалии образуются за счет эффузионного массопереноса вещества в тектонически активных областях, слабоконтрастные устойчивые аномалии обеспечиваются наличием диффузионного массопереноса в тектонически пассивных областях.
Анализ геохимических полей и результатов трехмерного бассейнового моделирования позволил определить наиболее перспективные области для поисков залежей УВ; выделить локальные участки вероятных скоплений УВ и прогнозировать этажи нефтегазоносности в северо-восточной части Черного моря. Так, в Новороссий-ско-Лазаревском синклинории выделено десять участков возможного газонакопления и три участка возможного нефтенакопления в мезозойских отложениях. В Туапсин-ском прогибе выделено четыре участка вероятного нефтегазового накопления и девять участков вероятного нефтенакопления в кайнозойских отложениях. В пределах вала Шатского выделены три области вероятного газонефтенакопления и три области вероятного газонакопления в мезозойских поднятиях.
Оценка геологических рисков показала, что вероятность открытия месторождений в северо-восточной части Черного моря связана с низкими геологическими рисками. Так, вероятность открытия месторождения УВ в Новороссийско-Лазаревском синклинории составляет - 0.256, причем наибольшие риски связаны с наличием ловушек; вероятность открытия месторождений в Туапсинском прогибе составляет -
0,403, основные риски связаны с сохранностью залежей; вероятность открытия месторождения УВ на валу Шатского оценивается, как 0,307, где основные риски связаны с качеством резервуара.
Анализ методик и результатов проведенных геохимических работ позволяет сделать основные рекомендации по проведению дальнейших локальных геохимических исследований: в Новороссийско-Лазаревском синклинории целесообразно наряду с фунтовой газовой съемкой проводить гидрогазосъемку; в Туапсинском прогибе и на валу Шатского грунтовую газовую съемку следует совмещать с литогеохимическими, микрофаунистическими и битуминологическими исследованиями. Основным объектом опробования для Туапсинского прогиба и вала Шатского являются новоэвксин-ские отложения, который является опорным геохимическим горизонтом.
Список публикаций по теме диссертации
Статьи
1. Кругляков В.В., Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Прокопцев Г.Н.. К проблеме поисков залежей углеводородов на сложно построенных участках континентального склона // Докл. РАН. - 2000. - т.374. - № 1. - С. 94-98
2. Круглякова М.В., Кругляков В.В., Лавренова Е.А., Мараев С.Л. Акустические методы обнаружения газонасыщенных осадков в связи со строительством гидротехнических сооружений // Геология и геофизика. - 2002. - т.43. - № 7. - С. 706711.
3. Круглякова М.В., Кругляков В.В., Лавренова Е.А. Комплекс несейсмических методов для поисков углеводородов на сложно построенных участках континентального склона // Геология и геофизика. - 2003. - т.44. - № 3. - С. 202-208.
4. ByakovY, Kruglyakova .R, Chalenko L., Shevtsova N., Kruglyakova M. Natural oil and gas seeps Black Sea floor //Geo-Marine Letters: v. 24, N3, 2004, 150-162 p.
5. Лавренова E.A., Сенин. Б.В., Круглякова М.В. Нефтеносность кайнозойских отложений Туапсинского прогиба Черного моря/ Вопросы геологии и освоения недр юга России: Сб. научных статей/ Под ред. Н.Н.Погребного. Ростов н Д: Изд-во ЮНЦ РАН, 2007. С.124-132
6. Круглякова Р.П., Круглякова М.В., Шевцова Н.Т Геолого-геохимическая характеристика естественных проявлений углеводородов на дне Черного моря // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. - Киев: НАНУ. 2009, №1, стр. 37-51.
7. Лавренова Е.А., Круглякова М.В Результаты двухмерного бассейнового моделирования восточной части акватории Азова в связи с проблемой происхождения газовых залежей Азовского вала// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе - 2009. - №4 С. 23-24
8. Лавренова Е.А., Буркацкий О.Н., Шельтинг С.К., Аникеенко Р.В., Неводниченко С.П., Круглякова М.В., Марченко Е.Н. Использование ландшафтного картирования при выполнении морских экологических изысканий//3ащита окружающей среды в нефтегазовом комплексе - 2009. - №5
9. Lavrenova Е., Kruglyakova M. Spécifié features of temporal and spatial distributions of light hydrocarbons in the Sea of Azov //Geo-Marine Letters//2009. - Vol.30, № 3-4, P. 249-260
10. Лавренова E.A., Круглякова М.В Прогноз нефтегазоносное™ северо-восточной части Черного моря по результатам бассейнового моделирования// Автоматиза-
ция, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности - 2010. - №11 С. 1724
Тезисы докладов на конференциях
11. Круглякова М.В., Лавренова Е.А. Акустические методы как основа поисков залежей углеводородов в сложных сейсмогеологических условиях континентальных окраин //Тезисы докладов международной конференции молодых ученых и специалистов «Геофизика-99». - Сашсг-Петербург. - 1999. - с.71-72
12. M.Kruglyakova, E.Lavrenova, V.Kruglyakov, S.Maraev. Shallow gas as a hazard for pipeline routing and technology of its identification//VI International Conference on gas in marine sediments. Abstracts Book. Russia, St.Petersburg. 2000, pp. 60-62
13. E.Lavrenova, M.Kruglyakova, V.Kruglyakov. Complex of nonseismic methods for hydrocarbons prospecting at complicate conditions of continental slope//VI International Conference on gas in marine sediments. Abstracts Book. Russia, St.Petersburg. 2000, pp. 69-71
14. Круглякова M.B., Лавренова Е.А.Туапсинский прогиб Черного моря. Перспективы нефтегазоносности //Геология морей и океанов: Тезисы докладов XIV Международной школы по морской геологии. - Москва. - Т.2. — 2001. -- с.282-283
15. Лавренова Е.А., Круглякова М.В., Метановые флюиды, как критерий при поисках залежей углеводородов на акваториях // Материалы пятой международной конференции Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа - Москва, 2001, -С. 276-276.
16. Круглякова Р.П., Зубова М.В., Шевцова Н.Т., Чапенко Л.А., Прокопцев Г.Н., Прокопцева Л.В., Круглякова М.В., Лавренова Е.А. - Геохимия газов Черного моря в связи с прогнозированием нефтегазоносности // Материалы пятой международной конференции Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа-Москва, 2001, - С. 259-260.
17. Кругляков В.В., Лавренова Е.А Круглякова М.В. Туапсинский прогиб - Кавказская олистострома первичнотектонической континентальной окраины Черного моря // Материалы пятой международной конференции Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа- Москва, 2001, - С. 254-255.
18. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. Новая находка газогидрата в экономических водах Украины в Черном море // Материалы конференции «Геодинамика и нефтегазоносные системы Черноморско-Каспийского региона». - Гурзуф, 2001. -С.82
19. Кругляков В.В., Нечаева О.Л.. Круглякова М.В. Некоторые результаты исследования ОВ пород акватории Черного моря // Тезисы докладов научно-практической конференции Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ - М.:ВНИГНИ, 2001. - С. 79-80.
20. Byakov Y. Kruglyakova R., Kruglyakova M. Gas hydrates of the Black Sea sediments section /1'езисы докладов. International conference Mineral of the ocean -St.Petersburg 2002. - p. 159-160
21. M.Kruglyakova, E.Lavrenova, Methods of statistical analysis of analytical data to describe hydrocarbons gas-fields in marine sediments//VII-the international conference "Gas in marine sediments", abstracts book, Azerbaijan, Baku, 2002 - p. 99
22. Лавренова E.A., Круглякова М.В. Комплексные геохимические аномалии в современных осадках в аспекте перспектив нефтегазоносности Кавказской конти-
нентальной окраины // Тезисы докладов конференции «Черное море: проблемы и стратегия, экология и освоение ресурсов, водородная энергетика».- Батуми. -2004. - с.
23. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. К вопросу о генезисе аномалии метана в донных отложениях подножия континентального склона (Юго-Восточная часть Черного моря)//Тезисы докладов второй международной конференции «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей».- Геленджик. - 2005. С. - 158-159.
24. Lavrenova Elena, Krugliyakova Mariya Geological and geochemical description of bottom deposits and breccia of mud voléanos. Tuapse trough .Back sea. //Abstract book VIII International conference on gas in marine sediments. - Vigo(Spain). - 2005. -c.112
25. Krugliyakova, Mariya, Lavrenova Elena Characteristic of normal and anomalous fields of light hydrocarbons in bottom deposits of north-east part of the Black Sea. //Abstract book VIII International conference on gas in marine sediments. - Vi-go(Spain).-2005.-c.112
26. Лавренова E.A., Круглякова М.В. Особенности строения верхней части осадочного чехла Туапсинского прогиба Черного моря //Тезисы шестой международной конференции «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черномор-ско-Каспийского региона». - Крым. - 2005. С. 123
27. Лавренова Е.А., Буркацкий О.Н., Шельтинг С.К., Аникеенко Р.В., Неводниченко С.П., Круглякова М.В., Марченко E.H. Использование ландшафтного картирования при выполнении морских инженерно-экологических изысканий// 25 конференция «Охрана окружающей среды при освоении нефтегазовых месторождений». - Туапсе, 2005. С. - 23-24
28. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. Новые данные о геологическом строении Туапсинского прогиба Черного моря //Тезисы докладов XVI Международной школы морской геологии. - Москва. -2005. С. 144-145
29. Лавренова Е.А., Савченко В.И., Круглякова М.В. Основные закономерности распределения углеводородных газов в современных осадках Азовского моря //Тезисы докладов третей международной конференции «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей».- Геленджик. -2006. С. - 135-137
30. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. Результаты многолетних газогеохимических исследований в пределах перспективных на уг леводороды площадей Азовского моря// Тезисы научно-практической конференции Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов. - Новосибирск. 2008.
31. Лавренова Е.А., Круглякова М.В. О стационарных газовых аномалиях в морской воде и донных осадках над перспективными структурами переходного комплекса в Азовском море// Тезисы дегазация Земли 2008
32. Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Круглякова Р.Г1. Особенности геохимии углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного мо-ря/АГезисы докладов шестой международной конференции «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей» - Геленджик. - 2009. С.
33. Круглякова М.В., Лавренова Е.А., Круглякова Р.П. Анализ геохимических полей углеводородных газов в донных отложениях Черного моря в связи с поисками нефти и газа //Тезисы докладов четвертой международной конференции и выставки «К новым открытиям через интеграцию геонаук». - Санкт-Петербург. -2010
34. Лавренова Е.Л., Круглякова М.В., Горбунов A.A. Результаты трехмерного бассейнового моделирования северо-восточной части Черного моря // Тезисы докладов седьмой международной конференции «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей» - Геленджик. - 2010. С. 121.
35. Лавренова Е.А., Круглякова М.В., Горбунов A.A. Происхождение кайнозойских скоплений углеводородных газов Азовского вала по результатам бассейнового моделирования // Тезисы докладов седьмой международной конференции «Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей» - Геленджик. -2010. С. 216.
36. Сенин Б.В., Лавренова Е.А., Круглякова М.В., Горбунов A.A. Мезо-кайнозойская история развития северо-восточного палеобассейна Черного моря // Тезисы докладов седьмой международной конференции «Нефть и г аз юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей» - Геленджик. -2010. С. 172.
Подписано в печать 10.07.2013. Формат бумаги 60х841/,6. Бумага офсетная. Усл. печ. л. 2. Заказ № 1603. Тираж 130.
Отпечатано в ООО «Геленджикская типография» 353460, г. Геленджик, ул. Ленина, 24
Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Круглякова, Мария Владимировна, Москва (Геленджик)
РГУ Нефти и газа им. Губкина, ОАО «Союзморгео»
На правах рукописи
/7
Круглякова Мария Владимировна
04201361997
ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОХИМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ В ДОННЫХ ОСАДКАХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ В СВЯЗИ С ПОИСКАМИ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых
месторождений
Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
Научный руководитель (консультант) д.г-м.н., проф. Керимов Вагиф Юнусович
Москва (Геленджик) - 2013
СОДЕРЖАНИЕ
СОДЕРЖАНИЕ...........................................................................................................................2
ВВЕДЕНИЕ...................................................................................................................................4
1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРИ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ РАБОТАХ.................................................................................................................................7
1.1. Основные теоретические положения геохимических методов поисков нефти и газа..........................................................................................................................7
1.2. Основные этапы становления и развития геохимических методов........■.........8
1.3. Геохимическая съемка по водной толще................................................................12
1.4. Геохимическая съемка по донным отложениям..................................................16
1.5. Геохимические исследования в северо-восточной части Черного моря......22
1.5.1. Газогеохимические съёмки...........................................................................................22
1.5.2. Изучение нефтематеринских свойств осадочных пород.........................................24
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ИССЛЕДОВАНИЙ ПО МАТЕРИАЛАМ РАНЕЕ ПРОВЕДЕННЫХ РАБОТ.....................................................27
2.1. Нефтегазоносность.........................................................................................................28
2.1.1. Основные элементы нефтегазогеологического районирования............................28
2.1.2. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Черноморской нефтегазоносной области...............................................................................................................................30
2.1.2.1. Новороссийско-Лазаревская ГНО...............................................................................30
2.1.2.2. ВНГО Туапсинского прогиба.......................................................................................32
2.1.2.3. ВНГО вала Ша/некого...................................................................................................32
2.2. Геоморфологическое строение района....................................................................33
2.2.1. Шельф................................................................................................................................33
2.2.2. Континентальный склон...............................................................................................34
2.2.3. Абиссальная Восточно-Черноморская впадина........................................................35
2.3. Главные структурные элементы района исследований......................................36
2.4. История геологического развития района..............................................................40
3. ГЕНЕРАЦИОННО-АККУМУЛЯЦИОННЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ТРЕХМЕРНОГО БАССЕЙНОВОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ........49
3.1. Входные данные для моделирования........................................................................49
3.2. Обоснование элементов генерационно-акумуляционных углеводородных систем................................................................................................51
3.3. Граничные условия, параметры расчета, допущения..........................................52
3.4. Результаты моделирования..........................................................................................53
3.4.1. Мезозойская ГАУС.........................................................................................................53
3.4.2. Кайнозойская ГАУС.......................................................................................................57
4. МЕТОДИКА ОБРАБОТКИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ АНАЛИТИЧЕСКИХ ДАННЫХ................................................................................................................................61
4.1. Фактический материал..................................................................................................61
4.2. Методы исследований....................................................................................................62
4.2.1. Донный пробоотбор и аналитические исследования...............................................62
4.2.2. Статистическая обработка аналитических данных.................................................62
4.2.3. Построение схем распределения углеводородных газов в донных отложениях. 65
5. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ ГАЗОВОГО ПОЛЯ УВ В ПОВЕРХНОСТНЫХ ОСАДКАХ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ......................................................................................................................................67
5.1. Распределение углеводородных газов в поверхностных осадках...................67
5.1.1. Метан.................................................................................................................................67
5.1.2. Легкие гомологи метана................................................................................................71
5.1.3. Тяжелые гомологи метана.............................................................................................74
5.1.4. Критерии...........................................................................................................................76
5.2. характеристика газового поля углеводородов в поверхностных осадках ...80
5.2.1. Нормальное (фоновое) газовое поле............................................................................81
5.2.2. Аномальное газовое поле...............................................................................................84
6. ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОРГАНИЗАЦИИ ГАЗОГЕОХИМИЧЕСКИХ СЪЕМОК............................................................................103
6.1. Выделение перспективных участков для поисков месторождений нефти
и газа..................................................................................................................................103
6.2. Оценка геологических рисков...................................................................................106
6.3. Рекомендации по организации газогеохимических съемок в районе.........111
ЗАКЛЮЧЕНИЕ.......................................................................................................................113
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ......................115
ВВЕДЕНИЕ
Изучение углеводородного потенциала Черноморского бассейна ведется с 60-х годов прошлого столетия. Месторождения нефти и газа открыты в западной части акватории - на шельфах Украины (Голицина, Шмидтовское, Одесса, Субботина и др.), Румынии (Восточная и Западная Лебада, Дойна-2, Дельта-4, Тротешь и др.), Болгарии (Галата, Калиакра, Каварна и др.), Турции (Акчакоджа, Аязли, Баянли и др.). В Российском секторе готовятся к поисково-разведочному бурению структуры Мария и Северо-Черноморская.
О существенном углеводородном потенциале северо-восточной части Черного моря свидетельствуют многочисленные очаги разгрузки фокусированных углеводородных потоков из глубинных источников по каналам подводных грязевых вулканов и тектоническим нарушениям, а также обнаруженные в последние годы прямые нефтепроявления в поверхностных осадках.
Газо-геохимические исследования являются неотъемлемой частью комплекса нефтегазопоисковых работ в регионах. К настоящему времени в северо-восточной части Черного моря выполнены значительные объемы газо-геохимических исследований. Но отсутствует обобщение этих материалов, которое необходимо для корректной оценки региональных составляющих газового поля, информация о которых существенно улучшит качество интерпретации локальных геохимических съемок.
В последнее время интерес к акватории Черного моря, как к объекту поисков УВ возрастает, в этой связи задачи повышения эффективности поисковых, в том числе геохимических методов исследований становятся весьма актуальными.
Целыо работы является выявление особенностей формирования газогеохимических полей приповерхностных донных отложений северо-восточной части Черного моря в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности акватории.
Для достижения поставленной цели были решены следующие задачи:
• собраны и проанализированы геологические данные по литературным и фондовым материалам, создана геологическая основа исследования с применением геоинформационных технологий, включая информационные и графические базы данных;
• собраны и систематизированы данные газо-геохимических исследований в северо-восточной части Черного моря;
• выявлены региональные закономерности распределения углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря;
• создана газо-геохимической основа и оценены перспективы нефтегазоносное™ шельфа и глубоководной области Черного моря с учетом закономерностей развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем;
• проведено районирование изучаемой части акватории и выделены наиболее перспективных участков для поисков углеводородов;
• проведена оценка геологических рисков вероятности открытия месторождений;
• проведен анализ эффективности геохимических методов и оптимизация методики морских газо-геохимических исследований для условий северо-восточной части Черного моря.
Основу диссертационной работы составил материал, собранный во время экспедиционных работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз» в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г.
В обобщение включены данные по содержанию углеводородных газов в осадках на более чем 1500 станциях опробования (более 30000 определений метана и его гомологов). Анализ выполнен в Центральной аналитической лаборатории ГНЦ ФГУГП «Южморгеология».
В диссертационной работе использованы опубликованные и фондовые материалы по геологическому, геоморфологическому строению, истории развития, результатам трехмерного бассейнового моделирования Черноморской впадины.
Научная новизна. В работе впервые обобщены результаты грунтовых газометрических исследований, выполненных в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г. и создана цифровая база геолого-геохимических данных. Выявлены особенности формирования регионального поля углеводородных газов и установлено, что основным фактором, контролирующим их распределение в приповерхностных донных отложениях, являются особенности геологического строения. Впервые обоснованы фоновые и аномальные значения содержаний метана и его гомологов для различных структурно-тектонических элементов района. Разработана оригинальная схема нефтегазогеологического районирования северо-восточной части Черного моря.
Практическая значимость работы. Выявлены наиболее перспективные участки акватории для поисков нефти и газа по результатам анализа газовых полей в донных отложениях и результатам трехмерного бассейнового моделирования.
Впервые проведена оценка геологических рисков открытия месторождений в северо-восточной части Черного моря, что позволяет оптимизировать дальнейшие нефтегазопоисковые исследования в регионе.
Разработанные автором рекомендации по методике поисковых геохимических исследований позволяют существенно повысить их эффективность.
Основные защищаемые положения:
1. Фоновая составляющая газового поля донных осадков северо-восточной части Черного моря контролируется структурными зонами с различным возрастом и мощностью слагающих их отложений осадочного чехла.
2. Аномалии содержания углеводородных газов в донных отложениях северовосточной части Черного моря имеют различное происхождение и связаны со скоплениями углеводородов в разрезе, областью генерации углеводородов, областью развития газогидратов, глубинными разломами и техногенным загрязнением.
3. По данным анализа геохимических полей и результатам трехмерного бассейнового моделирования, в северо-восточной части Черного моря локализованы перспективные участки с преимущественно нефтяной, нефтегазовой или газовой аккумуляцией.
Основные результаты выполненных автором исследований изложены в 36 публикациях, в том числе в 10 статьях, опубликованных в научных реферируемых журналах: «Доклады РАН» (2000), «Геология и геофизика» (2002, 2003), «Geo-Marine Letters» (2004, 2009), «Геология и полезные ископаемые мирового океана» (2009), «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (2009), «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» (2010), а также в виде 26 тезисов докладов на российских и международных конференциях, включая: «Gas in marine sediments» (2000, 2002. 2005. 2012), «Международная школа по морской геологии» (2001, 2005), «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2001), ВНИГНИ (2001), «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей» (2005, 2006, 2009, 2010), «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморско-Каспийского региона» (2001, 2005), «К новым открытиям через интеграцию геонаук» (2010), «Углеводородный потенциал больших глубин энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз» (2012).
1. ГЕОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПРИ МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОПОИСКОВЫХ
РАБОТАХ
1.1. Основные теоретические положения геохимических методов поисков
нефти и газа
Геохимическое поле - это пространственное распределение концентрации компонентов твердой, жидкой и газообразной фаз и физико-химических параметров геологического среды в пределах некоторой части пространства.
С точки зрения нефтегазопоисковой геохимии принципиальное значения имеют понятия о нормальном (НГП) и аномальном (АГП) геохимических полях, которые формируются в результате совокупного влияния разных геолого-геохимических факторов. Генетический фактор зависит от палеогеографических условий накопление осадков и определяет наличие толщ, способных генерировать УВ, толщ с различными проводящими и сорбционными свойствами, т.е определяет наличие генерационно-аккумуляционной системы (ГАУС). Тектонический фактор связан с древними и современными движениями земной коры, и определяет структурное и геоморфологическое строение. Постседиментационный фактор характеризует катагенные изменения, микробиологические процессы, вторичное минералообразование и изменения физико-химических свойств среды под влиянием скоплений УВ [Основы теории геохимических полей..., 1993].
Месторождения нефти и газа, находящиеся в ловушках осадочного чехла, отмечаются в разрезе осадочной толщи, в почвах и подпочвенном слое на дневной поверхности на суше в виде тех или иных проявлений. В донных осадках акваторий, водной толще или на водной поверхности они проявляются и фиксируются визуально, либо в виде микропросачиваний УВ и других сопутствующих флюидов, которые определяются в процессе проведения различного рода геохимических съемок. В случае макропроявлений доминирующим механизмом субвертикальной миграции УВ и других компонентов нефтегазовых скоплений являются эффузионные процессы, а в случае микроскопических - диффузионные. Однако в обоих случаях диффузия, являясь универсальным процессом, сопровождает субвертикальный энергомассоперенос. Итак, натурные наблюдения тепломассопереноса и модельные эксперименты в системе залежь -надпродуктивная толща - приповерхностные области свидетельствуют о субвертикальном потоке УВ и сопутствующих компонентов от скоплений нефти и газа через перекрывающую их толщу пород, а в море - и сквозь водные массы, вплоть до поверхности. При этом, если макропроявления могут быть отмечены визуальным путем, то микропроявления УВ и других компонентов можно обнаружить только различными видами геохимических исследований. Процессы фильтрации имеют большую
интенсивность, но происходят лишь на отдельных участках, где имеются дизъюнктивные нарушения, повышенная трещиноватость и области грязевого вулканизма. Интенсивность процесса диффузии невелика, но она происходит повсеместно. Интенсивность и направленность процессов миграции газов зависит от гидрогеологических и других особенностей изучаемой толщи пород. Указанные положения являются теоретической и методической основой для использования геохимических методов: исследований при прогнозировании и поисках месторождений нефти и газа, как на суше, так и на море [Технология нефтегазопоисковых геохимических исследований..., 1990].
Проведенные исследования подтвердили возможность выявления ореолов рассеяния мигрирующих газов путем анализа свободных, растворенных и сорбированных породами газов на разных уровнях разреза. При благоприятных геологических условиях и достаточно высокой чувствительности аппаратуры ореолы рассеяния, или иначе говоря, газовые аномалии, могут быть обнаружены в подпочвенных слоях. Интенсивность и направленность процессов миграции газов в толще пород зависит от ряда условий, которые определяют характер и форму аномалий.
1.2. Основные этапы становления и развития геохимических методов
Первым из прямых геохимических методов поисков нефти и газа была газовая съемка. разработанная В.А.Соколовым и основанная на определении микрогазопроявлений в поверхностных слоях исследуемых районов с помощью специально отработанной аппаратуры. Впоследствии научные идеи В.А.Соколова были развиты и усовершенствованы Г1. А. Антоновым, О. В. Барташевич. А. А. Геодекяном. Г.Г. Григорьевым, Ф.Г. Дадашевым. Д.М. Зорькиным. С.Л. Зубайраевым. Д.С. Коробовым, В. С. Лебедевым. И. В. Лопатиным. Г. А. Могилевским. А. В. Петуховым. Л. С. Кондратовым. Е. В. Стадником.. И.С. Сгаробинцем. М.И. Субботой и др. Опыт использования геохимических поисков нефти и газа (ГПНГ) на суше послужил основой для разработки их морских модификаций. В истории развития геохимических исследований на акваториях можно выделить т
-
Круглякова, Мария Владимировна
-
кандидата геолого-минералогических наук
-
Москва (Геленджик), 2013
-
ВАК 25.00.12
- Газохимические поля и прогноз нефтегазоносности морских акваторий
- Пространственно-генетические связи геохимических аномалий с залежами углеводородов на примере центральной части Катангской седловины
- Геохимические поиски морских месторождений нефти и газа
- Геохимические критерии раздельного прогнозирования зон преимущественного нефте- и газонакопления в молодых депрессиях (на примере западного борта Южно-Каспийской впадины)
- Геология и геохимия углеводородов Южнобайкальской впадины
