К оглавлению	УДК 553.98.041:551.763.1(262.5)
	© С.H. Окуловский, 1993

Прогноз фазового состояния УВ в ловушках верхнемеловых - палеоценовых отложений и перспективных зон - нефтегазонакопления на северо-западном шельфе Черного моря

С.Н. ОКУЛОВСКИЙ (ВНИПИшельф)

Многочисленные исследования рассеянного органического вещества (РОВ), битумоидов и керогенов карбонатных отложений верхнего мела и палеоцена в Равнинном Крыму [3] и эпизодические на северо-западном шельфе Черного моря указывают на незначительное содержание (до 0,1-0;5 %:) сингенетичного С_орг и наличие многочисленных проявлений эпигенетичного битумоида. Последний имеет в основном миграционное происхождение, приурочен обычно к трещинам, широко развитым в карбонатной толще, и генетически связан с более древними нижнемеловыми отложениями. Подтверждением служат совпадение участков широкого развития первичной миграции УВ в нижне- и верхнемеловых образованиях, результаты сопоставления элементного состава битумоида А этих пород с нефтями, данные люминесцентно-микроскопических, литолого-петрографических и других исследований [3].

Имеющиеся данные о коэффициентах аномальности пластовых давлений нижнемеловых и палеоценовых отложений позволяют сделать вывод о их близости на большей части северо-западного шельфа, что в совокупности с эллизионным гидродинамическим режимом свидетельствует о хорошей гидродинамической связи этих отложений в зонах разломов.

Ряд исследователей считает, что при наличии терригенно-карбонатных покрышек (без галогенных) сохранность залежей УВ (более первых десятков тысяч лет) обеспечивается при прочих благоприятных факторах подпиткой миграционными УВ, т.е. фазовое состояние существующих залежей в рассматриваемых отложениях в условиях северо-западного шельфа Черного моря должно в основном определяться составом УВ, мигрирующих из нефтегазоматеринской толщи на современном этапе геологического развития региона.

С учетом высказанных положений можно предположить, что в отложениях верхнего мела - палеоцена фазовое состояние мигрирующих и аккумулируемых УВ в зоне влияния разломов будет определяться, в первую очередь, фазовым состоянием УВ, генерируемых в настоящее время нижележащей нефтегазоматеринской толщей нижнего мела. Хотя в некоторой степени будут влиять и физическая сепарация, и физико-химические процессы в результате изменения термобарических условий, и захват аккумулированных УВ предыдущих фаз миграций.

Возможно, что на большей части акватории северо-западного шельфа в отложениях верхнего мела - палеоцена будут преобладать газовые и газоконденсатные залежи в силу наибольшей проникающей способности газа. И только в зонах разломов, проходящих через нижнемеловые, нефтегазоматеринские отложения, возможно образование нефтяных залежей. Размеры и масштабы ареала вторжения УВ в каждом конкретном случае будут определяться шириной зоны разлома, интенсивностью проявления дислокаций, мощностью осадочного чехла, присутствием в нем коллекторов и флюидоупоров и другими факторами.

По результатам исследований [1] изучения распространения запасов нефти и газа в зонах хорошо исследованных разломов получена эмпирическим путем ширина той зоны, где накапливается максимальное количество нефти и газа. Обычно она не превышает 20 км, однако в коллекторах, залегающих в верхней части разреза, залежи УВ могут удаляться от зоны разлома на 40-60 км. Это неслучайное явление. В зоне разлома происходит «многоступенчатая» миграция УВ, так как флюиды нефти и газа двигаются по латерали по внутрипластовым коллекторам до ближайшего оперяющего разлома, по которому они поднимаются до следующего гипсометрически выше залегающего коллектора, удаляясь таким образом от зоны основного разлома. При многофазной миграции УВ (на участках контакта зон с различной фазовой миграцией) в первую очередь из подземных вод в свободную фазу выделяется нефть, и ее залежи начинают образовываться непосредственно из зоны разлома. Газ же, как более подвижный, мигрирует по вышележащим комплексам, образуя залежи на некотором удалении от разлома, который в этом случае выполняет роль «сепаратора». Такая схема несколько идеализирована, но в принципе правильно отражает существо явления. Ширина системы микро- и макротрещин, возникающая в зоне формирования единичного разлома, зависит от масштаба тектонического нарушения: для локальных она не превышает 60- 70 м, а для региональных - не более 1,5 км [1].

С учетом высказанных положений, масштабов тектонических зон разломов на северо-западном шельфе Черного моря, прослеживающихся от нижнемеловых до палеоценовых отложений, построена прогнозная карта фазового состояния УВ в ловушках рассматриваемых пород (рис. 1). Самый широкий ареал вторжения УВ ожидается в зоне наиболее крупного на северо-западном шельфе Крымско-Сулинского разлома, причем на его наиболее нарушенном южном крыле. В связи с тем, что пересекающая разлом зона ГФН нижнемеловых отложений сравнительно узкая, то и участок вероятной миграции нефтяных эпигенетичных УВ, а, следовательно, и вероятного формирования нефтяных залежей в верхнемеловых-палеоценовых отложениях невелик. Ожидается, что основной поток УВ в пределах Крымско-Сулинской системы разломов будет представлен газоконденсатом и газом. Этот вывод подтверждается открытием Архангельского газового месторождения и газоконденсатного Штормового в палеоценовых отложениях.

В пределах восточной части Голицынско-Одесской разломной зоны преобладающим в потоке мигрирующих УВ является газоконденсат, что подтверждается открытием Голицынского и Шмидтовского газоконденсатных месторождений в палеоценовых и верхнемеловых (Маастрихт) отложениях соответственно. В западной части рассматриваемой разломной зоны преобладающими могут быть нефтяные УВ. Открытие газового Одесского месторождения в палеоценовых отложениях объясняется, по-видимому, тем, что оно находится на границе с зоной условно нефтегазоматеринских нижнемеловых пород (содержание РОВ <1 млн. т/км² при мощности менее 200 м) и сюда от промышленно нефтегазоматеринских пород, расположенных восточнее, могли дойти только наиболее подвижные УВ (рис. 2, 3).

Следует отметить, что в районах развития нижнемеловых условно нефтегазоматеринских пород в связи с отсутствием в них эмиграции УВ в промышленных масштабах в верхнемеловых - палеоценовых отложениях, по-видимому, будут отсутствовать значительные скопления УВ.

Представляется, что наибольшая площадь вероятной нефтяной миграции УВ расположена вдоль всего Северо-Эвксинского разлома с образованием дополнительной зоны, ответвляющейся на север до центральной части Каламитского вала и соответствующей, по-видимому, разлому, оперяющему Николаевский региональный разлом. Подтверждением может служить тот факт, что в зоне разлома, оперяющего разлом Печеняга-Камена (западное продолжение Северо-Эвксинского) и являющегося западной границей Краевой ступени (Румынский шельф), в отложениях верхнего мела открыто нефтяное месторождение Лебедь. Существует также вероятность наличия небольшой зоны нефтяной миграции УВ в районе Безымянного и средней части Голицынско-Одесского разломов.

Все выявленные месторождения в верхнемеловых - палеоценовых отложениях северо-западного шельфа приурочены к выделенным зонам Крымско-Сулинского и Голицынско-Одесского разломов, следовательно, и в зоне Северо-Эвкинского разлома возможно открытие залежей УВ, т.е. этот район может считаться перспективной зоной нефтегазонакопления в рассматриваемых отложениях.

Таким образом, исходя из эпигенетичности основной массы УВ, мигрирующей по системе тектонических разломов, соединяющих нефтегазоматеринские нижнемеловые с верхнемеловыми - палеоценовыми породами, и с учетом ширины зоны разломов, интенсивности дислокаций, мощности осадочного чехла и других данных построена карта прогноза фазового состояния УВ в ловушках рассматриваемых отложений, согласно которой предполагается формирование в основном газовых, газоконденсатных и незначительного количества нефтяных залежей на северо-западном шельфе Черного моря, что подтверждается открытием месторождений в соответствующих отложениях и зонах миграции.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гаврилов В.П. Происхождение нефти. - М.: Наука, 1986.

2. Окуловский С.Н. Очаги нефтегазогенерации и зоны нефтегазонакопления нижнемеловых отложений северо-западного шельфа Черного моря // Геология нефти и газа. - 1990,- № 1.- С. 15.

3. Прогноз поисков нефти и газа на юге УССР и на прилегающих акваториях / Под ред. чл.-корр. АН УССР В.В. Глушко и С.П. Максимова. - М.: Недра, 1981.

Abstract

In view of minor amounts of syngenetic organic carbon and numerous manifestations of epigenetic bitumoids in the Upper Cretaceous-Paleocene, a phase state of migratfng and - accumulating hydrocarbons in the sediments involved will be determined primarily by the phase state of hydrocarbons now generated in a Lower Cretaceous source rock unit. This assumes, therefore, that within much of the northwestern shelf, gas and gas-condensate pools in the Upper Cretaceous- Paleocene will prevail in fault zones extending across the Lower Cretaceous hydrocarbon source rocks being in the main stage of oil formation.

Рис. 1. Карта прогноза фазового состояния УВ в ловушках верхнемеловых - палеоценовых отложений северо-западного шельфа Черного моря:

1 - зона отсутствия верхнемеловых - палеоценовых отложений; 2 - область вероятного отсутствия ступенчатой миграции эпигенетичных УВ; зоны миграции УВ: 3 - газовые, 4 - нефтяные, 5 - газоконденсатные; 6 - зона выклинивания нижнепалеоценовых отложений; 7 - разломы: ГО - Голицынско-Одесский, КС - Крымско-Сулинский, СЭ - Северо-Эвкинский, Б - Безымянный; 8 - месторождения (цифры в кружках): 1 - Шмидта, 2 - Голицына, 3 - Одесское, 4 - Штормовое, 5 - Архангельское

Рис. 2. Теоретическая модель очагов нефтегазогенерации и зон нефтегазонакопления нижнемеловых отложений северо-западного шельфа Черного моря.

Нижнемеловые отложения: 1 - зона отсутствия, 2 - условно нефтегазоматеринские, 3 - не вошедшие в зону ГФН (до 1,6 км), 4 - в ГФН (1,6-3,7 км), 5 - в зоне газоконденсатообразования (3, 7 - 4,5 км), 6 - в нижней газовой зоне (4,5 км); зоны нефтегазонакопления, перспективные: 7 - на газ, 8 - на нефть, 9 - на газоконденсат, 10 - разломы; зоны нефтегазонакопления (цифры в кружках) : 1 - Съездовская, 2 - Прибрежная, 3 - Голицынская, 4 - Каркинитская, 5 - Михайловская, 6 - Краевая, 7 - Ушакова, 8 - Гамбурцевско-Тарханкутская, 9 - Каламитская, 10 - Севастопольская, 11 - Безымянная; 12 - линия разреза

Рис. 3. Сейсмический разрез по линии I-I.

Зоны нефтегазообразования: I - верхняя газовая, II - главная зона нефтеобразования, III - газоконденсатная, IV - нижняя газовая. Ост. усл. обозн. см. на рис. 1