Библиотека Дамирджана - Геология нефти и газа №1996

К оглавлению журнала
УДК 553.98(262.81)	© Д.А. Бабаян, В.В. Семенович, 1996

НОВЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ФОРМИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Д.А. Бабаян (Министерство нефти и газа Туркменистана), В.В. Семенович (МГУ)

Изучение условий формирования месторождений нефти и газа в Юго-Западном Туркменистане и прилегающей акватории Южного Каспия представляет интерес не только в плане перспектив развития нефтегазодобычи, но и в теоретическом аспекте – оценки нефтегазоносности авандельтовых комплексов аридных зон.

В настоящее время по вопросам генерации УВ и закономерностей формирования залежей нефти и газа в среднем – верхнем плиоцене Южно-Каспийского НГБ существуют две основные гипотезы. Одни исследователи (Ш.Ф. Мехтиев, К.М. Тегелеков, Н.О. Назаров, К.К. Тумарев и др.) считают, что основными нефтегенерирующими комплексами являются палеогеновые и мезозойские отложения, а УВ поступали в неогеновые ловушки путем вертикальной миграции через дизъюнктивные нарушения. Другие (А.А. Али-Заде, В.В. Семенович, В.К. Солодков, М.А. Аширмамедов, Л.Н. Киреева, Н.Х. Хаджинуров, Д.А. Бабаян и др.) допускают генерацию и латеральную миграцию нефти в среднем плиоцене (продуктивная толща в западных частях и красноцветная – в восточных).

Первая концепция базируется на изучении материала по территории северного и восточного прибортового окаймления обширной восточной части Южно-Каспийской впадины. Здесь красноцветная толща, имеющая сравнительно меньшую мощность, более интенсивно нарушена разрывами, часть которых проникает в мезозойский комплекс. Вторая концепция основывается на результатах глубокого бурения и сейсморазведки как по суше, так и по акватории Южного Каспия. Комплексная обработка и обобщение накопленных данных позволили расширить пространственные границы изучаемого объекта практически на всю восточную часть Южно-Каспийской впадины и сформулировать новые представления ее геологической истории и нефтегазоносности.

Исследования вещественного состава и строения красноцветной толщи восточной части Южно-Каспийской впадины показали, что зона максимального накопления песчаного материала приурочена к центральной части Кизылкумского прогиба. Объемные соотношения песчаников и глин нижнекрасноцветных отложений показывают, что суммарная мощность песчаников в пределах Челекено-Ливановской зоны составляет в среднем 320 м (22 % общей мощности нижнекрасноцветных отложений). Аналогичное соотношение наблюдается и в Гограньдаг-Окаремской зоне, где она достигает 150 м (20 % общей мощности рассматриваемой толщи). На структурах Кизылкумского прогиба и смежных площадей увеличиваются песчанистость и мощность песчаных горизонтов. Их суммарная мощность на площадях Западный Эрдекли, Куйджик, Кизылкум возрастает до 850 м (более 60 % общей мощности нижнекрасноцветных отложений), что в 2-3 раза превышает эти соотношения в Челекено-Ливановской и Гограньдаг-Окаремской зонах (таблица).

В верхнекрасноцветных отложениях региона наблюдается та же тенденция: пески и песчаники на структурах Кизылкумского прогиба и близрасположенных к нему практически представляют весь разрез верхнекрасноцветных отложений; максимальные значения песчанистости зафиксированы на площадях Кизылкум, Куйджик и Эрдекли, где суммарная мощность превышает 1000 м (более 85 % общей мощности верхнекрасноцветных отложений). В южном направлении к Гограньдаг-Окаремской зоне мощность песчаников уменьшается до 300 м (30 % общей мощности верхнекрасноцветных отложений), в северном – в пределах Челекено-Ливановской зоны – 300-400 м (30-40 % мощности рассматриваемой толщи). На площадях Туркменской ступени мощность песчаников составляет 350-450 м (до 30 % мощности верхнекрасноцветных отложений).

Приведенные данные показывают, что раннекрасноцветное время характеризуется значительно меньшей долей песчаных элементов разреза, чем позднекрасноцветное. Исходя из песчанистости разреза можно предположить, что в результате выноса материала пра-Амударьи в Кизылкумском прогибе сформировался крупный песчаный комплекс (рис. 1). Русло пра-Амударьи прослеживается по эрозионному врезу от Репетек-Келифской зоны на востоке Туркменистана до Каспия.

Выявленная палеодельта площадью около 10 тыс км² занимает район Кизылкумского прогиба и значительную часть Туркменской ступени в акватории Южного Каспия. Переход русловых образований в авандельтовые происходит между Малым Балханом и Западным Копетдагом в районе Кумдаг-Кобекского участка Средняя часть дельты включает площадь структур Эрдекли, Западный Эрдекли и др., а авандельтовая зона протягивается до структур Огурчи, Ферсмана и др.

Присутствие крупного песчаного тела вдоль восточного борта Южно-Каспийской впадины предопределило ряд важных нефтегазогеологических факторов. Например, в зоне развития погребенной палеодельты грязевой вулканизм проявляется весьма слабо. Это объясняется тем, что в районе отсутствуют разуплотненные глинистые пачки с аномально высокими поровыми давлениями – решающие факторы образования грязевулканических очагов. Грязевой вулканизм широко развит и активно действует в При-балханской, Челекено-Ливановской зонах и на Окаремской ступени.

В целом палеодельты представляют собой крупные "абсорбирующие" в геологическом понимании элементы терригенных осадочных комплексов, которые в результате преобладания песков поглощают отжатые из сопредельных зон флюиды и создают условия для их последующей разгрузки. Поэтому слабое проявление грязевых вулканов отмечается лишь в приграничных зонах песчаного массива (банки Михайлова, Ульского и др.), где происходит замещение песчаников алевролитами и глинами.

В пользу существующей в Кизылкумском прогибе палеодельты говорит и изучение гранулометрического состава песчаников красноцветной толщи. Крупнозернистые песчаники распространены в основном в пределах осевой зоны Кизылкумского прогиба. На песчаную фракцию размером 0,25 мм в песчаниках верхнекрасноцветных отложений площади Западный Эрдекли приходится 32-43 %, нижнекрасноцветных отложений – до 47 %.

В северном и южном направлениях происходит закономерное замещение крупнозернистых песчаников мелко-и тонкозернистыми разностями. В пределах поднятия Губкина доля крупнозернистых песчаников в разрезе красноцветной толщи составляет лишь 10 %. Доказано, что в районе Кизылкумского прогиба в разрезах красноцветной толщи больше тяжелых минералов, чем в пределах площадей Гограньдаг-Окаремской зоны.

Анализ пространственного положения дельтовой зоны позволил определить объем песчаных пластов по верхне- и нижнекрасноцветным отложениям. В последних песчаные отложения дельты занимают площадь 3,5 тыс. км². Средняя их мощность 600 м, объем палеодельты при этом 2 тыс.км³. Как было указано, в верхнекрасноцветных отложениях масштабы дельтообразовательных процессов достигли максимума. Общая площадь песчаного тела достигла 9,5 тыс.км², средняя толщина – 800 м, объем дельтовых образований – более 7,5 тыс.км³. Общий объем песчаных образований дельтовой зоны Кизылкумского прогиба составляет около 10 тыс. км³.

Обобщая изложенное, можно заключить, что в красноцветной толще мелководно-морские и лагунно-прибрежные фации (частично) соответствуют авандельте пра-Амударьи. Последняя занимает значительную часть Туркменской ступени, центральную часть Кизылкумского прогиба и достаточно четко выделяется на временных сейсмических профилях вкрест простирания оси прогиба (рис. 2). Волновая картина показывает, что отраженные волны уверенно следятся в верхнеплиоценовом комплексе. При групповой и фазовой корреляции среднеплиоце-новых разрезов выделяются зоны хаотического расположения коротких осей синфазности, затухания волн, наблюдаются разрыв корреляции, изменение формы записи, связанные с наличием песчаных образований дельтового происхождения.

Центральная часть Южно-Каспийской впадины признается многими исследователями как основной нефтегазопроизводящий очаг. В середине 80-х гг. авторами данной статьи изучались вопросы накопления и трансформации РОВ, термобарических условий деструкции РОВ и образования микронефти, масштабов генерации жидких УВ, фаз активной эмиграции пластовых флюидов, времени формирования антиклинальных ловушек в среднеплиоценовых отложениях восточного борта Южно-Каспийской впадины и велась историко-генетическая оценка перспектив нефтегазоносности тектонических зон акватории Южного Каспия. Суммарный объем генерированных нафтидов составляет 56 млрд т, их количество, способное сформировать залежи, оценивается в 2,8 млрд. т, что значительно превышает разведанные к настоящему времени в регионе промышленные запасы нефти.

Таким образом, анализ материалов показывает, что в пределах центральной части Туркменской ступени происходит пространственное совмещение песчаного авандельтового комплекса с очагом генерации нефти и газа. Эмигрировавшие из нефтематеринских толщ среднего плиоцена, понт-миоцена и более древних отложений центральной части Южно-Каспийской впадины УВ-флюиды легко могли быть абсорбированы песчаниками палеодельты. По мере насыщения резервуара пластовыми УВ-содержащими флюидами происходила их региональная миграция по песчаным коллекторам к структурным и стратиграфическим ловушкам Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зон. Следы миграции нефти зафиксированы в вытяжках из образцов керна поисковых скважин: бесцветные растворители приобретали коричневую окраску.

Рассматриваемый вариант миграции флюидов не единственный в регионе; существуют и другие пути, в том числе вертикальная миграция через разрывные нарушения, жерла грязевых вулканов, литологические окна. На наш взгляд, мощным флюидопроводящим каналом мог служить вал Абиха, протягивающийся от южных структур Челекено-Ливановской зоны до глубоководной котловины.

Допускается внебассейновая миграция УВ, т.е. определенная часть генерированной в пределах Южно-Каспийской впадины нефти через погруженные участки банки Ливанова – Промежуточное могла мигрировать "транзитом" к ловушкам юго-западного склона морской части Карабогазского свода. В последние годы здесь отработаны региональные сейсмические профили, которые позволили выявить новые антиклинальные структуры (Гардашлык и др.) в красноцветной толще, а также участки развития стратиграфических ловушек, перспективных для поисков нефтяных и газовых месторождений.

В пользу "транзитной" миграции УВ в северном направлении говорит и выявленный на участке банок Ливанова – Баринова палеопролив, существовавший в позднем красноцвете – акчагыле. Наличие палеопролива доказано авторами данной статьи ранее при увязке разрезов стратиграфических аналогов: красноцветной и продуктивной толщ среднего плиоцена между структурами Ливановской группы (туркменская акватория) и Гунешли (азербайджанская акватория). Здесь на границе среднего и верхнего отделов плиоцена выявлена зона фациальной изменчивости пород общей мощностью 250 м, протяженностью 15-20 км в широтном направлении.

ВЫВОДЫ

1. Анализ соотношения объемов песчаников и глин красноцветной толщи позволил определить пространственные границы палеодельты пра-Амударьи в среднеплиоценовых отложениях Кизылкумского прогиба и Туркменской ступени.

2. В отложениях палеодельты развиты более крупные фракции песчаников и содержится больше тяжелых минералов, чем в осадках сопредельных зон.

3. В пределах палеодельты из-за отсутствия мощных пачек глин активность грязевулканической деятельности проявляется слабо.

4. Допускается, что в центральной части Туркменской ступени происходит пространственное совмещение песчано-дельтового комплекса с очагом генерации нефти и газа. Эмигрировавшие из нефтематеринских толщ среднего плиоцена и, возможно, понт-миоцена и мезозоя УВ-флюиды могли быть захвачены песчаными пачками палеодельты; по мере насыщения резервуара происходила региональная миграция флюидов к ловушкам прибортовой зоны.

5. Вероятна внебассейновая миграция УВ-флюидов из Южно-Каспийской впадины в пределы юго-западного склона Карабогазского свода и Среднего Каспия через палеопролив, выявленный на участке банок Ливанова – Баринова. На пути "транзитной" миграции прогнозируются антиклинальные (Гардашлык и др.) и литолого-стратиграфические (Гарамерген, Джелалетдин и др.) ловушки, в которых могли формироваться залежи нефти и газа.

ABSTRACT

Study of oil and gas accumulation conditions in south-western Turkmenistan is a matter of interest not only in terms of oil and gas production development prospects but also in the theoretical aspect - oil and gas potential evaluation of avandeltaic complexes in arid zones. Complex processing and summarization of data accumulated made it possible to formulate new ideas on geological history and oil and gas potential for the eastern part of South Caspian depression. The main conclusions are as follows: 1. Ratio analysis of sandstones and clays volumes of redcoloured sequence allowed to establish spatial boundaries of the pra-Amu Darya paleodelta in Mid-Pliocene deposits of the Kizil-Kum trough and Turkmenian bench. 2. Paleodelta area is characterized by development of coarser fractions of sandstones and contains more heavy minerals than in adjacent zones. 3. Within paleodella due to absence of thick clayey beds, mudvolcanic activity is weakly manifested. 4. Within the central part of Turkmenian bench, the sandy-deltaic complex and oil and gas generating centre are supposed to be spatially coincident. 5. Hydrocarbon extrabasinal migration is expected to take place from South Caspian depression to the south-western slope of the Karabogaz arch and Middle Caspia via paleostrait. Anticlinal and stratigraphic traps where oil and gas pools could be accumulated are expected on the way of transit migration.

Распределение мощности верхне- и нижнекрасноцветных отложений восточной части Южно-Каспийской впадины

Номер на карте	Площадь, месторождение	Номер скважины	Всрхнекрасноцветные отложения			Нижнекрасноцветные отложения
			общая толщина, м	суммарная толщина песчаников		Общая толщина, м	суммарная толщина песчаников
			общая толщина, м	м	%	Общая толщина, м	м	%
Челекено-Ливановская зона
1	Ливанова	12	1870	400	21	1360	182	13
2	Баринова	4	1278	430	40	1815 (разлом)	320	14
3	Губкина	3	1179	374	31	1669	328	19
4	ЛАМ	10	1003	315	31	1777	400	22
5	Жданова	30	1005	470	46	1555	384	24
Прибалханская зона
6	Челекен	17	806	350	43	1625	440	27
7	Котуртепе	808	915	540	59	1465	480	33
8	Монжуклы	25	1127	897	79	1364	1064	78
9	Кизылкум	221	780	650	83	1010	780	77
10	Куйджик	11	1006	900	89	1077	807	75
Келькорский прогиб
11	Келькор	19	826	380	46	930	200	22
Кизылкумский прогиб
12	Эрдекли	2	1314	1072	82	1056	633	60
13	Огурчи	2	1255	729	58	1600	671	41
14	Западный Эрдекли	1	1440	910	63	1620	850	52
Туркменская ступень
15	Ферсмана	1	1315	324	24	1815	350	20
Гограньдаг-Окаремская зона
16	Гограньдаг	28	1360	864	63	1068	588	55
17	Бугдайли	1	489	137	28	935	193	21
18	Корпедже	3	741	460	62	1058	464	43
19	Камышлыджа	7	1400	835	59	855	366	42
20	Шахман	1	510	130	25	410	60	15
21	Окарем	10	1182	342	28	810	200	24
22	Порсу	2	880	ПО	12	670	35	5
23	Чикишляр	4	839	221	26	716	85	11
24	Гасанкули	2	756	154	20	681	50	7

Рис.1. СХЕМА ПРОСТРАНСТВЕННОГО СОВМЕЩЕНИЯ ОЧАГА ГЕНЕРАЦИИ НЕФТИ И ПАЛЕОДЕЛЬТЫ НА ВОСТОЧНОМ БОРТУ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ ДЛЯ ПОРОД ВЕРХНЕ- (А) И НИЖНЕКРАСНОЦВЕТНЫХ (Б) ОТЛОЖЕНИЙ

1 палеодельта, 2 изолинии очага генерации нефти, млн т/км² : а достоверные, б предполагаемые, 3 грязевые вулканы: а действующие, б бездействующие, 4 границы тектонических зон, 5 - площадь, месторождение (см таблицу)

Рис.2. СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ ЭРДЕКЛИ - БУРУН

1 - отражающая площадка; 2 - зона беспорядочной записи