|
УДК 553.98:550.812(262.81-12) |
Результаты и перспективы поисково-разведочных работ на туркменском шельфе Южного Каспия
А.И. АЛИЕВ (Гипроморнефтегаз)
Акватория туркменского шельфа Южного Каспия площадью 42 тыс. км2 (в том числе 30 тыс. км2 до глубины моря 50 м) охватывает значительную часть Южно-Каспийской впадины и включает два разнородных по строению структурных элемента - сильно дислоцированную и разбитую разрывными нарушениями инверсионную Прибалханскую зону поднятий (морское продолжение) и пологую субплатформенного типа ступень - наклоненную на запад структурную террасу обширного туркменского шельфа, развитую на крупном срединном массиве (рис. 1). С востока и запада ступень ограничена глубинными разломами субмеридионального простирания, по которым ступенчато опускаются блоки фундамента от Гограньдаг-Окаремской зоны поднятий на запад к глубоководной котловине Южного Каспия, что отражено и в строении верхнего структурного этажа осадочного выполнения. С юга она сочленяется глубинным разломом с Предэльбурским субширотным прогибом.
Красноцветная толща среднего плиоцена на морских площадях Прибалханского района и в Гограньдаг-Окаремской зоне поднятий на суше залегает на глубинах 1000-1200 м, резко погружается (до глубин 3000-4000 м) в пределах Туркменской структурной террасы и далее (до 6000 м и более) в глубоководной котловине Южного Каспия.
Мощность осадочного выполнения на морском продолжении Прибалханской зоны поднятий и Кызылкумского прогиба достигает 20 км и уменьшается в пределах Туркменской структурной террасы (до 15 км и менее). При этом наибольшее прогибание туркменский шельф Южного Каспия испытывал в неоген-четвертичное время. На территории Туркменской структурной террасы и Кызылкумского прогиба мощность только плиоцен-четвертичного комплекса достигает 7 км и уменьшается до 4- 4,5 км на морском продолжении Прибалханской зоны поднятий.
Обширная акватория туркменского шельфа шириной 200 км (в том числе 170 км с глубинами моря до 50 м) и открытие десятков месторождений нефти и газа на прилегающей суше, а также на морских площадях Прибалханского района выдвигает ее в число перспективных объектов для широкого разворота геолого-поисковых и разведочных работ.
Планомерные геолого-геофизические исследования на туркменском шельфе Южного Каспия проводились начиная с 50-х годов (грунтобатиметрические исследования, региональные гравиметрические работы и аэромагнитная съемка, ГСЗ, сейсморазведка, КМПВ, MOB, МОГТ, электроразведка и др.), и к 1986 г. здесь выявлено около 30 локальных структур, в том числе 8 на морском продолжении Прибалханской зоны поднятий. В фонде подготовленных к разведке структур числится 15 поднятий, из них 12 на Туркменской структурной террасе.
Глубокое поисковое бурение на туркменском шельфе Южного Каспия начато в 60-х годах на площади банки Жданова, нефтегазоносность которой была установлена в 1968 г. Это служило основанием для увеличения объема и расширения масштаба поисково-разведочных работ здесь. Наибольшие объемы поискового бурения были реализованы в 1971-1975 гг., что привело к открытию новых месторождений - банки ЛАМ, Ливанова-восточная, им. Баринова, Причелекенский купол. Из шести введенных в поисковое бурение площадей на морском продолжении Прибалханской зоны поднятий пять оказались промышленно нефтегазоносными. На площади им. Губкина небольшие промышленные притоки газа были получены из апшеронских отложений верхнего плиоцена.
К концу XI пятилетки начальные потенциальные ресурсы (НПР) УВ всего туркменского шельфа Южного Каспия реализованы (т. е. переведены в промышленные категории) всего на 3,5 %, а морской части Прибалханской зоны поднятий - на 13 %. Низкий уровень реализации НПР УВ при высокой результативности поисково-разведочных работ на морских площадях Прибалханского района связано со сложными геологическими условиями ведения буровых работ в связи с проявлениями АВПД в коллекторах и АВПоД в глинах. Кроме того, при вводе в ОПЭ и промышленную разработку месторождений банка ЛАМ и банка Жданова выявились низкие фильтрационные свойства коллекторов, а также неравномерная нефте- и газонасыщенность по разрезу и по площади, что отрицательно влияет на эффективность разведки и разработки указанных месторождений в морских условиях.
На месторождении банка Жданова из 29 пробуренных поисково-разведочных скважин в 15 были опробованы 35 объектов (в основном VIII, IX, X горизонты красноцветной толщи); продуктивными оказались 20. Из-за неоднородности коллекторов начальные дебиты скважин изменялись: нефти - от 7 до 180 т/сут, газа - от 10 тыс. до 1 млн. м3/сут, конденсата - от 10 до 350 т/сут. Вступившие в эксплуатацию с высокими начальными дебитами нефти и газа скважины спустя некоторое время резко снижают дебиты, что в конечном счете влияет на темпы разработки месторождения.
На месторождении банка ЛАМ из 20 пробуренных поисково-разведочных скважин в 12 было опробовано 52 объекта разреза красноцветной толщи и в 21 из них были получены промышленные притоки нефти (5-100 т/сут), газа (150-800 тыс. м3/сут) и конденсата (25-100 т/сут).
На площади им. Губкина протяженностью более 25 км пробурено девять поисковых скважин, восемь из них не дошли до проектных глубин и были ликвидированы. Только одна скважина на северном крыле складки была доведена до проектной глубины и вскрыла подкрасноцветные отложения. Промышленные притоки газа (200 тыс. м3/сут) были получены из апшеронских отложений (365-375 м) в скв. 8.
На площади им. Баринова пробурены две поисковые скважины. Одна была ликвидирована и не доведена до проектной глубины. Другая при опробовании VII горизонта красноцветной толщи в интервале 3025-2913 м фонтанировала с дебитом газа 500 м3 тыс./сут, конденсата - 100 т/сут.
На площади банка Ливанова-восточная из 10 пробуренных поисковых скважин в пяти получены промышленные притоки нефти (80 т/сут), газа (до 700 тыс. м3 /сут) и конденсата (до 100 т/сут) из основного объекта разведки - VIII горизонта красноцветной толщи.
Из пяти открытых на туркменском шельфе Южного Каспия месторождений два введены в ОПЭ и промышленную разработку, а остальные находятся на стадии доразведки. Продуктивными являются VIII, IX и X горизонты красноцветной толщи, а также вышележащие VII, VI, V и IV горизонты (в основном на месторождении банка ЛАМ).
Основной объем поисково-разведочного бурения на всех морских площадях Прибалханского района сосредоточен на северных крыльях структур, южные крылья их слабо освещены глубоким бурением и недостаточно изучены. Вместе с тем южные крылья всех структур Апшероно-Прибалханского порога представляют значительный интерес как весьма благоприятные ловушки для скопления нефти и газа на пути миграции УВ со стороны наиболее погруженных зон Южно-Каспийской впадины.
Из 70 в туркменском секторе Апшероно-Прибалханского порога поисково-разведочных скважин на южных крыльях структур пробурено всего семь, которые затем были ликвидированы.
Результаты поисково-разведочных работ на всем протяжении Апшероно-Прибалханского порога показали, что самая благоприятная для нефтегазонакопления апшеронская фация продуктивной толщи среднего плиоцена распространяется на востоке до структуры Промежуточная, восточнее которой развита фация красноцветной толщи. Есть все основания полагать, что в туркменском секторе порога в западном направлении улучшится фация коллекторов и увеличится песчанистость разреза красноцветной толщи, в частности в районе Ливановской группы складок, где, возможно, будет развита смешанная фация разреза среднего плиоцена. С этих позиций перспективы поисково-разведочных работ в туркменском секторе порога повышаются в западном направлении.
Значительную часть туркменского шельфа (85 %) охватывает структурная терраса, в пределах которой сейсмическими работами MOB-МОГТ выявлен и подготовлен к разведке целый ряд пологих субплатформенного типа структур с амплитудами до 200 м (см. рис. 1).
В настоящее время поисковое бурение здесь ведется на трех структурах (Огурчинская, Западно-Эрдеклинская и им. Ферсмана). Положительных результатов пока не получено.
Вскрытая часть разреза красноцветной толщи на площадях Огурчинской и Западно-Эрдеклинской отличается высокой песчанистостью (до 70 % разреза) по сравнению с прилегающими площадями Прибалханского и Гограньдаг-Окаремского районов. Это позволило на обширной акватории туркменского шельфа выделить самостоятельную огурчинскую фацию красноцветной толщи (А. И. Алиев, 1985 г.). Источником сноса терригенного материала огурчинской фации вряд ли могли быть расположенные на значительном расстоянии от этого района Западный Копет-Даг, Большой и Малый Балхан и Куба-Даг, так как в прилегающих к ним районах песчанистость разреза красноцветной толщи по отношению к огурчинской фации резко уменьшается.
Значительную часть туркменского шельфа Южного Каспия занимает выявленный гравиметрическими работами срединный массив, названный именем Ю.Н. Година. Здесь заметно сокращается мощность осадочного выполнения, причем более З км из них приходится на долю верхнеплиоцен-четвертичных отложений. Есть все основания полагать, что массив в течение мезозоя - кайнозоя представлял собой устойчивую область суши и питал терригенным материалом прилегающие бассейны осадконакопления. В периоды крупных трансгрессивных циклов осадконакопления указанный массив, по-видимому, превращался в область накопления мелководных осадков. К концу понтического времени в связи со значительной регрессией бассейна осадконакопления срединный массив Година, вероятно, представлял огромную область суши и в начале среднего плиоцена питал терригенным материалом окружающее мелководье. Эта суша была затоплена, возможно, во второй половине среднего плиоцена. О недавнем погружении срединного массива Година свидетельствуют очертания и значительная ширина туркменского шельфа, а также слабая дислоцированность осадков.
В свете изложенного надо полагать, что область максимальной мощности огурчинской фации красноцветной толщи протягивается в субширотном направлении на продолжении Кызылкумского прогиба и в субмеридиональном направлении к югу от о. Огурчинского. К юго-западу, в сторону срединного массива мощность красноцветной толщи, по-видимому, сокращается (рис. 2).
Палеогеографические и фациально геохимические условия формирования огурчинской фации красноцветной толщи были благоприятными для генерации и аккумуляции УВ, и безуспешность глубокого поискового бурения на площадях Огурчинской и Западно-Эрдеклинской не может быть основанием для отрицательной оценки перспектив нефтегазоносности этого района Южного Каспия. Дело в том; что на прилегающих участках Апшероно-Прибалханского порога (банка Жданова, банка ЛАМ, Ливанова-восточная и др.) и Гограньдаг-Окаремского района (Гограньдаг, Камышлджа, Окарем и др.) основным продуктивным интервалом разреза являются низы красноцветной толщи (VIII горизонт), которые еще не вскрыты на площадях Огурчинской и Западно-Эрдеклинской. Кроме того, учитывая особенности строения поднятий Туркменской структурной террасы, по-видимому, необходимо с новых позиций подходить к оценке критериев нефтегазоносности этого района. Принимая во внимание пологое залегание структур, здесь можно полагать смещение сводов или же залежей по нижним стратиграфическим интервалам.
В условиях неустановившегося гидродинамического равновесия среднеплиоценовой водонапорной системы Южно-Каспийской впадины, характерного для молодых депрессионных зон с активным тектоническим режимом, залежи в большинстве случаев смещены в направлении напора пластовых вод, что более ярко выражено в пологих структурах. Эту важнейшую особенность гидродинамического фактора при распределении залежей нефти и газа необходимо принимать во внимание при размещении поисковых скважин на пологих структурах туркменского шельфа. В частности, поисковые скважины на структурах рассматриваемого района должны быть размещены по крайней мере тремя профилями на большом расстоянии друг от друга с учетом охвата бурением значительной части ловушки. При больших глубинах залегания объектов разведки и значительных затратах на буровые работы здесь необходимо проведение детализационных сейсмических работ с прогнозированием залежей УВ.
За последние годы на юге туркменского шельфа выявлено и подготовлено к разведке несколько резко выраженных структур, протягивающихся с северо-запада на юго-восток (им. Ферсмана, Федынского, Вебера и др.). Тектоническое положение этой крупной линейно вытянутой зоны поднятий на северовосточном борту Предэльбруского прогиба на пути миграции УВ позволяет высоко оценивать перспективы их нефтегазоносности.
В 1986 г. здесь введена в поисковое бурение площадь им. Ферсмана с задачей вскрытия и изучения стратиграфического объема, литофации и нефтегазоносности красноцветной толщи.
В заключение следует отметить, что в пределах Туркменской структурной террасы Южного Каспия предполагаемые продуктивные интервалы разреза могут быть вскрыты на глубинах 5000-5500 м. Принимая во внимание фазовое состояние УВ и сверхвысокие термобарические параметры (пластовое давление более 60-70 МПа и температура свыше 120-130 °С), в указанном районе следует предполагать скопление газоконденсатных залежей с высоким содержанием конденсата (250-300 г/м3 и более) в газовой фазе.
Основными задачами поисково-разведочных работ на туркменском шельфе Южного Каспия являются: ускоренная доразведка выявленных месторождений (банка ЛАМ, Причелекенский купол, банка Ливанова-восточная и им. Баринова) и подготовка их к промышленной разработке; возобновление глубокого поискового бурения на всем протяжении площади им. Губкина с целью изучения разреза и нефтегазоносности красноцветной толщи, в первую очередь на южном крыле структуры; ускоренный ввод в поисковое бурение подготовленных перспективных площадей Ливанова-западная и Ливанова-центральная; проведение поисковых и детальных сейсмических работ в пределах Туркменской структурной террасы с целью выявления и подготовки к разведке новых перспективных площадей; интенсификация глубокого поискового бурения на перспективных площадях южной группы структур (Ферсмана, Федынского, Вебера, Научное и др.); разработка и внедрение эффективных прямых геофизических методов прогнозирования нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов и погребенных структур в пределах Туркменской структурной террасы с целью повышения эффективности глубокого поискового и разведочного бурения и ускоренного ввода в разработку выявленных на больших глубинах залежей нефти и газа.
Реализация указанных направлений поисково-разведочных работ позволит создать реальную базу развития нефтяной и газовой промышленности на туркменском шельфе на длительный период.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Али-заде А.А., Салаев С.Г., Алиев А.И. Научная оценка перспектив нефтегазоносности Азербайджана и Южного Каспия и направление поисково-разведочных работ. Баку, Элм, 1985.
2. Юсуфзаде X.Б. Разработка и разведка морских нефтегазовых месторождений. Баку, Азернешр, 1979.
Рис. 1. Тектоническая схема строения туркменского шельфа Южного Каспия
а - глубинные разломы; 6 - изогипсы поверхности консолидированной коры, км; в - изогипсы по СГ в верхах красноцветной толщи, м (по данным треста Каспнефтегазгеофизразведка); выявленные месторождения: г - нефтяные; д - нефтегазоконденсатные, е - газовые, ж - выявленные структуры; з - изобаты, м: Месторождения и перспективные структуры в пределах туркменского шельфа: 1 - Ливанова-западная, 2 - Ливанова-центральная, 3 - Ливанова-восточная, 4 - Баринова, 5 - Губкина, 6 - банка ЛАМ, 7 - банка Жданова, 8 - Причелекенский купол, 9 - Огурчинская, 10 - Западно-Огурчинская, 11 - Западно-Эрдеклинская, 12 - Южно-Огурчинская, 13 - им. XXV съезда, 14 - Северо-Окаремское, 15 - им. Ханлара, 16 - Камышлджа-море, 17 - Западно-Окаремское, 18 - Восточно-Чикишлярское, 19 - Ферсмана-западная, 20 - Ферсмана, 21 - Федынского, 22 - Научное, 23 - Западно-Чикишлярское-I, 24 - Западно-Чикишлярское-II, 25 - Шатского, 26 - Вебера, 27 - Дмитрова, 23 - Соловьева
Рис. 2. Карта литофаций и мощности красноцветной толщи:
1- грубообломочные породы, грубозернистые пески и суглиники; 2 - преимущественно песчано-алевритовые породы с маломощными прослоями глин; 3 - чередование песчано-алевритовых и глинистых пород; 4 - преимущественно глинистые образования, чередующиеся с песчано-алевритовыми породами; 5 - изопахиты, м