Углеводородные системы Туркменского сектора Южно-Каспийского бассейна

Южно-Каспийский бассейн приурочен к крупной области прогибания земной коры. Граница бассейна проходит по крупным глубинным разломам. На севере это краевой разлом, протягивающийся от мегаантиклинория Большого Кавказа к Большому Балхану. К северу от него располагается уже эпигерцинская платформа. На юге, за пределами Туркменистана, рассматриваемая впадина ограничивается системой краевых разломов Эльбрус-Малокавказской орогенной системы. На востоке под широким шельфом скрывается погребенное поднятие Година, на склон которой наложен Западно-Туркменский молассовый прогиб. В северном прибортовом обрамлении Южно-Каспийского бассейна выделяется крупная Апшероно-Прибалханская система поднятий субширотного простирания, имеющая сложное геологическое строение. Эта зона включает структурные элементы п-ова Апшерон, Апшеронского архипелага, Апшероно-Прибалханского порога и Прибалханского района Туркменистана. На рисунке 1представлена территория исследования, соответствующая Туркменскому сектору Южно-Каспийского бассейна [1].

Выбор границ стратиграфического разреза являлся одним из ключевых вопросов, которые необходимы для оценки структурной и стратиграфической особенностей ЮКБ. На основе интерпретации скважин на суше и на морских участках была создана литолого-стратиграфическая колонка Южного Каспия (рис. 2).

Для формирования пространственно-временных структурно-тектонических моделей Туркменского сектора Южно-Каспийского бассейна (рис. 3) были использованы структурные построения, а также топографические карты [7].

Красноцветная толща среднеплиоценового отдела является основным нефтегазоносным комплексом Туркменского сектора Южно-Каспийского бассейна. Также встречаются отдельные скопления нефтии газа, они разведаны в отложениях, которые подстилают красноцветную толщу. Мощность продуктивной красноцветной толщи достигает 5000 метров [2].

В верхней части красноцветной продуктивной толщи региона открыты нефтегазоконденсатные залежи на Котуртепинской, Небит-Дагской, Челекенской, Барсагельмезской локальных структурах. В нижней части красноцветной продуктивной толщи разведаны газоконденсатные и нефтяные залежи в пределах всей изучаемой территории на Окаремской, Гогрань-Дагской, Камышлджинской, Барсагельмезской, Котуртепинской локальных структурах [27].

Методика исследований

В работе использовались материалы геофизических исследований, в том числе сейсмических исследований, результаты исследований скважин на месторождениях, которые располагаются в пределах исследуемой территории. Информационная база исследований является статистическим обобщением и систематизацией данных и материалов, частично заимствованных из справочной литературы, фондовых источников, промысловых данных и опубликованных работ Ш.Ф. Мехтиева, И.С. Гулиева, М.З. Рачинского, С.С. Джибути, С.А. Алиева, В.Ю. Керимова, В.В. Колодия и др. [19]

Для выполнения моделирования углеводородных систем были использованы программные пакеты PetroMod (Шлюмберже) и Platte River’s BasinMod. Для построения структурного каркаса оцифрованные карты по поверхностям были выгружены из программы QGIS в программу Petrel для построения grid-поверхностей. Отстроенные карты grid-поверхностей были выгружены в формате «Zmap (BINARI)» в PetroMod. Моделирование углеводородных систем было проведено по трем скважинам (Ливанов-6, Туркменабат-1 (бывшая Ферсман-1) и Чодгакулиев-2), а также по семи псевдоскважинам, расположенным в стратегически важных участках бассейна [4].

Результаты исследований

Используя вышеназванную информацию, были смоделированы степени зрелости органического вещества (рис. 4) и преобразованности органического вещества (рис. 5), а также погенерационный потенциал (рис. 6) для каждой нефтематеринской толщи [14].

Моделирование генерации, проведенное по трем скважинам и шести псевдоскважинам, представлено в виде диаграмм истории захоронения ОВ и распространения категорических зон в процессе истории, прогибание осадочного бассейна показано на рисунке 7 [11].

Отложение преимущественно мелкозернистого олигоценово-миоценового комплекса содержит в себе основные нефтематеринские породы бассейна. В это время седиментаци проходила достаточно медленно, в основном со скоростью 0,5 км/млн лет, и поэтому образование углеводородов шло достаточно медленно. Несмотря на это, проведенное моделирование свидетельствует, что внефтематеринских интервалах в олигоцене образование углеводородов началось в раннем миоцене, что подтверждается диаграммами кумулятивной генерации углеводородов. Более раннее образование нефти проходило на северо-западе, поскольку в этом направлении происходит увеличение мощности майкопской серии. В этом комплексе к позднему миоцену нефтематеринский интервал в олигоцене достиг степени созревания, достаточного для образования нефти и газа [6].

На рисунке 8 продемонстрированы кумулятивные кривые генерации углеводородов по всем нефтематеринским интервалам с нижнего майкопа (Mk₁) до понтического яруса N₃₁ (pnt) SR4 для скважин Чодгакулиев-2, Туркменабаши-1 и Ливанов-6.

Моделирование УС свидетельствует о том, что процессы генерации углеводородов связаны с нефтематеринскими интервалами в верхне-майкопской свите: миоцене, диатомской свите. Что же касается понтических пластов, вряд ли органическое вешество этих пластов достигло где-либо в бассейне достаточной степени зрелости ко времени отложения красноцветов. Это иллюстрируется диаграммами кумулятивной генерации углеводородов, которые охватывают только нефтематеринские интервалы в миоцене [5].

Результаты моделирования свидетельствуют о том, что современный седиментационный разрез до глубины 6 км, соответствующий глубоко залегающим красноцветам плиоцена, термально недостаточно созрел для образования нефти, что подстилающие их миоценовые нефтематеринские интервалы в среднем являются созревшими или перезревшими для образования нефти, а предложенный нефтематеринский интервал в олигоцене обычно имеет степень созревания, необходимую для образования газа. Анализ нефтей Южного Каспия свидетельствует о том, что в основном они образовались в недостаточно созревших нефтематеринских породах, поэтому можно предположить, что нефтематеринские интервалы верхнего миоцена вносят значительный вклад в нефтегазовую систему бассейна. Моделирование свидетельствует о том, что предполагаемые более глубоко залегающие олигоценовые, миоценовые, майкопские нефтематеринские интервалы достигли высокой степени зрелости для образования нефти, а образование нефти проходило в основном в квартере [31].

Обсуждение результатов

Форма зависимостей «температура — глубина» и «геотемпературный градиент — глубина» (градиенты определялись из условия dt/dH) (рис. 9) свидетельствует о том, что влияниемеханизмов, регулирующих характер распределения температур по глубине, проявляется по всему разрезу не одинаково — во всех регионах в интервале глубин порядка 800—1500 м кривые t = f(H) начинают изменять свою конфигурацию, приближаясь к оси глубин [8].

Проведенные исследования позволили охарактеризовать геотемпературную компоненту ЮКБ следующими основными чертами [13]:

Анализ геотемпературных показателей с целью исследований вертикальной катагенетической зональности позволил установить следующее.

Отложения мезозойского комплекса (толщина 4,5—11 км) с периода своей седиментации и до настоящего времени последовательно прошли все этапы литогенетических трансформаций пород и стадии превращения их РОВ — от диагенеза (Д), прото- (ПК), мезо- (МК), апокатагенеза (АК) до метагенеза (МГ). При этом в гипсометрическом интервале погружения кровли каждой из отлагавшихся стратиграфических составляющих комплекса на глубины до 0,16 км завершалась генерация газов биохимического происхождения (стадия Д); до 1,8 км — раннекатагенетического метана (подстадия ПК, градации ПК1—ПК3); в диапазоне глубин кровли 1,8—2,7 км отложения комплекса вступали в зону нефтеобразования (подстадия МК, градация МК1); 2,7—4,4 км — в главную фазу нефтеобразования (градация МК2); 4,4—5,4 км — в зону завершения нефтегенерации (градация МК3); 5,4—10,9 км — в зону образования жирного газа и конденсата (градации МК4—АК2); 8—17 км — в зону генерации позднекатагенетического метана (градации АК3—АК4); 13,4—21,5 км — в зону образования СО₂, N₂ и других газов обстановки метаморфизма (стадия МГ) [10].

Оценки показывают, что генерация нефти, конденсата и жирного газа в мезозойском разрезе была практически завершена в основном к раннеплиоценовому времени. В подстадию апокатагенеза, отвечающую позднекатагенетическому метанообразованию (градации АК3—АК4), отложения комплекса вступали в период прохождения ими глубин 8—17 км, что соответствует временному интервалумезозой-плиоцен. В процессе продолжающегося прогибания бассейна (плиоцен-антропогеновое время) стратиграфические композиты мезозойского комплекса на глубинах 13,4—21,5 км вступали в зонугенерации сухих и кислых газов (стадия метагенеза). В настоящее время породы и РОВ комплекса в зависимости от глубины своего положения (6—21,5 км) и температуры находятся главным образом в генерационном диапазоне апокатагенез-метагенез и продуцируют преимущественно газовую фазу метанового, метано-углекислого, метано-азотного, углекислого и азотного составов. В исследуемых регионах — Прибалханской и Гограньдаг-Чикишлярской зоне поднятий — реализуются градации МК4—МК5 [20].

Отложения палеоген-миоценового комплекса (толщина 2,5—5 км) в интервале погружения кровельных частей составляющих их стратиграфических единиц до 0,2 км прошли стадию диагенеза; подстадию протокатагенеза (градации ПК1—ПК3) — при прохождении глубин 0,2—1,8 км; градацию МК1 подстадии мезокатагенеза — 1,8—2,7 км; в градацию МК2 породы и РОВ вступали на глубинах 2,7—6,1 км; в градацию МК3 — в интервале 4—7,6 км; в градации МК4—АК2 на глубинах 5,3—9 км; в градацию АК3 — 10,4—11 км. Соответственно, в век КТ генерация газов биохимического и раннекатагенетического происхождения была в них практически завершена; в зоне нефтеобразования осадки комплекса пребывали с середины плиоценового времени; в обстановке генерации жирногогаза и конденсата — с позднего плиоцена — начала антропогена; генерация глубинного метана также датируется антропогеновым временем. Современное состояние комплекса в зависимости от глубин его залегания и геотемпературных условий характеризуется образованием нефти, конденсата, жирного газа и частично позднекатагенетического метана, т.е. продуцированием всех видов и фаз УВ [28].

Отложения плиоцен-антропогенового комплекса в ходе геологической эволюции реализовывали свой нефтегазогенерационный потенциал в интервале стадий диагенеза, прото- и мезокатагенеза (подстадии ПК и МК — градации МК1 и частично МК2). Биохимическое и раннекатагенетическое газообразование осуществляется в пределах глубин погружения кровельных частей, составляющих комплекса, соответственно — 0,03—0,2 и 0,03—2,7 км; начало генерации нефти (градация МК1) охватывает гипсометрический диапазон погружения осадков 1,6—4,1 км; главная фаза нефтеобразования (градация МК2) — глубины 2,6—6 км [17].

Приведенные данные по палеоген-миоценовому и плиоцен-антропогеновому комплексам в сочетании с констатированной весьма низкой прогретостью осадочного разреза бассейна (значения геотемпературных градиентов не превышают 22,7 °С/км) соответствуют результатам углепетрографических исследований Т.П. Дмитриевой и Г.М. Парпаровой (1981). Анализ результатов проведенных расчетов показывает, что в большинстве районов ЮКБ на современном этапе их геологической истории и диапазоне глубин залегания: мезозойский комплекс (толщина 4,5—11 км, температура кровли-подошвы — 167—424 °С) является генератором главным образом высокотемпературного метана, СО₂ и азота; палеоген-миоценовый (2,5—5 км, 76—237 °С) — основным донатором нефти, жирного газа, конденсата и частично позднекатагенетического метана; плиоцен-антропогеновый — раннекатагенетического метана и относительно небольших объемов нефтей ранней генерации [15].

Учет скорости прогибания бассейна требует внесения существенных корректив в оценки степени полноты реализации генерационного потенциала пород его разреза и, соответственно, современного фактического гипсометрического положения отдельных генерационных зон. Если для мезозойского (продолжительность осадконакопления 121 млн лет) и палеоген-миоценового (продолжительность 56 млн лет) времен, характеризующихся темпами седиментации соответственно 37—91 и 36—89 м/млн лет, представляется допустимым полагать достаточно высокую степень реализации генерационного потенциала в большей части объема разреза еще на доплиоценовом этапе и более или менее удовлетворительное соответствие положения генерационных зон шкале катагенеза РОВ пород, то для плиоцен-антропогенового времени, характеризующегося лавинным осадконакоплением (скорость 437—750 и до 900 м/млн лет) и чрезвычайно интенсивным прогибанием ЮКБ, есть все основания считать неизбежным «проскакивание» нефтегазопроизводящих свит (в том числе частично верхняя часть и палеоген-миоценового комплекса) через зоны генерации соответствующих флюидов; частичную консервацию их генерационного потенциала; смещение вниз по вертикали генерационных зон и главных фаз; растянутость их по глубине; выход из пород флюидов, вещественно и фазово не отвечающих гипсометрической позиции и термобарическим условиям генерирующих толщ. В том же направлении действуют и своеобразная литофизическая композиция палеоген-миоценового интервала — выполненность преимущественно глинистой фацией и, что особенно значимо, существование в нем весьма жестких геобарических условий (коэффициенты сверхгидростатичности поровых давлений 1,90—2,40). Совокупный эффект обоих последних факторов определяет также объективно лимитацию протекания в комплексе химических реакции преобразований РОВ пород вследствие значительного ограничения объемов и скорости оттока их продуктов, в определенной мере консервацию генерационного потенциала и реализацию его в расширенном по вертикали диапазоне глубин и геотемператур [26].

Правомерность подобного заключения находит подтверждение в констатированных резко повышенной битуминозности глин палеоген-миоценовой серии региона и широком распространении в ее разрезе сланцеватых горючих разностей. Указанные наблюдения утверждают отсутствие в комплексе достаточных условий для более или менее незатрудненного оттока из его реакционного объема продуктов реализации катагенетических трансформаций РОВ. Приведенная совокупность данных позволяет считать, что в осадочном разрезе ЮКБ современное фактическое гипсометрическое положение зоны нефтеобразования реально охватывает диапазон глубин 8—10 км, зоны генерации конденсата и жирного газа — до 12—14 км, т.е. указанные процессы осуществляются главным образом в подстилающих красноцветную толщу отложениях. Этим выводом, в свою очередь, формулируется принципиально важное теоретическое положение о преимущественно вторичном характере УВ насыщения КТ и аллохтонном присутствии в ее природных резервуарах нефти, газа и конденсата [12].

Достаточная корректность выполненных выше оценок находит подтверждение в их принципиальном соответствии результатам расчетов по иной методике — шкале катагенетических превращений D. Waples, основанной на корреляции показателей отражающей способности витринита, степени преобразованности РОВ и величины СИТ — суммарного импульса тепла (по Н.В. Лопатину), фиксирующей зону генерации нефти (градации МК1—МК3) в пределах значений при СИТ 15—160; конденсата и жирного газа (градации МК4—АК2), СИТ — 160—65 000; позднекатагенетического метана (градации АК3—АК4), СИТ — 65 000—972 000; диоксида углерода, азота и других газов обстановки метаморфизма (стадия метагенеза — МГ), СИТ > 972 000 [18].

Одной из характерных и исключительно важных особенностей мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийского бассейна является широкое развитие в нем аномально высоких поровых вне(слабо)проницаемых интервалах разреза (глинах, аргиллитах) и пластовых давлений в терригенных и карбонатных коллекторах [29]. Зоны и участки их проявлений характеризуются приуроченностью к различным стратиграфическим комплексам, варьирующей по разрезу и площади интенсивностью, разнящимися механизмами генерации, условиями консервации и релаксации, степенью гидравлической связи с региональной гидродинамической системой и локальными водонапорными комплексами. В мезозойских отложениях в Туркменском секторе Южно-Каспийского бассейна аномально высокие давления констатированы в ряде структур восточного замыкания Прибалханской зоны, на суше Горганского прогибов [24].

Анализ площадного распределения аномально высокого пластового давления (АПВД) по всему вскрытому стратиграфическому разрезу ЮКБ выявляет достаточно напряженное в целом состояние его региональной геофлюидодинамической системы в пределах локальных поднятий — среднее по всем водонапорным комплексам значение превышений пластовых давлений над гидростатическим составляет 33,5 МПа при коэффициенте аномальности 1,89 [9].

Изложенное позволяет заключить, что основным механизмом формирования аномальных давлений в коллекторах плиоцена ЮКБ является инъекция в его разрез высоконапорных флюидов из подстилающих осадочных комплексов, осуществляющаяся главным образом в пределах локальных поднятий по системе дизъюнктивной дислокации и обусловливающая их преимущественно эпигенетический характер. Дополнительными факторами представляются упругое сжатие природных резервуаров, реализованное как следствие неотектонических процессов, и дегидратация смектитов глинистых разностей разреза в интервале достаточных температур.

Общая четкая тенденция последовательного уменьшения средних значений коэффициентов аномальности пластовых давлений вверх по разрезу дает основание считать основным механизмом формирования геофлюидодинамического режима ЮКБ субвертикальный межформационный флюидомассоперенос [21].

Вертикальные каналы для миграции флюидов представляют собой важные зоны для разгрузки флюидов в уплотняющиеся комплексы песков и глин. Присутствие латерального градиента давления, оказывающего влияние с юга на север через бассейн, свидетельствует о том, что вертикальная проводимость недостаточна для сброса избыточного давления [16].

Сравнивая количество генерируемого объема УВ и эмигрированного объема УВ, можно сказать, что все три нефтегазоматеринские толщи являются в равной степени перспективными (табл. 1).

В пределах исследуемой территории выявлены перспективные объекты (рис. 10) в центральной и южной части Южно-Каспийской впадины. По результатам моделирования часть структур, выявленных сейсморазведочными работами, Огурджи, Западное Эрдекли, Туркменабат, Чодгакулиев в центральной и южной части Туркменского сектора Каспийского моря сформированы месторождения газа, в связи с чем эти структуры являются наиболее перспективными и их следует вовлекать в разведку в первую очередь [30].

Заключение

Анализ проведенного исследования позволяет сделать следующие выводы.

1. Зависимости пространственного размещения УВ скоплений в среднеплиоценовой (КТ) — основном нефтегазоаккумулирующем комплексе; последовательный рост газонасыщенности разреза в направлении регионального погружения складчатости, сопровождающийся закономерной сменой нефтяных и нефтегазовых залежей газонефтяными, нефтегазоконденсатными, газоконденсатно-нефтяными и газоконденсатными; увеличение общей газонасыщенности разреза со стратиграфической и гипсометрической глубинами; приуроченность нефтяных залежей к тектонически дислоцированным, нередко эродированным (денудированным) структурным ловушкам, часто пораженным грязевым вулканизмом, и газовых (газоконденсатных) — к ненарушенным локальным поднятиям; явно выраженная метанизация нефтей от бортовых обрамлений бассейна к его наиболее погруженной центральной части, сопровождающаяся уменьшением в составе газов неуглеводородных компонентов. Проведенные исследования свидетельствуют о весьма малой вероятности обеспечения начальных геологических запасов и потенциальных ресурсов УВ в КТ за счет внутренних нефтегазогенерационных возможностей.
2. Результаты моделирования процессов генерации и аккумуляции УВ в осадочном разрезе, скорректированные на учет реальных зависимостей и закономерностей пространственного распределения УВ, свидетельствуют о площадной и вертикальной по разрезу эволюции очагов нефтегазообразования во времени — по направлению к центральной зоне Южного Каспия в процессы генерации последовательно вовлекаются все более молодые подразделения стратиграфического ряда мезозой-плиоцен. При этом основным очагом генерации газовой фазы являются отложения, находящиеся в зонах апокатагенеза и метагенеза мезозоя, жидкой — отложения палеоген-миоцена при явно подчиненном участии нижней части разреза КТ (градации МК1—МК2, частично МК3).
3. В осадочном разрезе современное фактическое положение зоны нефтеобразования реально охватывает диапазон глубин до 8—10 км, зоны генерации конденсата и жирного газа — до 12—14 км, т.е. указанные процессы осуществляются главным образом в подстилающих КТ отложениях, определяя явно аллохтонный характер ее УВ-насыщения.
4. Преимущественная генерация в осадочном разрезе бассейна на современном этапе его геологической истории газовой фазы УВ и высокотемпературных метана, диоксида углерода и азота, обладающих значительной десорбирующей способностью, обеспечивает весьма высокий выход РОВ из пород путем их растворения в сжатых газах и обусловливает доминирующую газоносность его глубокозалегающих отложений.
5. В результате моделирования определены условия формирования углеводородных систем на Туркменском шельфе Каспийского моря и основные ее элементы: нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), резервуары, покрышки; выявлены перспективы нефтегазоносности, установлены основные пространственно-временные закономерности развития процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородных флюидов, а также условия формирования ловушек; и создана карта где показаны потенциально перспективные зоны, объекты и «плеи», определены перспективы нефтегазоносности и обоснованы основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на Туркменском секторе Каспийского моря.