Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геохимические особенности миоценовых отложений Суданского сектора Красного моря в связи с перспективами нефтегазоносности

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические особенности миоценовых отложений Суданского сектора Красного моря в связи с перспективами нефтегазоносности"

РГ6 од

ГОСУДАРСТВЕННАЯ ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ АКАДОМЯ НЕФТИ. И ГАЗА им. И.М.ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 553.98:550.4 (624)

Мохамед Абдель Хайиз Алл

ГЕОЮГО-ГЕОЙЕЛНЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ 1,МОДЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ суданского СЕКТОРА КРАСНОГО ¡ДОРЯ в СВЯЗИ С ПЕРСПЕКТИВАМИ НЕВГЕГАЗОНОСНОСТИ

Специальность 04.00.17 - Геология, поислл и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 1993

Работа выполнена в Государственной Академии нефти и газа имени И.М.Губкина

Научный руководитель : доктор геолого-минералогических наук,

профессор А.С.Гаджи-Касумов

Официальные оппоненты : доктор геолого-минералогических наук,

профессор В.А.Чахмахчев кандидат геолого-минералогических наук, доцент Бордовская М.В.

Ведущая организация : Университет Дружбы Народов

имени П.Лумумбы

Залита состоится " _1993 года на заседании

Специализированного Совета Д.053.27.06 по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук при ГАНГ им.И.М.Губкина по специальности 04.00.17 "Геология, поис-

2-о

ки и разведка нефтяных и газовых месторождений " в 11 часов в ауд. 2*^2- .

Ваши отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью, просим направлять по адресу: 117917, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГАНГ им. И.М.1убхина.

Автореферат разослан 1993 г

Ученый секретарь Специализированного Совета У У А.В.Бухаров

Общдя характеристика.работы Актуальность работы

Нефть и газ занимают ведущее место в экономике многих стран, в том числе и Республики Судан. Поиски скоплений углеводородов в Судане являются в настоящее время вакнейшей задачей. Решение ее возможно лишь путем комплексного геологического, геофизического и геохимического исследований. •

В пределах зоны Суэцкого залива, нефтепроявления были установлены еще в 1868 году. Основная нефтегазоносность Красноморско-го бассейна связана с Суэцкой частью, где к началу этого века было выявлено свыше 25 преимущественно нефтяных месторождений, за-леки которых связаны с отлонениями миоцена и плиоцена.

Суданский сектор Красного моря охватывает среднюю часть западной акватории моря. Геологическое строение данного сектора характеризуется исключительной слокностью, обусловленной длительной и многоэтапной эволюцией всего Красноморского бассейна. В Суданском секторе Красного моря до бурения первых сквакин в 1961 году были проведены комплексные геологические, геофизические и геохимические исследования. В настоящее время в Суданском секторе пробурено 12 сквашш, вскрывших отлокения от меловых до четвертичных. Во многих из них б различных интервалах миоценового комплекса имели место газопроявления разной интенсивности. В образцах пород десяти сквакин были проведены геохимические анализы органического вещества (ОВ). Здесь необходимо отметить, что, несмотря на длительный период поисково-разведочных работ, геохимические методы поисков и разведки нефти и газа пока еще очень слабо использовались в пределах Суданского сектора Красного моря. В настоящее время совершенно очевидно, что геохимические исследо-

вания должны быть обязательными в комплексе поисково-разведочных работ на нефть и газ, они в значительной мере способствуют обнаружению новых залежей УВ.

Учение о нефтегазоматеринских отложениях является основный в современной осадочно-миграционной теории происхождения нефти, и выделение нефтегазоматеринских пород и оценка их нефтегенера-щюнного потенциала - важные практические результаты исследований в каждом конкретном осадочном бассейне или в одном из элементов его нефтегеологического районирования. В связи с этим на основе комплексных геохимических и термобарических исследований в сочетании с другими геологическими данными нами впервые была поставлена задача выявления нефтегазопроизводящих свит в Суданском секторе Красного моря, что способствует оценке перспектив нефте-газоносности и дает возможность предложить дальнейшие направления поисковых работ.

йель.-Вайй.'Ш

Выделение в разрезе пород Суданского сектора Красного ыоря нефтегазоматеринских свит, оценка перспектив нефтегазоносности и предложения по дальнейшему направлению поисковых работ. Основные задачи.исследований:

1. изучение общей характеристики нефтегазоматеринских пород.

2. определение степени зрелости ОВ пород.

3. оценка термобарических условий преобразования ОВ вУВ и их изменения в течение геологического времени;

4. выделение в разрезе отложений зон нефте- и газообразования; .

5. выделение нефтегазоматеринских и нефтегазопроизводящих

свит с целью оценки перспектив нефтегазоносности;

6. предложения по дальнейшему направлению поисковых работ на нефть и газ.

Научная новизнд

В Суданском секторе Красного моря впервые в сочетании с другими геологическими данными проведены комплексные геохимические и термобарические исследования, в результате чего были выделены нефтегазопроизводящие свиты в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности в этом секторе.

Практическая ценность работц

В результате комплекса геолого-геохимических и термрбари-ческих исследований выделены нефтегазоматеринские и нефтегазопроизводящие свиты в разрезе осадочных отлонений, предложены направления дальнейших поисковых работ.

Фа^ическид. материалы

В основу диссертационной работы положены результаты обобщения данных бурения, геолого-геофизических и геохимических работ, литературные и фондовые материалы, представленные автору Министерством энергетики Судана, а также результаты собственных исследований.

Стр.укту Ра. и. об^ем работу

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы страниц машинописного текста, 22 таблиц, 29 рисунков, список использованной литератуда включает №> наименований. Диссертация выполнена в ГАНГ имени И.Н.Губкина на кафедре теоретических основ поисков и разведки нефти и газа.Науч-

ный руководитель - доктор геолого-минералогических наук, профессор Гадаа-Касумов A.C., которому автор выражает искреннюю благодарность за ценные советы и непрерывную помощь в работе над диссертацией. Автор благодарит докторов геолого-минералогических \ наук, профессоров Мальцеву А.К., Ларина В.И. .научных сотрудников Слисскую М.П. и Марееву Л.А. за помощь в работе.

В главе I рассматривается история поисково-разведочных работ на нефть и газ в Суданском секторе Красного моря.

Отмечается, что поисково-разЕедочные работы здесь начались в начале 50-х годов. В этом секторе работали разные иностранные компании ("Адкип", "Генерал иксплотейнн", "Дигна", "Шеврон", "Техас эксгзрн","Тотал" и др.). Были проведены геологические, геофизические и геохимические исследования, а такке пробурены поисковые скважины. Результаты этих исследований позволили изучить стратиграфию отлоЕений в этом- секторе, изучить характер их изменения по ' площади и по разрезу. Эти исследования такке дали возможность изучить тектоническое строение сектора, выявить возможные породы коллекторы и порода-флюидоупода, изучить закономерности их изменения с глубиной и по площади. И, наконец, позволили определить наличие возможных ловушек с целью последующего выявления месторождений УВ. Ниже приводятся результаты бурения скважин.

Скважина Дурвара-I пробурена компанией "Адаип" в 1961 год? на мелководье к з.зпаду от острова Дурвара. При опробовании сква жины испытателем пластов в пределах формации Зейт были выявлены признаки нефти. Скважина Дурвара-2 бурилась там же, где и Дурва-ра-I и предназначалась для опробования более глубоких горизонтоз Опробованные интервалы в пределах Данганабской, Каримской и Рад

ской формаций показали здесь наличие газа. Сквакина ГЛагерсам-1 пробурена компанией "Адкип" в 1961 году на одноименном острове на закрытой, ограниченной сбросами антиклинальной структуре. При опробовании были зарегистрированы следы газа метана и этана в формации Хамамит. 3 верхних see формациях не было проведено опробование. Сквакина Данганаб-I пробурена компанией "Адашп" в 1962 год? на удлиненном, простиращемся с СЗ на ЮВ горсте. Признаки нефти и газа не были зарегистрированы. Скважина Марафит-I была последней скважиной, пробуренной компанией "Адаип", бурилась внутри горста, простирающегося с ВСВ на 303. В скважине не наблюдалось никаких признаков УВ. Скважина Башаер-IA пробурена компанией "Шеврон" в 1976 году. При опробовании признаки метана были отмечены в подошве формации Вардан. Горизонты сухого газа были отмечены в йорлации Зейта. Анализ газа показал, что он представлен, главным образом, метаном (87,88-93,85$)» этаном (до 2,08$) и очень малым количеством более высокомолекулярных гомологов, а таюке С02 (до 1,5$). Сквакина Башаер-2 пробурена компанией "Шеврон" и была ошибочно размещена за пределами структуры. Скьажина Суакин-I пробурена компанией "Шеврон" в 1976 году на структуре Суакин. При опробовании скважина дала на глубине 2317-23,25,7м (нижняя часть Зейтской формации) приток газа и конденсата. Дебит газа составил 195 тыс.^/сутки и конденсата 184 м^/сутки. Сквакина Южный Суакин-I пробурена компаниек "Шеврон" в 1977 году в зоне наличия крупных сбросов (зона Суакинского архипелага). Скважина забоем не Еышла из плиоценовых образований и не испытывалась. Скважина Дигна-I пробурена компанией "Юнион Техас" в 1982 г. в районе Делта Токар. Результаты опробования показали наличие этана в глинистых сланцах внутри формации Данганаб, а такие наличие га-

зов от метана до пропана в формации Белаим.

В главе П рассматриваются краткая литолого-стратиграфическая и фациальная характеристики осадочного чехла в Суданском секторе Красного моря. Строение разрезов Суданской части шельфовой зоны Красного моря изучено благодаря целому ряду глубоких сквахин и наземным геологическим и геофизическим исследованиям в четырех районах: Халаибском, Данганабском, Дкебел Сегам-Хор Аит и Токар -Суакинском архипелаге. В настоящее время имеется достаточно обоснованная схема корреляции разрезов этих районов, хотя остается еще ряд не вполне решенных вопросов относительно возраста отдельных стратиграфических подразделений, главным образом, в связи с недостатком палеонтологического материала. Отлокешя береговой равнины Судана и прилегающей к ней шельфовой зоны Красного моря расчленены на несколько формаций (домиоценовые, миоценовые и постмиоценовые формации), имевдих местное литостратиграфическое значение. Домиоценовые формации - это наиболее древние отлокения, относящиеся к дорифговой стадии развития региона, обнажаются на поверх носта в районе Данганабского залива. Формации такке вскдаты скважинами, пробуренными в этом заливе и юанее на Суакинском архипелаге (скважина Дурвара-2). Выделены две домиоценовые формации - ник-няя Мукавар (по возрасту отнесена к верхнему мелу - олигоцену) и Еерхняя Хамамит ( по возрасту отнесена к палеоцену-олигоцену и, возможно, к низам миоцена.

Формация Мукавар состоит, в основном, из глинистых сланцев и песчаников, ее мощность достигает 200 м. Формация Хамамит состоит из плохо отсортированных слоистых кварцевых и аркозовых песчаников: с чичевяцеобразнымя конгломератами, содержащими округлую гальку магматических пород, с прослоями аргиллитов и глинистых сланцев. Мощность формации Хамамит достигает 1000 м.

Миоценовые формации хорошо изучены как по обнажениям вдоль побережья Красного моря, так и в скважинах, пробуренных в районах задива Данганаб и архипелага Токар-Суакин. Миоценовые отложения были разделены на несколько формаций (снизу вверх): группа Магер-сам состоящую из двух формаций, Белаим, Данганаб и Зейт.

Формация Радус нижнего миоцена и формации Карим нижнего -среднего миоцена, которые составляют группу Магерсам, исследовались в пяти скважинах: Халаиб-I, Данганаб-1, Абутагара-1,Мара-фит-I и Дурвара-2. Разрез этой группы представлен уплотненными глинистыми породами, галдтами, песчаниками с про слот/л глинистых сланцев. Мощность достигает 980 м.

Шше фо ртдащш Магерсам несогласно залегают несколько горизонтов небольшой мощности С снизу вверх): подформации Хор Айт, Табанам, Абу Имама и подформация Дигна, объединяемые в формацию Белаим, возраст которой определяется как средний миоцен. Формация представлена галдтами и ангидритами с прослоями сланцевых глин, известняков и песчаников. Мощность формации достигает 260 м.

Выше по разрезу следует формация Данганаб верхнемиоценового возраста, формация представлена толщей калийных солей, гипса с пропластками из песчаников и глин, пестрых мергелей, а также тонкого интра-эвапорлтового сланца и аргиллита. Мощность формации изменяется в широких пределах от 72 в скважине Абушагара -I до 765 м в скважине Дурвара-2.

Выше по разрезу залегает формация Зейт, которая по времени охватывает поздний миоцен. Формация, в основном, представлена терригенными отложениями - песками и песчаниками, местами с прослоями ангидрита и глинистых сланцев. Мощность ее колеблется от 35 до 1815 м.

Постмиоценоше формации (плиоцен-плейстоцен) представлены обломочными породами и карбонатными породами рифового происхождения, называемыми группой Абу Шагара-1, которая подразделяется на формации (снизу вверх): Вардан и Абу Шагара. Разрез отложений.1 начинается с гравия и песка, завершается рифовыми известняками. Мощность группы Абу Шагара-1 достигает 1670 м.

Современные отложения представлены морскими осадками, включая рифовые образования многочисленных банок и отмелей.

В главе Ш рассматриваются общие черты тектонического строения Судана и рвфговой зоны Красного моря.

В пределах докембрийского фундамента Судана могут быть выделены две крупные области различного строения. К одаой из них принадлежит меньшая, восточная часть территории, прилегапцая к -Красному морю, известная как Красноморские холмы. Другая, большая по площади, преимущественно равнинная часть Судана. В пределах Красноморских холмов в строении фундамента платформы принимают участие, главным образом, метаморфические (метавулканические и метаосадочные) и интрузивные комплексы, образованные полностью поздним протерозоем. Тектоника фундамента платформы Красноморских гор Судана определяется складчатой структурой серии Ариаб-Арбаат. Эти структуры имеют главное северо-восточное направление и сопряжены с разломами различной величины. Наиболее крупная складчатая зона указанного направления проходит между районами Ариаб-Арбаат. Она делит дакеыбрийскую структуру Красноьюрских Холмов на две области: южную, где преобладают граниты и древние гнейсы, и северную, где распространены преимущественно зеленока-менные вулканогенно-осадочные серии верхнего протерозоя. На востоке Красноморских Холмов распространение докеыбрийских комплек-

^ов ограничено.лраевшш йзлбйаый рифтовой системыКрасного моря..--

В Суданском сегменте западной шельфовой зоны рифта Красного моря выделяются два осадочных бассейна, кжный и северный, характеризующиеся различной сложностью строения и глубиной залегания консолидированного фундамента. Бассейны разделены узким поднятием СВ-Ш направления.- Диагональное поднятие, раз делящее южный и северный бассейны, прослеживаются не только через весь осадочный бассейн шельфовой зоны рифта, но также через его осевой глубоководный трог, разделяя последний на две впадины. Более того, судя по резкому изгибу изобат, это поднятие пересекает также Аравийскую шельфовую зону рифта Красного моря. Ниже рассматривается строение Суданского сектора Красного моря по зонам.

Халаибская зона - располагается между северной границей Судана с Египтом и Рас-Хадарбой. В этой зоне кристаллический фундамент медленно погружается в восточном направлении. Батиметрические данные характеризуют мыс, что означает простирание фундамента в Красном море в форме ответвления, с одной стороны, и как бы отделение Халаибского района от остальной части прибрежной равнины, с другой. Сейсмические данные показали, что в этой зоне имеется ряд разрывных нарушений, одни из которых ориентированы в субширотном направлении, другие - с северо-запада на юго-восток, а третьи с юго-запада на северо-восток.

Зона Данганабского залива располагается между Рас-Хадарбой на севере и древней Ыохамед-Гол на юге. В этой зоне были отмечены малые и интенсивные гравитационные и магнитные аномалии. Яти аномалии связаны с кристаллическими сланцами, простирающимися в восточном направлении вне связи с региональным наклоном фундамента. Северная часть зоны между Рас-Хадарбой и Джебел Абу Имама с

геологической точки зрения является малоисследованной, но южная является хорошо изученной. Проведенные исследования показали, что граница между горами Красного моря и прибрежной равниной соответст вует сбросу с ориентацией северо-запад-юго-восток с опусканием-на востоке с 1000 до 1500 а. Этот сброс является одним из наиболее значительных структурных характеристик этой зоны. Второй значитель ный структурный элемент представляет собой гравитационный максимум, простирается от полуострова Абу Шагара в северо-западном направлении к Дкебел- Абу Имама. Этому гравитационному максимуму соответствует горст. Пробуренная в его пределах скважина Абу Ша-гара-1 обнаружила на глубине 2173 м кристаллический фундамент.

Зона Дкебел-Сегам-Хор Айг простирается юнснее деревни Моха-мед Гол на севере до окрестностей города Порт-Судан на юге. Наиболее важной структурой этой зоны является антиклиналь, простирающаяся от Хор Айт до Джебал Тобанам в северо-восток-юго-западном направлении. В районе Джебел-Сегам выявлены тектонические блоки, отделенные сбросами, но в целом они, как оказывается, образуют антиклинальную складку, подвергнутую разлому. Антиклинальная скла; ка располагается к северу от складки Хор Айт-Джебел Тобанам.

Токар-Суакинская зона - располагается южнее города Порт-Судан. Геофизические данные показывают, что миоценовые отложения в ее пределах образуют моноклиналь, постепенно опускающуюся в сторону Красного моря. Вдоль побережья зафиксирован разлом, раз-делящий береговую зону и более погруженную, соответствующую Суа-кинскому архипелагу. Помимо этого, моноклиналь осложнена серией продольных и поперечных разрывов, благодаря которым территория приобретает блоковое строение. Главным структурным элементом этой зоны считается грабен Токар. В отдельных блоках установлен

целый ряд антиклинальных поднятий, на двух из которых получены промышленные притоки газа и конденсата.

В главе 1У рассматриваются современные представления о нефтегазоматеринских свитах, общая характеристика нефтегазомате-ринских пород Суданского сектора Красного моря, современные представления об основных факторах нефтегазообразования и его стадийности, определение степени зрелости ОВ в осадочных породах Суданского сектора Красного моря.

Современные представление о неотегазоматеринсюк: ро родах

Комплекс признаков, которые рассматриваются в качестве диагностических для нефтегазоматеринских отложений, в основном, включают:

1) палеогеографические и геохимические условия накопления осадков;

2) литологические особенности отложений;

3) качество и количество ОВ пород;

4) геотектонические условия формирования и дальнейшего изменения отложений в ходе геологической истории.

Большинство исследователей считает, что нефгегазоматеринс-кие отложения являются осадками нормальных морских бассейнов, но некоторые исследователи допускают возможность накопления нефтега-зоыатеринских отложений в крупных пресноводных водоемах. По мнению ряда исследователей нефтегазоыатеринские отложения могут накапливаться только в условиях резковосстановительной среди ( Архангельский А.Д., Родионова К.Ф. и др.). Другие исследователи (Теодорович Г.И., Вассоевич Н.Б. и др.) считают, что накопление предположительно нефтегазопроизводящих отложений в различных райо-

нах происходило в условиях различных восстановительных геохимических фаций вплоть до слабовосстановительной.

По вопросу определения типа, породы нефтегазоматеринских свит существуют различные мнения. Все сторонники органического', происхождения нефти признают глинистые породы в качестве нефтегазоматеринских. Вопрос ке о возможности генерации углеводородов в карбонатных породах долго оставался дискуссионным, однако, в настоящее время имеется очень много материалов, подтверждающих существование карбонатных нефтегазоматеринских пород.

По мнению многих исследователей гумусовое ОВ продуцирует на всех стадиях катагенеза в основном углеводородные газы (преимущественно метан), а сапропелевое способно генерировать как жидкие, так и газообразные УВ. Однако,есть исследования, свидетельствующие о том, что тип исходного органического вещества не является основным влияющим фактором на состав конечных углеводородных продуктов в рассмотренных ими регионах.

По вопросу количества ОВ в нефтегазоматеринских породах в последнее время при накоплении фактического материала по разнш регионам было установлено, что содержание ОВ в нефтегазоматеринских свитах может быть различным, от весьма низкого (0,3-0,4) до двух-трех десятков процентов.

Ш^хшзакхардсхт давод

Изучение нефтегазоматеринских пород Суданского сектора Крас ного моря показало следующее:

Форыздия Мукавдр (верхний мел - олигоцен) включает в себя осадочные сланцы и мергели. Формация бедна ОВ, его содержание не превышает 0,3$, что связано с ее отложением в условиях сильного окисления. Таким образом, (Тормация Ыукавар не относится к нефте-

газоматеринской свите.

Формация Хамзмит (палеоцен-олигоцен и, возможно, низы миоцена) представлена в основном песками, песчаниками и конгломератами с прослоями аргиллитов и глинистых сланцев. Формация представлена породами, отложившимися в мелководных морских и солоновато-пресноводных условиях. Содержание ОВ в глинистых сланцах и аргиллитах 0,49$ и носит, в основном, сапропелевый характер. Формацию можно отнести к нефтегазоматеринским породам.

Формация Ра рус (нижний миоцен) состоит из карбонатов, глинистых сланцев и песчаников. Формация откладывалась в глубоководной морской восстановительной обстановке осадконакопления. Среднее содержание 0В 1,11-1,245?, ОВ представлено сапропелем как морского, так и континентального происхождения. Все это позволяет отнести формацию Раду с к нефтегазоматеринской свите.

Формация Карим (нижне-средний миоцен) представлена песчаниками, чередованием алевролитов с глинистыми сланцами и ангидритами. Условия ос ас.онакопления формации весьма разнообразны, от глубоководных морских отложений до мелководных. Среднее содержание ОБ в глинистых сланцах формации 1,615? ОВ сапропелевого типа. Следовательно, глинистые сланцы формации Карим можно отнести к нефтега-зоматерсяским.

Формация Белаим (средне-верхний миоцен), в основном состоит из доломитизироьанных известняков с прослоями песчаников и глинистых сланцев. 3 езной части сектора формация бедна органикой, в северной части отмечается маломощный пласт нефтегазоматеринских пород внутри фоц:ации Белаим. Здесь содержание ОВ 2,0-2,5% при значительном преобладании сапропелевого ОВ.

Глинистые сланцы внутри <1омзции Дангдндб содержат ОВ от

0,9 до 2,44$. ОВ здесь, в основном, гумусовое с низким содержанием сапропеля. Формация откладывалась в восстановительной обстановке осадконакопления. Глинистые сланцы внутри формации Данганаб можно отнести к нефтегазоматеринским породам.

ЩйШ2ДМ-§аЙХ (верхний миоцен), в основном, состоит из песков, отдельных прослоев глинистых сланцев, аргиллитов и эвапори-тов. Формация откладывалась в восстановительной геохимической обстановке в условиях от мелководных до глубоководных. Среднее содержание ОВ в глинистых сланцах колеблется от 0,5 до 8,32$. ОВ в основном, гумусового происхождения с низким содержанием сапропеля. Таким образом, глинистые сланцы формации можно отнести к нефтегазоматеринской свите.

В целом изучение нефтегазоштеринских пород в Суданском секторе Красного моря свидетельствует о следующем:

- содержание ОВ в породах этого сектора кларковое или выше кларкового. К отложениям, наиболее обогащенным ОВ, относятся формации Зейт (0,4-8,32$) и Данганаб (0,9-2,44$), наименьшее содержание ОВ отмечается в формации Мука вар - менее 0,3$;

- отмечается тенденция увеличения содержания ОВ различных формаций в восточном направлении, что является следствием возрастания здесь интенсивности прогибания и накопления осадков;

- в формациях Хамамит, Данганаб, Зейт и Абу Шагара ОВ носит, в основном, гумусовый характер, местами с сапропелевыми компонентами. ОВ формаций Радус,Карим и Белаим носит, в основном,сапропелевый характер;

- отмечается увеличение значения ОВ от древних к более молодым отложениям от 0,49 в домиоценовых формациях до 8,32$ в верхнемиоценовых, что свидетельствует о большом нефтегазоносном потенциале в миоценовых формациях;

- накопление осадков происходило в среде от слабо - до сильновосстановительной. . . —--------

Исхода из преимущественно субаквального характера условий формирования развитых в Суданском секторе осадочных пород и содержания достаточного количества QB теоретически все перечисленные в разрезе осадочного чехла формации (кроме Мукавар) могут рассматриваться как нефтегазоматеринские свиты.

Современные представления об основных йакторзх рвштегдзообразования и его стадийности

Большинство исследователей признает существование зависимости между характером и интенсивностью процессов нефтегазообразова-ния и температурой. Однако по вопросу о том, на какой стадии литогенеза из захороняемых в осадке QB происходит нефтегазообразо-вание, взгляды исследователей расходятся. Одни исследователи считают, что образование УВ нефтяного ряда начинается на стадии раннего диагенеза и продолжается в стадии катагенеза (Губкин И.М., БакировА.А., Еременко Н.А. и др.), другие считают, что образование нефтяных УВ происходит только на стадии катагенеза (Вассое-вичН.Б., Добрянский А.Ф., Ларская Е.С. и др.). Различные исследователи называют разные температурные зоны максимальной скорости процесса преобразования 0В. Но эти зоны, по мнению большинства исследователей, находятся в пределах, не нарушающих границу, предложенную Бассоевичем Н.Б. - от 60 до 150°С, хотя тлеются данные, свидетельствувдие о том, что генерация жидких УВ может происходить в пластах, залегающих значительно выше или ниже границы указанных температур. Кроме температуры, почти все сторонники теории биогенного происхождения нефти признают, что одним из главных факторов,

контролирующих преобразование ОВ в геохимической стадии, является давление, которое зависит от глубины погружения отложений, направленности и режима тектонических движений в течение каждого рассматриваемого геологического периода. По вопросу рэли геологического времени в процессе нефтегазообразования существуют две точки зрения. Одни исследователи считают ее крайне незначительной, другие придают этому фактору большое значение. По мнению Вассоевича Н.Б., Лопатина Н.В. я др., на конечную стадию преобразования ОВ влияют не только абсолютные значения температур, но и длительность преобразования ОВ в зоне высоких температур: они полагают, что геологическое время может компенсировать температуру при условии, что температура достигла какого-то минимума, необходимого для течения определенного типа реакции. По вопросу о глубине погружения нефтемат-еринских пород, при которой начинается активизация нефтеобразования и миграция нефтяных УВ из них в коллекторы, взгляда исследователей расходятся. Одни оценивают эту глубину в 1200-1500 м, другие - порядка 2000 м, а третьи считают, что миграция УВ из нефтегазопроизводшцих отложений в коллекторы происходит при глубине погружения бассейна не менее 2500 м. По мнению Бакирова А.А., глубина погружения, при которой начинается активизация нефтегазообразования из захороняе-мого ОВ и миграция УВ из нефтегазопроизводящих отложений в коллекторы, зависит от природы исходного ОВ, литологического состава вмещающих отложений, геотермического градиента в пределах рассматриваемой территории, продолжительности геологического времени воздействия определенных температур и давлений на вмещающие исходные ОВ отложения, а также в значительной степени зависит от особенностей и режима региональных тектонических движений в пределах исследуемых территорий в течение накопления рассматриваемого литолого-стра-

тигра$лчсского подразделения и в последующие периоды геологической истории.

.ОД л дсадочных люкязх

Здесь рассматриваются методы, позволяющие определить степень зрелости осадочных пород по отражательной способности витринита С В.0) и цветовому индексу спор (ЦИС).

В данной работе нам представилась возможность выявить соответствие степени зрелости ОВ как по данным отражательной способности витринита, так и по данным цветового индекса спор и на основании этого соответствия определять стадии катагенеза по Вассоеви-чу Н.Б. уже не по отражательной способности витринита С в случае его отсутствия), а по данным цветового индекса спор. Возможность такая представилась нам в связи с тем, что по одним и тем же скважинам, в одних и тех же интервалах разреза, по одним и тем же образцам мы имеем редко встречающиеся данные как по отражательной способности витринита так и по цветовому индексу спор. Используя обработку данных на ЭВМ' (метод наименьших квадратов), нами были рассчитаны корреляционные связи между отражательной способностью витринита (Е° ) цветовым индексам спор (ЦИС) и их глубинами залегания по скважинам: Суакин-1, Южный Суакин-1, Дурвара-2, Марафит-1, Дигна-1 и Ыагерсам-1.

Из сопоставления рассчитанных значений коэффициентов корреляции величины К0 и глубины залегания (Н), ЦИС и Н и их критических значений следует, что во всех шести скважинах существует положительная связь между величинами Е?, ЦИС и их глубинами залегания.

Учитывая полученные выше положительные результаты, нами был рассчитан коэффициент корреляции величин Е° и ВДС и построен график зависимости В? и ВДС по данным шести вышеназванных скважин. При сравнении рассчитанных коэффициентов корреляции величин Рч0, и ВДС, которые составляют 0,75, и его критических значений, которые составляют 0,22-0,23,- отмечается очень высокая связь между величинами Я0 и ЦИС.

Полученный график зависимости Е? и ЦИС позволяет нам с большой точностью вероятности определить степень зрелости 0В горючих сланцев и карбонатных пород этого сектора (т.е. подстадии катагенеза 0В и их градации, так как в подобных отложениях зачастую ват-ринит находится в аморфном состоянии или отсутствует, а споры почти всегда присутствуют в этих отложениях. Полученный график зависимости К? и ВДС позволяет также использовать его белее широко для других малоизученных регионов, так как при отсутствии в отложениях витринита можно с высокой степенью достоверности определить подстадии катагенеза 0В и их градации лишь по данным 1ШС. Полученные графики зависимости К? от Н и ВДС от Н позволили? определить степень зрелости ОБ формаций этого сектора по районам расположения скважин.

Прогноз базовой зонадздости УВ

Для того, чтобы иметь представление об основных факторах, влияющих на ход процесса преобразования ОБ в Суданском секторе Красного моря, наш была использована методика, предложенная Крмолкиным В.И. и Сороковой Е.И. (1986-1989). Согласно этой методике, в разрезе отложений выделяются две генетические ;легазо-ны: верхняя и нижняя. Основными признакам выделения генетических зон фазовой зональности УВ нижней терыобарической ыегазоны

являются температуры и коэффициенты аномальности пластовых давлений. В верхней мегазоне, где коэффициент аномальности пластовых давлений Ка.£- I, наряду с температурой необходимо учитывать время воздействия нарастащих температур на рассеянное ОВ. Для того, • чтобы изучить характер изменения во времени палеотектонических и геотермических условий и длительность влияния благоприятных температур для генерации углеводородов в Суданском секторе нами были построены графики изменения во времени палеотектонических и геотермических условий по районам расположения скважин: Магерсам-1 в северной части сектора, Дурвара-2 и Суакия в южной части Суданского сектора. Графики были построены по районам расположения скважин в связи с тем, что Суданский сектор имеет очень сложное геологическое строение (блоковое). Реконструкция палеотемдератур осуществлена согласно графикам Висковского Ю.В., характеризующим связь температуры поверхности фундамента с глубиной его залегания, возрастом консолидации и времени последнего интенсивного прогибания. На основании фактических материалов о пластовых давлениях на:л1 были изучены коэффициенты аномальности пластовых давлений (Ка) в районах расположения вышеуказанных скважин на разных глубинах согласно Формуле: Рй

Ка =

*г

где Р. - фактическое пластовое давление; 5?

Рр - гидростатическое давление, вычисленное для той же глубины.

Полученные результаты изучения термобарпческих условий генетической и фазовой зональностей углеводородов в Суданском секторе Красного моря позволяют сделать следующие выводы:

- Мукаварская формация, выявленная в северной части сектора.,- — уже генерировала газ и в настоящее время находится в переходной зоне между зоной генерации газа и зоной генерации конденсата;

- формация Хамамит в северной части сектора уже генериров&ла газ и в настоящее время находится в переходной зоне (между газовой и газоконденсатной) и, по-видимому, продолжает генерировать газ I и конденсат;

- формации Радус и Карим в районе расположения скважины Дурвара-2 в настоящее время генерирует газ;

- формация Белаим в северной и южной частях сектора в настоящее время генерирует газ;

- формация Данганаб в южной части сектора в настоящее время генерирует газ, в северной части сектора нижняя ее часть генерирует газ, а верхняя находится в газовой низкотемпературной зоне;

- формации Зейт и Вардан в северной части сектора находятся в газовой низкотемпературной зоне, то есть еще не находились в термобарических условиях, благоприятных для преобразования ОВ в нефть. В южной части сектора нижняя часть формации Зейта находится в зоне генерации газа, а ее верхняя часть в газовой низкотемпературной зоне ( в районе расположения скважины Дурвара-2). Нижняя часть формации Зейт в районе расположения скважины Суа-кин-1 уже смогла генерировать газ и в настоящее время генерирует ' конденсат, а ее верхняя часть в настоящее ьремя генерирует газ;

- в районе расположения скважины Суакпн-1 предполагается наличие скоплений нефти и газа в нижних формациях, естественно, при наличии нефтематеринских свит, высоких температур, давлений и ряда других факторов;

- в районе расположения скважины Магерсам и в восточном нап-

равлении от нее к моцо предполагается наличие скоплений конденсата в нижних формациях ( в случае присутствия этих формаций в восточном направлении);

- в Суданском секторе наблюдаются высокие скорости осадкона-копления, эти высокие скорости приводят к возникновению высоких коэффициентов аномальности пластовых давлений в связи с накоплением больших мощностей отложений;

- высокие скорости нарастания тешератур и аномально высокие пластовые давления являются основной причиной образования" газа в газовой зоне ранней генерации, хотя по показателю отражательной способности витринита и цветового индекса спор степень преобразования ОВ достаточно высока. Эти факторы и явились'основными причинами образования газовых и газоконденсатных месторождений в Суданском секторе Красного юря.

В этой главе также даются общие выводы о наличии нефтегазо-материнских и нефтегазопроизводящих пород в Суданском секторе Красного моря.

Негатегазопроазводящпе отложения - это те отложения, которые уже смогли произвести мякронефть. Нефтегазоглатеринские отложения -это те отложения, которые являются на данной стадии своего развития лишь потенциально нефтегазопроизводящими (Вассоевич Н.Б. и Неручев С.Г.).

За нижний предел содержания ОВ для нефтегазоматеринских пород принято 0,3$? - Акрамходааев А.М.(1979), Жузе Т.П. (1986), Май-мин З.Л. (1955) и Неручев С.Г. (1969) и др.

Результаты исследования термобарических условий формирования генетических зон нефтегазообразования с учетом диагностических признаков нефтегазоматеринских пород позволили нам подразде-

лить породы Суданского сектора Красного моря на нейтегазопроизво-дящие и нефтегазоматеринские и сделать следувдие выводы:

- формация Хамамит как в северной части сектора, так и в южной ее части, является газопроизводящей свитой с невысоким генерационным потенциалом (содержание ОБ 0,49$);

- формации Радус и Карим, вскрытые в южной части сектора, являются газопроизводящими свитами с высоким генерационным потенциалом (среднее содержание 0В 1,11-1,6©;

- глинистые сланцы формации Бела им в северной части сектора являются газопроизводшцими породами с высоким генерационным потенциалом (среднее содержание 0В 2,0-2,5). В южной части сектора формация не является нефтегазоматеринской ввиду низкого содержания органики;

- глинистые сланцы внутри формации Данганаб в южной части Суданского сектора являются газопроизводящими свитами. В северной ее части нижняя часть формации Данганаб является газопроизводящей свитой, а ее верхняя часть является газоматеринской свитой поскольку она находится в газовой низкотемпературной зоне;

- формация Зейт в северной части сектора является газоматеринской свитой, так как она находится в газовой низкотемпературной зоне, в южной части сектора нижняя часть формации относится

к газопроизводящей свите с очень высоким генерационным потенциалом (содержание ОВ 0,4-8,32$), а ее верхняя часть в районе расположения скважины Дурвара-2 относится к газоматеринским свитам, так как она находите^ в газовой низкотемпературной зоне и содержит ОВ больше 0,3$.

В главе У рассматриваются перспективы нефтегазоносности и направление поисково-разведочных работ в Суданском секторе Красного моря.

Для обоснования перспектив нефтегазоносности в Суданском секторе нами были изучены факторы, характеризующие перспективы нефтегазоносности. Эти факторы включали: наличие ловушек, пород-коллекторов и пород флюидоупоров, нефтегазопроизводящих пород. При этом, как было показано выше, анализ данных (KBI, 1986) и результаты исследований автора свидетельствует о том, что в пределах прибрежных равнин и прилегающей к ней шельфовой зоны Красного моря (сектор Судана) миоценовые отложения залегают в геохимических условиях, благоприятных для образования и скопления УВ.

Проведенные исследования дали возможность выделить возможные нефтегазоносные формации при определении направления поисково-разведочных работ в этом секторе. Отмечается, что в Суданском секторе до настоящего времени пробурено 12 скважин. Величина площади поисков, приходящаяся на одну скважину в этом секторе, составляет всего 2000 кв. км. Проведенный анализ бурения скважин в этом секторе показывает, что большинство пробуренных скважин в этом секторе находится в неблагоприятных структурных условиях, в связи с чем возможность выявления здесь крупных месторождений газа и нефти не монет быть полностью исключена. Отсюда вытекает необходимость резкого улучшения проводимых сейсморазведочных работ, с одной стороны, и более тщательная подготовка каждой выявленной на основании сейсморазведки структуры под глубокое бурение, с

другой.

Из четырех выделяемых зон в Суданском секторе Красного моря, наиболее перспективной зоной мы считаем зону Суакинского архипелага. В этой зоне миоценовые отложения очень хорошо развиты и включают в себя как нефтегазопроизводшцие породы, так и породы-коллекторы. С этими отложениями в зоне связаны месторождения газа (скважина Башаер-IA), газа и конденсата (скважина Суакин-I). Здесь необходи-

мо иметь в вида, что на структуре Суакин, где обнаружены скопления газа и конденсата, фундамент залегает на глубине 7000 м, а скважина Суакин-1 пробурена лишь до глубины 2744 м. Согласно геохимическим и термобарическим исследованиям, проведенным нами, ниже глубин 2800 м в этой скважине возможно наличие нефтяных скоплений. Поэтому здесь необходимо проведение сейсмических исследований для изучения глубокозалегавдих структур, а уже затем проводить глубокое бурение.

При изучении площадной зональности'размещения УВ в этой зоне отмечается, что на Башаерской структуре был получен газ их отложений верхнего миоцена, на Суакинской структуре был также получен газ с высоким содержанием конденсата из тех же отложений. При этом есть основание считать, что нефтеносность верхнего миоцена-будет возрастать к северу от Суакинской антиклинали, куда необходимо прежде всего направить сексыоразведочные работы для выявления ловушек и детализации строения каждой из них с целью получения площадей под глубокое бурение.

Следующей из наиболее перспективных зон мы считаем Халаибс-кую зону, ближайшую к территории Египта, где в досоленосном комплексе открыто нефтяное месторождение Хурдак.

Учитывая результаты газового каротажа в скважине Халаиб-1 и сходство миоценового разреза Халапбской зоны с миоценовым разрезом в Египте, необходимо б этой зоне провести сейсморазведочные исследования, направленные на выявление локальных структур в ниж-не-шоценовом комплексе с целью детализации строения каждой выявленной ловушки и подготовки ее под глубокое бурение.

Согласно нашим геохимическим и термобарическим исследованиям, перспективы нефтегазоносности зон Данганабской и Джебел-Сегам Хор-

Айт наименьшие в изучаемом районе.

Вшава

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы:

- формация Хамамит как в северной части сектора, так и в южной ее части является газопроизводвдей с невысоким генерационным потенциалом;

- формация Радус и Карим, вскрытые в южной части Суданского сектора Красного моря, являются газопроизводшцими свитами с высоким генерационным потенциалом;

- глинистые сланцы формации Белаим в северной части сектора являются газопроизводящими свитами с высоким генерационным потенциалом;

- глинистые сланцы внутри формации Данганаб в южной части сектора являются газопроизводящими свитами с высоким генерационным потенциалом. В северной части сектора нижняя часть формации также является газопроизводящей с высоким генерационным потенциалом;

- в южной части сектора формация Зейт является газопроизводящей свитой с высоким генерационным потенциалом;

- в районе расположения скважины Суакин предполагается наличие скоплений нефти и газа в досоленосных формациях. Также предполагается наличие скоплений нефти и газа в верхнемиоценовых формациях севернее Суакинской антиклинали;

- высокие скорости нарастания температур и аномально высокие пластовые давления являются основной причиной образования газа в газовой зоне ранней генерации, хотя по показателю отражательной способности витринита и цветового индекоа спор степень преобразо-

вания ОВ достаточно высока. Зти факторы и явились основными причинами образования газовых и газоконденсатных месторождений в Суданском секторе Красного моря.

— на основании комплекса геолого-геохиыических факторов неф-тегазоносности сделано заключение о том, что первоочередными объектами для проведения поисково-разведочных работ на нефть и газ в Суданском секторе Красного моря является территория, расположенная в зоне Суакинского архипелага к северу от Суакинской антиклинали, а также Халаибская зона: наименее перспективными объектами - Данганабская зона и северная часть зоны Джебел-Сегам-Хор-гАйт.

1. Возможность определения подстадий катагенеза ОВ и их градаций в горючих сланцах и карбонатных породах по данным цветового индекса спор.

2. Комплекс геохимических критериев с учетом термобарических условий преобразования ОВ с целью выделения нефтегазопроизво-дшцих свит в разрезе осадочных отложений данного сектора.

3. Комплекс критериев с целыо выделения первоочередных объектов для проведения поисковых работ на нефть и газ в Суданском секторе Красного моря.

Задивдеше положенид