Условия формирования ловушек и залежей нефти и газа в Западной Туркмении

Введение

Основная суть традиционной концепции разведки залежей нефти и газа в Западной Туркмении заключалась в поисках брахиантиклинальных ловушек, расчлененных сбросами на блоки, т. е. антиклиналей, конформных со структурами плиоцена, где выявлены скопления углеводородов (УВ) (рис. 1, 2).

На решение этой задачи были нацелены сейсморазведка и поисковое бурение. В исследуемом регионе широко распространены разновидности структурных и стратиграфических ловушек. Среди них ловушки — брахианти­клинали, тектонически экранированные, обусловленные
стра­тиграфическим выклиниванием, изолированные трансгрессивными глинами, конусами выноса дна бассейна, в палеодельтах, в каналах и карбонатных постройках и др. Образование структурных ловушек связано с Кавказской компрессией в позднем плиоцене, и эти ловушки часто ассоциируются с грязевыми диапирами.

На большей части Южно-Каспийского бассейна в пределах Западной Туркмении среднеплиоцен-четвертичный слабодислоцированный струк­турный этаж (углы падения пород на крыльях брахиантиклиналей 1—2°) подстилается не слабо­деформированными автохтонными породами, как предполагалось ранее, а аллохтонным разрезом юры — низов нижнего плиоцена [2].

Аллохтонный структурный этаж, в свою очередь, сбросами и сдвигами расчленен на блоки и подстилается мезозойско-нижнекайнозойским разрезом автохтонного залегания (рис. 3). В целом в Южно-Каспийском бассейне, в том числе в Туркмении, широко распространены тектонически экранированные ловушки нефти и газа (рис. 4). Дизъюнктивные нарушения, экранирующие в определенных условиях скопления нефти и газа, формируют тектонически экранированные залежи вдоль сбросов или взбросов, осложняющих строение антиклиналей. В зависимости от пространственного положения и ориентировки разрывных нарушений подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях. Блоковые залежи образуются в сильно нарушенных структурах, где амплитуда разрыва превышает мощность продуктивных пластов [4].

Результаты исследований

Результаты исследований свидетельствуют о том, что дизъюнктивные нарушения оказывают различное влияние на формирование и пространственное распределение залежей УВ. В одних случаях они выполняют преимущественно экранирующую роль, а в других являются проводниками мигрирующих флюидов. Разрывы, развитые в данном регионе, имеют различную природу (сбросовую, взбросовую), и геологическое развитие их не может рассматриваться как единое целое. Условия развития этих разрывов дают возможность сделать выводы о том, что в формировании и разрушении различных залежей, наблюдающихся в регионе, эти разрывы по механизму своего образования являются вторичными. Определенное значение для оценки этих разрывов в отношении формировании или же расформировании залежей имеет литологический состав контактирующих по нему пород. Основную роль здесь играют преимущественно глинистые разделы, материал которых заполняет трещины, препятствуя разрушению залежей УВ в отдельных свитах КТ (комплекс осадочных тел). Если в результате тектонического нарушения нефтегазонасыщенный пласт приходит в контакт с проницаемыми породами, то создаются благоприятные условия для переформирования залежей УВ и их разрушения; если этот пласт приходит в контакт с непроницаемыми породами, то указанная часть залежи в нем сохранится [3].

Таким образом, разрывные нарушения являются важнейшим фактором формирования залежей и играют исключительно созидательную роль, формируя залежи нефти тектонически-экранированного типа. Изучение влияния тектонических разрывов на форму и размеры выявленных в данном регионе залежей УВ показало, что тектонические разрывы обуславливают форму залежей нефти и газа и оказывают весьма существенное влияние на их размеры.

Во всем Южно-Каспийском бассейне нет ни одного месторождения (за исключением Шахдениз — 1875 м, который размешен прямо на Шахово-­Азизбековском глубинном разломе), где кровля среднеплиоценовых отложений (продуктивная красноцветная толща-ПТ-КТ) залегала бы на глубинах более 1700—1750 [1]. Учитывая то, что в зоне шельфа Туркменистана кровля ПТ (КТ) залегает на значительной глубине (на Огурчинском она залегает на глубине 3000 м, на Западно-Эрдеклинской — 2800 м, на Ферсмана — 3800 м), «выход» сингенетичных вод из ловушек КТ сильно затруднен и попадание туда УВ очень затруднено. В этом случае месторождения всегда формируются в обстановке гидродинамических минимумов, которым всегда соответствуют геотемпературные аномалии, низкие значения геотемпературных градиентов, гидрохимические аномалии и пр. Большая надежда на площади, расположенные на дизъюнктивах и поблизости других путей разгрузки. Основным положением этого подхода является признание того факта, что доминирующей формой движения природных флюидов является их пульсационно-инъекционная субвертикальная миграция по плоскостям проводящих дизъюнктивов, зонам повышенной трещиноватости, эруптивам грязевых вулканов и т. д. [15][19][29].

Наряду с вышеизложенным для определения роли дизъюнктивов в формировании, размещении и разрушении залежей нефти и газа необходимо изучить генезис этих нарушений и механизм тектогенеза, обуславливающие их различие в продуктивной толще и подстилающих ее отложениях Южно-Каспийской мегавпадины. Процессы возникновения и развития дизъюнктивов определяются, регулируются и контролируются рядом факторов и механизмов тектогенеза, отдельные из которых в тех или иных конкретных ситуациях приобретают доминирующий характер. Образование конкретных разрывных нарушений — функция нескольких факторов, главными из которых являются характер сочетания в разрезе отдельного района компетентных и некомпетентных толщ, превалирующий в ходе его геологической истории знак тектонических движений, доминирующее направление приложения уплотняющей нагрузки и орогенно-стрессовых эффектов.

Огромным потенциалом пользуются зоны распространения палеодельт. Южный Каспий подвергся воздействию четырех фациальных ассоциаций, относящихся к палеодельтам, от аллювиальных песчаников разветвленных рек и конгломератов до алевролитов и аргиллитов фронтальной части дельты. Фациальные ассоциации предполагают наличие разветвленной дельты с доминированием реки, и они организованы в архитектурную систему, определяемую изменением базиса эрозии, в которой паракомплексы, группы паракомплексов и границы комплексов являются основными элементами.

Фациальные ассоциации и стратиграфическая архитектура обобщены в плане четырех идеализированных моделей коллекторов. Это речная, дельтовая равнина, проксимальная дельта и фронтальная часть дистальной дельты. Все четыре ассоциации представлены на сейсмических материалах в Южно-Каспийском бассейне.

В пределах Туркменского сектора Южно-Каспийского бассейна ловушки связаны с относительными изменениями уровня моря, вызвавшими различные седиментационные формы, и палеосистемы связаны Палео Аму-Дарьей (рис. 5).

Геологические объекты, отмечаемые на сейс­мических профилях, такие как конусы выноса дна бассейна, стратиграфические выклинивания, холмистость отложений, русловые пески, являются показателями палеодельтовой системы [18]. На рисунке 6а приведен пример конуса выноса на дне бассейна ниже подошвы наступающей палеодельты, а на рисунке 6б изображена схема конуса выноса с выделенными основными признаками.

На рисунке 7 показан пример горизонтальной площадки в пределах наступающего паракомплекса. На рисунке 7а приведен пример песчаного тела / обломочного потока, отложенных со склона фронтальной части дельты. На рисунке 7б показан пример сгруппированных русел и холмистость в разрезе верхних красноцветов из западной части структуры Огурджи.

В качестве нефтегазопоискового объекта можно отметить ловушки, связанные с рифовыми постройками (рис. 7) [17].

Заключение

Таким образом, выявлено, что в Южно-Каспийской мегавпадине разрывные нарушения являются важнейшим фактором формирования залежей и играют исключительно созидательную роль, формируя залежи нефти тектонически-экранированного типа. Изучение влияния тектонических разрывов на форму и размеры выявленных в данном регионе залежей УВ показало, что тектонические разрывы обуславливают форму залежей нефти и газа и оказывали весьма существенное влияние на их размеры.

Важную роль дизъюнктивы играют как фактор, обеспечивающий гидродинамические условия формирования скоплений нефти и газа:

• формирование залежей УВ подлежит осуществлению только (преимущественно) в зонах (ареалах, участках, очагах) развития достаточно активного гидродинамического режима — дренажа природных резервуаров, а в гидравлически замкнутом геологическом пространстве аккумуляция нефти и газа существенно лимитирована.
• в любой тектоноструктурной, стратиграфической, литофациальной обстановке геологические тела приобретают способность природных резервуаров (ловушек) УВ исключительно при условии реализации их гидродинамического дренажа.

Наряду вышеизложенным для определения роли дизъюнктив в формировании, размещении и разрушении залежей нефти и газа необходимо изучить генезис этих нарушений и механизм тектогенеза обусловливающих их различие в продуктивной толще и подстилающих ее отложениях Южно-Каспийской мегавпадины. Процессы возникновения и развития дизъюнктивов, определяются, регулируются и контролируются рядом факторов и механизмов тектогенеза, отдельные из которых в тех или иных конкретных ситуациях приобретают доминирующий характер. Образование конкретных разрывных нарушений — функция нескольких факторов, главными из которых являются характер сочетания в разрезе отдельного района компетентных и некомпетентных толщ, превалирующий в ходе его геологической истории тектонических движений, доминирующее направление приложения уплотняющей нагрузки и орогенно-стрессовых эффектов.

Огромным потенциалом пользуются зоны распространения палеодельт. Южный Каспий подвергся воздействию четырех фациальных ассоциаций, относящихся к палеодельтам, от аллювиальных песчаников разветвленных рек и конгломератов до алевролитов и аргиллитов фронтальной части дельты. Фациальные ассоциации предполагают наличие разветвленной дельты с доминированием реки, и они организованы в архитектурную систему, определяемую изменением базиса эррозии, в которой паракомплексы, группы паракомплексов и границы комплексов являются основными элементами.

Изученные углеводородные системы Туркменского шельфа Каспийского моря заключены в брахиантиклиналях, тектонически экранированных ловушках, которые обусловлены стратиграфическим выклиниванием, изолированные трансгрессивными глинами, конусами выноса дна бассейна, в палеодельтах, в каналах и карбонатных постройках и др.