Перспективы нефтегазоносности эоцен-палеоценовых отложений Черноморско-Каспийского региона по результатам бассейнового анализа и численного моделирования

Введение

Эоцен-палеоценовые отложения являются продуктивными на всей территории Черноморско-Каспийского региона, от Крымского сектора Черного моря до западного побережья Каспия (рис. 1). Залежи нефти и газа установлены в составе однопластовых и многопластовых месторождений. В пределах территории исследования многопластовые месторождения приурочены к тектонически активным зонам (складчатым бортам Терско-Каспийского и Индоло-Кубанского прогибов, бортовым зонам Каркинитского грабена), где залежи обнаружены также и в более древних отложениях.

Изучению условий формирования и перспектив нефтегазоносности палеоцен-эоценовых отложений Черноморско-Каспийского региона посвящены работы М.С. Бурштара, Н.В. Клавдиевой, Л.Р. Дистановой и О.О. Лукановой и др. [2][3][6][8]. Однако проведенные исследования охватывали лишь отдельные территории Западного и Восточного Предкавказья и выполнялись в отсутствие полноценной региональной основы — бассейнового анализа с установлением границ бассейнов и палеогеографическими реконструкциями для всего изучаемого региона. Это не позволило в полной мере изучить закономерности размещения скоплений УВ и условия формирования углеводородного потенциала палеогеновой части осадочного чехла. Вопросы источника углеводородов палеоцен-эоценовых залежей по-прежнему остаются слабо изученными.

Сложившаяся ситуация не позволяет адекватно оценить перспективы изучаемого нефтегазоносного комплекса и тормозит его дальнейшее вовлечение в разработку.

Для преодоления указанных проблем в рамках настоящего исследования выполнено обобщение и комплексный анализ опубликованной и фондовой геолого-геофизической и геохимической информации в рамках подготовки региональной основы для бассейнового анализа, изучения и моделирования углеводородных систем палеоцен-­эоценовых отложений.

Характеристика объекта исследования

Область исследования охватывает территории Крыма, Предкавказья и сопредельные части акваторий Черного, Азовского и Каспийского морей (рис. 1).

В структурно-тектоническом отношении изучаемая территория включает Скифскую и Туранскую плиты, ограниченные с севера древней Восточно-Европейской платформой, а на юге граничащие с горно-складчатыми сооружениями Крыма и Кавказа, Терско-Каспийским прогибом. Южная часть области исследования, расположенная в акватории Черного моря, принадлежит Черноморско-Южно-Каспийской системе прогибов [4][9].

С точки зрения нефтегазогеологического районирования Черноморско-Каспийский регион входит в состав Причерноморско-Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП, в пределах которой выделяются восемь нефтегазоносных областей: Причерноморско-Крымская, Индоло-Кубанская, Западно-Предкавказская, Центрально-Предкавказская, Кряжа Карпинского, Терско-Каспийская, Южно-Мангышлакская, Центрально-Каспийская.

Изучаемый палеоцен-эоценовый комплекс сложен терригенно-карбонатными образованиями и входит в состав плитного чехла [7].

Опираясь на результаты изучения вещественного состава отложений в скважинах и обнажениях с учетом распределения мощностей палеоцен-эоценовых отложений в пределах изучаемой территории, в рамках настоящего исследования были реконструированы палеогеографические условия формирования палеоцен-эоценовых бассейнов (рис. 2).

С конца мела и в палеоцен-эоценовое время на территории исследования развивалась трансгрессия. На большей части территории существовали морские условия. Островная суша существовала в Крыму, на Кавказе, в центральной части Азовского моря. Континентальные условия были развиты, по всей видимости, и в северо-восточной части акватории Каспия (рис. 2). На фоне относительно мелководных обстановок литорали и сублиторали выделяются отдельные глубоководные области, расположенные в пределах Каркинитского прогиба Черного моря, к западу от Крымского полуострова, а также в Западном и Центральном Предкавказье.

Интенсивное прогибание в Каркинитском прогибе связано с пострифтовым погружением бассейна, рифтогенез в котором, по данным А.М. Никишина, развивался на рубеже раннего и позднего мела [1]. Высокие скорости осадконакопления обусловили формирование отложений мощностью более 2000 м. Породы палеоцена-эоцена здесь представлены чередованием глин, мергелей и глинистых известняков.

Высокие скорости осадконакопления отмечаются в области развития серии глубоководных бассейнов в Западном Предкавказье. В погружение были вовлечены Керченско-Таманский, Индоло-Кубанский, Восточно-Кубанский прогибы, а также Ставропольский свод. Следует отметить, что период палеоцена-эоцена — единственное время мезозойско-кайнозойской истории региона, когда территория Ставропольского свода испытывала погружение. Высокие скорости погружения в Западном Предкавказье в сочетании с большими объемами поставляемого с севера осадочного материала обусловили формирование мощной клиноформной толщи палеоцена-эоцена, которая представлена здесь чередованием тонко и грубозернистых преимущественно терригенных отложений.

Восточное Предкавказье и сопредельные территории Каспия в период палеоцена-эоцена развивались иначе. Низкие скорости осадконакопления, мелководные, спокойные гидродинамические обстановки способствовали накоплению преимущественно карбонатных отложений неболь­шой мощности. Установленные по результатам выполненных палеогеографических реконструкций различия в палеоцен-эоценовой истории Западного и Восточного Предкавказья согласуются с выводами, полученными Дистановой [3], которая изучала характер погружения территории на основании серии одномерных моделей, построенных по скважинным данным.

Таким образом, с точки зрения палеогеографии в период палеоцена-эоцена в пределах Черноморско-Каспийского региона можно выделить три различающиеся области: Каркинитско-Крымскую терригенно-карбонатного осадко­накопления, связанного с пострифтовым Каркинитским бассейном, Западно-Кавказскую — преимущественно терригенного относительно глубоководного осадконакопления, связанного с серией глубоководных прогибов и Каспийско-Восточно-Кавказскую — мелководного преимущественно карбонатного осадконакопления. Несмотря на выявленную дифференциацию, в среднем эоцене на всей территории Черноморско-Каспийского региона накапливается выдержанная по мощности (около 20—70 м) и составу однообразная толща битуминозных сланцев мергельно-известковистого состава — кумская свита [3][8][11]. Отложения свиты накапливались в восстановительных обстановках и повсеместно содержат рыбные остатки. По-видимому, формирование этих отложений контролировалось не локальными или региональными факторами, а глобальными климатическими событиями на планете, происходившими с конца палеоцена и в эоцене: палеоцен-эоценовый климатический максимум, эоценовый температурный оптимум и последующее похолодание.

Материалы и методы исследования

Основу фактического материала, использованного в процессе настоящего исследования, составили опубликованные и фондовые данные, а также геологические карты и материалы Государственного баланса запасов, которые систематизировались, оцифровывались и приводились к единым форматам. Далее осуществлялся их анализ, обработка и формирование баз данных признаков нефтегазоносности, литологического состава пород и геохимических характеристик органического вещества палеоцен-эоценовых отложений. Затем собранная информация использовалась в процессе проведения бассейнового анализа в аспекте концепции ГАУС и для подготовки входных данных для моделирования. По результатам бассейнового анализа выполнены палеогеографические реконструкции (рис. 2), которые позволили выделить элементы углеводородных систем в палеоцен-эоценовой части осадочного чехла.

Кумская НГМТ (нефтегазоматеринская толща), характеризующаяся хорошим генерационным потенциалом, которой подтвержден многочисленными геохимическими исследованиями [3][8], располагается стратиграфически выше палеоцен-эоценовых резервуаров, что в общем случае не очень удачно для формирования ГАУС, т.к. углеводороды мигрируют вверх по разрезу. Однако особенности тектонического развития осадочного бассейна, включающего ГАУС, могут привести к определенному структурному взаиморасположению НГМТ и резервуара, когда миграция УВ происходит из более молодой НГМТ в более древние резервуары. При таком структурном соотношении НГМТ одновременно является и флюидоупором для нижележащих резервуаров.

Для выполнения численного моделирования на основании результатов геохимических исследований, выполненных Дистановой, Лукановой, Пешковым и др. [3][8][12], и проведенных в рамках настоящего исследования палеогеографических реконструкций была подготовлена карта распределения органического углерода и водородного индекса кумской свиты эоцена (рис. 3).

В результате проведенного анализа и обобщения в составе кумской свиты выделены и закартированы три фациальных типа НГМТ: терригенная, карбонатная и переходная, различающиеся содержанием органического углерода и значениями водородного индекса. Было установлено, что распределение выявленных фациальных типов кумской НГМТ не контролируется палеогеографическими условиями их накопления.

Карта резервуарной толщи построена на основании опубликованных материалов и собранной базы данных литологического состава пород. Она отражает существенные различия в обстановках осадконакопления палеогеновых отложений в северной-северо-западной, где в условиях прогибания и относительно высоких скоростей осадконакопления формировались терригенные, часто клиноформные отложения, и южной-юго-восточной частях изучаемой территории с низкими, в основном, скоростями и формированием карбонатных осадков.

Для формирования структурного каркаса основ­ных осадочных комплексов плитного чехла использованы региональные построения [9][10].

Результаты моделирования углеводородных систем

На основании результатов выполненного численного моделирования выделены две вероятные эоцен-палеоценовые ГАУС с кумской НГМТ, которые располагаются на территории Западного Предкавказья: Индоло-Кубанская и Восточно-Кубанская (рис. 4). Несмотря на наличие крупных очагов генерации, расположенных в Терско-Каспийском, Керченско-Таманском, Туапсинском прогибах, эоцен-палеоценовые ГАУС с кумской НГМТ не были сформированы. Это обусловлено, главным образом, отсутствием резервуаров в составе карбонатных отложений палеоцена-эоцена в пределах этих территорий. Резервуары гранулярного типа развиты в пределах Восточно-Ставропольской впадины. Тем не менее углеводородная система здесь также не сформирована из-за развития кумской НГМТ в карбонатной фации. В целом, карбонатные НГМТ прочнее удерживают углеводороды по сравнению с глинистыми, особенно на ранних этапах генерации. Кроме этого, с учетом современных PVT условий, давления флюида, очевидно, недостаточно, чтобы обеспечить миграцию УВ в стратиграфически более молодой резервуар.

Зрелость ОВ (органического вещества) в очагах выделенных ГАУС соответствует главной зоне генерации нефти за исключением западной части Индоло-Кубанского прогиба, где уровень зрелости органического вещества соответствует стадии преимущественной генерации газа. В наиболее погруженной части Индоло-Кубанского прогиба НГМТ истощена.

В соответствии с установленными геохимическими характеристиками и уровнем зрелости в углеводородных системах прогнозируются преимущественно газонефтяные скопления углеводородов с различным соотношением жидких и газообразных УВ.

Графики геологических событий вероятных эоцен-палеоценовых ГАУС с кумской НГМТ приведены на рисунке 5. Для обеих углеводородных систем временное соотношение периодов генерации-миграции-аккумуляции и критического момента благоприятно.

Обе ГАУС принадлежат осадочным бассейнам, испытавшим устойчивое последовательное погружение в течение всей эволюции — с юрского по настоящее время. Наиболее высокие скорости погружения соотносятся с периодом с майкопа по плиоцен. При этом скорости погружения в Индоло-Кубанском бассейне выше, чем в Восточно-Кубанском. Кумская НГМТ Индоло-Кубанской вероятной ГАУС вошла в нефтяное окно уже к началу неогена, Восточно-Кубанской — только во второй половине неогена, что отразилось на процессах генерации и эмиграции УВ, которые в Восточно-Кубанской углеводородной системе начались позже, чем в Индоло-Кубанской.

Аккумуляция углеводородов в системах началась примерно в одно время: во второй половине неогена. В плиоцене в пределах области распространения Восточно-Кубанской ГАУС произошли тектонические события, которые привели к изменениям структурных планов и разрушению части сформированных ранее скоплений, однако основной накопленный потенциал сохранился.

Обсуждение результатов

В Западном Предкавказье большинство выявленных месторождений расположены в границах выявленных эоцен-палеогеновых ГАУС (рис. 6). Фактические и прогнозные скопления УВ хорошо согласуются как в части расположения, так и в части типа флюида. Генетическая связь месторождений, расположенных в пределах Индоло-Кубанской ГАУС доказана Дистановой [3] в результате изучения геохимических характеристик ОВ и нефтей из этой зоны. В связи с изложенным эоцен-палеогеновую Индоло-Кубанскую ГАУС можно отнести к доказанным (!). Газовые месторождения, расположенные на восточном побережье Азовского моря и в Каркинитском заливе, сформированы за счет другого, не эоценового источника. Для установления их генезиса требуются дополнительные исследования.

Как уже отмечалось ранее, в Восточном Предкавказье в основном отсутствуют гранулярные коллекторы, способные обеспечить латеральную миграцию УВ, что обусловило отсутствие на этой территории классической (традиционной) ГАУС в палеоцен-эоценовом комплексе, несмотря на наличие высокопродуктивной зрелой кумской НГМТ. Все выявленные месторождения связаны с локально расположенными коллекторами трещинного типа в глинисто-карбонатных породах [8] (рис. 6).

Месторождения углеводородов сосредоточены в двух вытянутых зонах. Одна из них расположена вдоль южного складчатого борта Терско-Каспийского прогиба, где палеоген продуктивен в составе многопластовых месторождений (месторождения Ахловское, Эльдаровское, Брагунское и др.). В этой зоне, вероятно, существует несколько источников УВ для залежей как за счет нескольких эффективных НГМТ в разрезе, так и за счет перетоков из нижележащих залежей. Этому предположению не противоречат результаты, полученные Яндарбиевым с соавт. [13]. Изучая биомаркерные показатели нефтей и битумоидов, авторы указывают на обнаруженные черты сходства хадумского битумоида с меловыми, палеогеновыми и даже неогеновыми нефтями, но в итоге приходят к выводу о том, что «…скорее всего, мы имеем дело со сложной природной смесью УВ из различных источников, претерпевшей значительные изменения в процессе сложной геологической истории региона…» [13].

Вторая зона расположена вдоль региональной линии выклинивания карбонатных пород палеоцена-эоцена (месторождения Чепаковское, Ачикулакское, Прасковейское, Лесное и др.). Развитие залежей УВ в палеоцен-эоценовых отложениях здесь контролируется зональным характером распространения пород-коллекторов и зон трещиноватости (где развиты в основном горизонтальные трещины). Залежи нефти, как правило, не связаны с гипсометрическим положением структур, хотя и приурочены к наиболее крупным и тектонически осложненным поднятиям. Например, на Прасковейской площади наиболее трещиноватые породы располагаются не на современном своде структуры, а на ее юго-восточной периклинали. Породами-коллекторами являются тонколистоватые глины и аргиллиты карапагинско-черкесского возраста (Прасковейская площадь), приуроченные к участкам внутриформационного разуплотнения пород, а также трещиноватые мергели и глинистые известняки верхнеэоценового возраста, связанные с надразломными зонами, характеризующимися наиболее благоприятными условиями для образования трещинных коллекторов [8]. Анализ геохимических данных позволил Лукановой сделать вывод о палеогеновом (кумском) источнике УВ этих залежей. По данным Лукановой, все выявленные залежи нефти в палеоцен-эоценовых отложениях описываемой зоны характеризуются небольшими размерами, низкой продуктивностью и непостоянством дебита, во многом обусловленном неоднородностью пород-коллекторов, что подтверждается результатами испытания скважин. Такая картина, по нашему мнению, свидетельствует о наличии в этой зоне нетрадиционной углеводородной системы в кумских отложениях.

Перспективные объекты антиклинального типа выделены только на территории Восточного Предкавказья (рис. 7). Четыре объекта с предполагаемыми коллекторами гранулярного типа, выявлены в пределах Кряжа Карпинского. Вероятность их заполнения связана с высокими рисками и возможна только в случае, если они принадлежат одной из нижележащих ГАУС в качестве дополнительного резервуара, что требует дополнительного изучения.

Остальные перспективные объекты расположены в пределах Западно-Прикаспийской синеклизы. На основании комплексного бассейнового анализа и результатов моделирования ГАУС для этих объектов прогнозируется высокий риск наличия коллекторов, способных обеспечить промышленные притоки УВ. С учетом предполагаемого развития в этой области нетрадиционного источника УВ в кумской свите освоение мелких объектов антиклинального типа представляется нецелесообразным. Для оценки углеводородного потенциала кумской свиты как источника нетрадиционных УВ необходимы дальнейшие исследования, включая численное моделирование по специальной методике [5].

Заключение

В рамках настоящего исследования впервые для Черноморско-Каспийского региона изучены с позиции концепции ГАУС закономерности размещения скоплений УВ и условия формирования углеводородного потенциала палеогеновой части осадочного чехла.

В результате проведенного моделирования подтверждена гипотеза о существовании самостоятельной ГАУС в отложениях палеоцен-эоцена с кумской НГМТ. Показано, что две традиционные ГАУС (доказанная Индоло-Кубанская (!) и вероятная Восточно-Кубанская (.)) существуют только в Западном Предкавказье. С этими углеводородными системами связан существенный углеводородный потенциал, который сосредоточен в стратиграфических ловушках клиноформного комплекса. Дальнейшие геологические исследования необходимо направить на выявление, картирование и оценку потенциала этих перспективных объектов неантиклинального типа, которые, судя по имеющейся геофизической информации, расположены в центральных и северных областях ГАУС и представляют собой новые, не изучавшиеся ранее зоны накопления УВ. С учетом полученной оценки геологических рисков эоцен-палеогеновая Индоло-Кубанская ГАУС (!) является первоочередным объектом для дальнейшего изучения в этом направлении.

В Восточном Предкавказье прогнозируется развитие нетрадиционной ГАУС в кумских отложениях эоцена. Оценка их углеводородного потенциала требует дальнейшего изучения.

ВКЛАД АВТОРОВ / AUTHOR CONTRIBUTIONS

Вяткина Е.В. — внесла основной вклад при выполнении исследования (сбор материалов, формирование базы данных, палеогеографические реконструкции, подготовка входных данных и анализ результатов моделирования), подготовила текст статьи и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Лавренова Е.А. — внесла основной вклад в разработку концепции статьи, окончательно утвердила публикуемую версию статьи и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Левицкая М.С. — внесла основной вклад в создание регионального каркаса модели и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Серикова У.С. — присоединилась к подготовке текста статьи, окончательно утвердила публикуемую версию статьи и согласна принять на себя ответственность за все аспекты работы.

Elizaveta V. Vyatkina — has prepared the text of the article and agrees to take responsibility for all aspects of the work.

Elena A. Lavrenova — made the main contribution to the development of the concept of the article, finally approved the published version of the article and agreed to take responsibility for all aspects of the work.

Maria S. Levitskaya — contributed to the work during the construction of the regional framework of the model and agrees to take responsibility for all aspects of the work

Ulyana S. Serikova — joined the preparation of the text of the article, finally approved the published version of the article and agreed to take responsibility for all aspects of the work.