|
УДК 553.98.061.15(262.81-13) |
О времени формирования залежей нефти и газа Южного Каспия
А. А. НАРИМАНОВ (Каспморнефтегазпром)
В азербайджанском и туркменском секторах шельфовой зоны Южного Каспия расположено более 20 нефтегазовых и газоконденсатных месторождений. Дальнейшие перспективы нефтегазоносности Каспийского моря также связываются в основном с высокоамплитудными структурами Южного Каспия. Из более чем 125 структур из фонда перспективных по морю 64 % находятся в Южном Каспии, где на шельфе до глубины 200 м имеется около 60 положительных структур.
Начатое в 50-х годах активное освоение морских площадей привело к выявлению промышленной нефтегазоносности среднеплиоценовой толщи осадочных терригенных пород. В связи с этим была поставлена задача детального изучения геологического строения ловушек и условий возможного заполнения их УВ, что может оказать значительную помощь при поисковом бурении [3].
Шельф Южного Каспия по геотектоническому признаку подразделяется на Бакинский и Апшеронский архипелаги, Апшероно-Прибалханскую зону поднятий и Туркменскую структурную террассу с Южно-Туркменской складчатой зоной.
Палеотектонический анализ хорошо изученных бурением и разведочной геофизикой площадей Бакинского архипелага, южной части Апшеронского архипелага и туркменского сектора Апшероно-Прибалханской зоны поднятий дает основание утверждать, что антиклинальные ловушки по основному поисковому объекту - свите перерыва или ее аналогам-VII горизонту продуктивной толщи (ПТ) на западном и VIII горизонту красноцветной толщи (КТ) на восточном шельфе - начали формироваться к концу среднего плиоцена, а к его завершению уже имели вид пологих поднятий с углами наклона крыльев 5-9°. Со второй половины позднего плиоцена и в постплиоцене процессы образования ловушек протекали достаточно активно. В четвертичный период они отличались еще большей активностью и на современном этапе развития региона достигли максимальных проявлений. К концу позднего плиоцена ловушки антиклинального типа имели размеры, достаточные для размещения в них подавляющего объема УВ известных нефтегазовых скоплений. В настоящее время кровля свиты перерыва на большинстве структур сильно дислоцирована, это отразилось на углах падения слоев (от 20 до 40°). Объем ловушки часто зависит от угла наклона пластов.
В Южном Каспии известен ряд хорошо изученных месторождений, по которым можно определить этапы миграции и аккумуляции УВ методами, описанными в работе [7].
Наиболее оптимальные условия для расчетов имеются на газоконденсатном месторождении Булла-море. Здесь гипсометрически самая низкая отметка перфорации продуктивного интервала VII горизонта ПТ -6206 м, что при замкнутости ловушки по изолинии -6200 м свидетельствует о полной заполненности структуры. Произведенные по известным формулам подсчеты запасов газа при современных представлениях о том или ином подсчетном параметре и истории геологического развития структуры показали [5]: 1) к концу среднего плиоцена объем ловушки VII горизонта ПТ с высотой около 150 м, в случае полного заполнения его газом, мог вместить около 25 % известного объема газа; 2) за время верхнего плиоцена ловушка погрузилась на 1100 м (рис. 1), что обусловило повышение температуры пласта на 13 °С, давления на 13,2 МПа и наклона угла слоев на 10°, в результате чего при высоте уже 1150 м к концу верхнего плиоцена ловушка могла вместить около 96 % объема газа, т. е. в 3 раза больше, чем на конец среднеплиоценового времени; 3) за нижнеплейстоценовое время в ловушке может разместиться еще 40 % объема газа; 4) на конец четвертичного периода крутизна крыла ловушки достигла 26°, высота 1450 м. Однако с ростом крупной соседней Сангачалы-Буллинской структуры в начале среднего плейстоцена произошло некоторое раскрытие ловушки, что могло привести к перетоку 3,7% объема газа.
Нетрудно установить, что при существующих на современном этапе термобарических условиях площадь распространения возможных скоплений газа, аккумулировавшихся до конца века ПТ, составила бы 21 км2, т. е. в случае прекращения подтока газа с конца среднеплиоценового времени первоначальная залежь имела бы площадь в 3,9 раза меньшую площади современной ловушки и ограничивалась бы стратоизогипсой - 5500 м (см. рис. 1, А).
Аналогичные расчеты для жидкой фазы произведены нами для залежи VII горизонта ПТ месторождения Сангачалы - Дувавный-море - о. Булла, характеризующегося заполненностью до гидрозамка (рис. 2). Здесь нефтегазовая залежь в целом имеет протяженность до 7 км в плане. Высота залежи составляет около 2300 м, а ее единой ненарушенной северо-восточной части 1450 м. Расчеты показывают, что более половины объема вмещаемой нефти могло поступить в ловушку лишь в позднем плиоцене - четвертичном периоде (В связи со значительным размывом постплиоценовых осадков на площади Дуванный-море этапность развития структуры во времени взята по аналогии развития ее более погруженного юго-восточного продолжения, где в строении принимают участие все известные свиты и горизонты. Объем мигрировавших в постплиоценовое время УВ взят как разность между современными запасами и запасами нефти, возможно содержавшейся в ловушке в конце плиоцена.).
Время и механизм формирования газоконденсатных месторождений Зыря и Южное Апшеронской области детально изучены А.Г. Дурмишьяном [2], который дал оценку условиям миграции и накопления известных залежей всей области. Исследования показали, что к концу среднего плиоцена в ловушке ПК свиты месторождения Зыря могло содержаться 89 % современных начальных запасов газа, а на месторождении Южное 81 %. Однако в связи с активизацией процесса миграции IB и значительным увеличением газовмещающей способности погрузившейся ловушки, роль тектонических движений верхнего плиоцена - четвертичного периода в формировании залежей должна быть более существенной.
В туркменском секторе Каспия, к сожалению, нет ни одного месторождения или отдельного блока, в котором по объему скопившихся УВ можно было бы судить о времени его формирования. Однако на основе палеотектонического анализа развития отдельных структур исходя из представления о прямой зависимости степени активности передвижения пластового флюида от активности тектонических подвижек можно говорить о времени вероятной миграции УВ в ловушки. В частности, в результате реконструкции истории геотектонического развития относительно хорошо изученной брахиформной складки Банки Жданова установлено, что в конце среднего плиоцена наклон северо-восточного крыла не превышал 9°, а юго-западного - 6° (рис. 3). В позднеплиоценовый период фиксируется большая активность складкоформирующих движений, что привело к увеличению наклона северо-восточного крыла на 10°, а юго-западного на 5°. Причем большая дислоцированность отмечается за время от нижнего до середины среднего апшерона. В течение постплиоцена тектоническая активность не ослабевает и к современному этапу развития наклон северо-восточного крыла VII горизонта КТ достигает 26°, а юго-западного 14°. Таким образом, наглядно видно, что рост наиболее развитого северо-восточного крыла в позднеплиоцен-четвертичный период почти в 2 раза превысил таковой за продолжительный (4,2 млн. лет) среднеплиоценовый этап. Отсюда можно высказать предположение о большей вероятности миграции основных объемов нефти и газа известных и потенциальных месторождений туркменского шельфа в позднеплиоцен-четвертичный период.
Из вышеизложенного следует, что для обширной складчатой области Южного Каспия позднеплиоцен-четвертичный этап явился основным и главенствующим в формировании среднеплиоценовых ловушек нефти и газа и что основная масса УВ могла поступить в эти ловушки в период с середины позднего плиоцена до начала постплиоцена и в течение короткого промежутка времени от начала мезоплейстоцена до голоцена, хотя есть основания выделить и самостоятельную фазу миграции в первой половине среднего плиоцена [6].
Следует отметить, что еще Ш.Ф. Мехтиевым и В.А. Гориным (1961 г.) на примере хорошо изученных нефтяных месторождений Апшеронского полуострова было доказано существование древнекаспийской, плейстоценовой фазы миграции нефти и газа, имевшей немаловажное значение для конечной аккумуляции скоплений нефти и газа. Данные о формировании залежи нефти и газа Кеттльмен-Хиллс (Калифорния) не ранее плейстоцена приводятся А.И. Леворсеном (1958 г.). Известны также другие многочисленные факты, свидетельствующие о миграции УВ в плейстоценовое время. Так, например, в некоторых скважинах, пробуренных на площади о. Булла, наблюдались сильное газопроявление, выбросы и даже открытое фонтанирование газом (структурная скв. 20) из-под прослоев грязевулканической брекчии, излившейся в постплиоценовое время.
Однако и сейчас все еще встречаются утверждения о главенствующей роли среднеплиоценовой фазы складчатости в формировании ловушек нефти и газа [4] и о массовой планетарной миграции УВ до наступления четвертичного периода [1]. Подобные утверждения резко снижают перспективы нефтегазоносности молодых структур, сформированных за время с середины позднего плиоцена, каковыми являются большинство перспективных структур Южного Каспия. Знание же времени миграции основного объема УВ позволит в зависимости от времени формирования ловушек выделить первоочередные по степени перспективности объекты для поисков нефтегазовых скоплений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геологические критерии поисков новых объектов на нефть и газ на территории Украины. Под ред. В. Б. Порфирьева. Киев, Наукова думка, 1977.
2. Дурмишьян А.Г. О времени и механизме формирования газоконденсатных месторождений Апшеронской области.- Геология нефти и газа, 1972, № 11, с. 37-42.
3. Максимов С.П., Строганов В.П., Такаев Ю.Г. Состояние изученности проблемы «Время формирования залежей нефти и газа».- В кн.: Время формирования залежей нефти и газа. М., 1976, с. 5-17.
4. Махмудов Р.А. Основные черты геологического развития Бакинского архипелага в среднеплиоценовое время.- Докл. АН АзССР, 1979, т. XXXV, № 1, с. 75-79.
5. Нариманов А.А. Время формирования газоконденсатного месторождения Булла-море.- Азерб. нефт. хоз-во, 1982, № 9, с. 12-17.
6. Нариманов А.А. Главные фазы миграции нефти и газа в плиоцен-четвертичном комплексе отложений в пределах западного борта Южно-Каспийской впадины.- ЭИ ВНИИЭГазпрома. Геол., бур. и разр. газ. м-ний. М., 1983, № 5, с. 1-4.
7. Петровская Н.Л., Черников К.А. Методы определения времени формирования месторождений нефти и газа.- Обзор ВИЭМС, сер. геол., методы поиск, и разв, м-ний нефти и газа. М., 1976, с. 33.
Поступила 14/1Х 1984 г.
Рис. 1. Структурные (А) и палеоструктурные (Б) карты месторождения Булла-море.
1 - изогипсы, км, 2 - тектонические нарушения. Структурные карты по подошве: I-VII горизонта ПТ, II - верхнего плиоцена, III - постплиоцена, IV - среднего плейстоцена. Палеоструктурные карты по подошве VII горизонта ПТ к концу: V - среднего плиоцена, VI - верхнего плиоцена, VII - нижнего плейстоцена; по подошве верхнего плиоцена к концу: VIII - верхнего плиоцена, IX - нижнего плейстоцена, X - подошва постплиоцена к концу нижнего плейстоцена
Рис. 2. Геологический разрез месторождения Дуванный-море.
1 - коллекторы: а - нефтеносные, б - газоконденсатные, в - водоносные
Рис. 3. Палеотектонические профили месторождения БанкаЖданова.
Положение: а - к концу нижнего отдела среднего плиоцена, б - к концу среднего плиоцена, в -к середине позднего плиоцена (репер R), г - в плиоцене, д - современное