Перспективы поисков месторождений нефти и газа в глубокозалегающих отложениях акватории Южного Каспия

Введение

Опыт и результаты геолого-разведочных работ в большинстве нефтегазоносных бассейнов мира показывают, что углеводородный (УВ) потенциал диапазона глубин до 5—7 км к настоящему времени в достаточной степени изучен и дальнейшие основные перспективы добычи нефти и газа связаны с более глубоко погруженными (8—12 км) комплексами, находящимися в специфической геологической обстановке, позволяющей реализовывать генерацию, миграцию флюидов и аккумулировать УВ в природных резервуарах.

В этом плане значительный интерес представляет и Южно-Каспийский бассейн (ЮКб), (рис. 1, 2), оншорная часть которого до глубины порядка 5 км, шельф и пришельфовая акватория в пределах изобат до 200 м и глубин порядка 6—7 км, отвечающих гипсометрии подошвы мощной (до 5 км) терригенной глинисто-песчаной нижнеплиоценовой продуктивной (красноцветной) толщи (ПК, КТ) до 6,5—7 км, практически достаточно полно изучены, и дальнейшие основные перспективы региона могут быть связаны главным образом с центральной глубокопогруженной зоной Южного Каспия с гораздо большей батиметрией морского дна (до 900—1000 м) и глубинами залегания (до 8,5 км) потенциально нефтегазонасыщенных объектов (ПТ, КТ) — основного УВ содержащего интервала, а также отложениями юрского, мел-эоценового и олигоцен-миоценового возрастов с глубиной залегания кровли комплекса свыше 9 км мезокайнозойского осадочного разреза бассейна толщиной 30—32 км (рис. 3).

Южно-Каспийский бассейн характеризуются ступенчато-блоковой тектоноархитектурой; доминированием мощных субвертикальных межформационных и межрезервуарных пульсационно-инъекционных флюидомассоперетоков; лавинным осадконакоплением в верхний плиоцен-четвертичное время (скорость седиментации на отдельных участках и в некоторых временных интервалах — до 1000—1200 м/млн лет); вполне удовлетворительными коллекторскими и фильтрационными свойствами; весьма низкой прогретостью (температуры — до 150 ºС), препятствуюшей термодеструкции жидких и газообразных УВ; активным подводным грязевым вулканизмом; высокой сейсмичностью; многочисленными космодистанционно фиксируемыми проявлениями на поверхности водной среды разнофазных природных УВ; другими геофизическими признаками турбулентности глубокозалегающей геологической среды [3].

Результаты исследований

С целью исследования и анализа процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ на больших глубинах Южно-Каспийского бассейна была проведена реконструкция условий развития этих процессов в течение всей геологической истории путем моделирования углеводородных систем [1]. Результаты исследований были интегрированы в двух- и трехмерных моделях УВ систем (рис. 4) больших глубин с учетом геодинамики и геофлюидодинамики исследуемых регионов. Результаты моделирования позволяют сделать вывод: наряду с другими факторами, важное значение для генерации ОВ в нефть и расположения главной зоны нефтегазообразования (ГЗН) имеют скорость осадконакопления и погружения бассейна. Накопление осадочного чехла характеризуется различными скоростями и связано с темпом прогибания и объемом осадочного заполнения бассейна [10].

Влияние скоростей прогибания и осадконакопления на кинетику процессов генерации УВ показано на примере Южно-Каспийской впадины (ЮКв), которая характеризуется высокими и сверхвысокими скоростями осадконакопления, что было выявлено в результате моделирования история погружения. Согласно модели скоростей седиментации Южно-Каспийской впадины (рис. 5) выявлена следующая картина погружения бассейна: в средне-позднеюрскую эпоху — 50—60 м/млн лет; в меловом периоде — 10—20 м/млн лет; к началу олигоцена — 5—8 м/млн лет; в олигоцен — раннем миоцене 30—40 м/млн лет, в плиоцене скорость тектонического прогибания превысила 2000 м/млн лет. Большие мощности осадочного комплекса, накопленные в особенности в плиоцен-четвертичное время (5,3 млн лет), были связаны с пониженным базисом эрозии бассейна, устойчивым погружением, с высокими скоростями седиментации, а также с деятельностью Палео-Волги, Палео-Куры, Палео-Узбоя и Палео-Аму-Дарьи, т.е. привносом громадного объема осадочного накопления. Вышеназванные условия развития бассейна оказали весьма серьезное влияние на физико-химическую скорость процессов генерации УВ в ЮКв [2].

В туркменской акватории Южного Каспия комплексом геолого-геофизических работ бурения выявлено 76 локальных структур, в том числе 14 опоискованных и разведанных, (в т.ч. 9 нефтегазовых, газонефтяных и газоконденсатно-нефтяных месторождений), что определяет значение коэффициентов разведанности и успешности, соответственно, 0,184 и 0,118. Фонд неопоискованных поднятий — 62, или 82%. Самой глубокой скважиной являлась скв. 2 пл. Огурджы (Туркменская структурная терраса) с забоем 5732 м в верхнем отделе КТ, не показавшая в своем разрезе признаков реального промышленного УВ насыщения. Непродуктивными оказались и все другие 5 скважин пл. Огурджы. Западный Ордекли этого же района; скв. 1 пл. Туркменабат (бывш. пл. Ферсмана) — восточный сегмент субширотного Сары Чекичлерского прогиба, все не дошедшие до низов КТ и даже не вскрывшие основные регионально нефтегазоносные объекты — VIII горизонт КТ (стратиграфический аналог свиты «перерыва» ПТ), IX, X горизонты, расположенные примерно на 800—1000 м вверх от подошвы КТ. Изученный во всех скважинах разрез верхнего отдела КТ представлен пологими малоамплитудными (до 300—350 м) поднятиями с весьма частым неоднородным линзовидным пространственно невыдержанным чередованием песчаных, алевролитовых и глинистых пластов толщинами не более 10 м (гызылгумская фация КТ, фация Палео-Аму-Дарьи и Палео-Узбоя), что явно не может обеспечить наличия в нем высокоамплитудных резервуаров и аккумуляцию в них сколько-нибудь значительных объемов УВ [8]. Что касается перспектив невскрытого нижнего отдела КТ в первых двух районах, то их также следует оценивать не особо благоприятными исходя из аналогичного качества коллекторов и их относительно пониженной нефтегазонасыщенности на сопредельных месторождениях соседней к востоку оншорной Гогерендаг-Чекичлерской зоны поднятий, выполненной в своей южной части малопривлекательной в отношении крупномасштабной нефтегазоносности горгано-атрекской фацией. Современное состояние сырьевой базы КТ туркменского сектора Южного Каспия характеризуется весьма широким диапазоном экспертных оценок начального извлекаемого УВ потенциала — 0,4—18,4 млрд т н. э. (максимальные величины потенциала 16,5—18,4 млрд т н. э., естественно, декларируются государственными структурами), что порождает значительные неопределенности в оценке перспектив его нефтегазоносности, ориентации и последовательности ГРР, максимизирует геологические, технологические и экономические риски [4].

В иранской части акватории Южного Каспия к настоящему времени геолого-геофизическими и различного рода буровыми работами установлено наличие 50 локальных поднятий (в т.ч. блоки Мехр, Анаран, Моган), из которых пребывало в процессе поисков и разведки 5; неопоисковано 45 структур — 90%. Иранской стороной, по неподтвержденным данным, утверждается открытие 4 месторождений УВ; коэффициент успешности в этом случае составляет 0,08%, общее число пробуренных скважин — 13. Характерной особенностью района являются весьма высокие узкость шельфа и крутизна континентального склона [9]. В пределах иранской части глубоководной ванны Южного Каспия широким распространением пользуется южнокаспийская фация ПТ, характеризующаяся мелкозернистостью осадков, повышенной глинистостью, пространственной неоднородностью (невыдержанностью по площади и разрезу). На участках субширотных Сары-Чекичлерского и Лянкярано-Горганского структурных поясов в связи с возрастанием роли местных источников сноса терригенного материала (горные сооружения Талыша, Эльбруса, Копетдага) литофациальный облик ПТ (КТ) претерпевает значительные негативные трансформации, выражающиеся в развитии здесь специфических талышской, решт-сефидрудской, предэльбрусской, горганской, атрекской ее подфаций, характеризующихся слабой отсортированностью осадков, резким сокращением их мощности, весьма высокой глинистостью (до 95%), ухудшением фильтрационно-емкостных показателей [14].

Обсуждение результатов

Анализ распределения УВ насыщения в акватории Южного Каспия показывает, что:

• практически вся выявленная к настоящему времени промышленная нефтегазоносность в регионе позиционирована в основном за внешним периметром глубоководной области акватории в виде приближенной по конфигурации к кольцевой полосе шириной 20—50 км, охватывающей как оншорную зону, бортовых обрамлений бассейна, так и непосредственно прилегающих шельфа и материкового склона с батиметрией до 200—220 м;
• разведанные «пустые» структуры бассейна окаймляют внешний периметр центральной глубоководной впадины Южного Каспия;
• в пределах бассейна все выявленные месторождения и площади с установленной нефтегазоносностью всегда обязательно пространственно ассоциируются с зонами (ареалами, участками, пунктами, очагами) дренажа гидродинамических субсистем, осуществляемого в ходе мощной вертикальной миграции флюидов по плоскостям проводящих дизъюнктивов, эруптивам грязевых вулканов, контактам диапировых внедрений с вмещающими породами, литофациальными несогласиями («гидрогеологического окна»), зонами повышенной трещиноватости и другим нарушениям сплошности пород;
• все месторождения генетически и пространственно сопряжены с зонами проявлений высокой макро- и микросейсмичности трещин отдельности, заполненных гидротермальными агрегатами, кварцитами, вторичными цементами порово-трещинного пространства; крупномасштабного грязевого вулканизма, гидрогеохимических, положительных геотемпературных, палинологических, изотопных свкозных субвертикальных переточно-инъекционных аномалий и гидродинамических дренажных пьезоминимумов, вещественно выражающихся в виде присутствия на дневной поверхности почти каждой структуры субмаринных выходов нефти, газа и подземных вод; соленых озер глубинного питания, зон резко повышенных против фоновых геотемператур, пятен несингенетичных разрезу подземных вод, восходящих минерализованных термальных источников, некков, натеков травертинов, кира, асфальта, озокерита, солончаков;
• в направлении от бортовых обрамлений бассейна к его центральной глубоководной котловине (по мере роста толщин перекрывающего верхний плиоцен-четвертичного комплекса и соответствующего погружения поверхности ПТ (КТ)) нефтегазоносность локальных структур закономерно уменьшается до практически полного отсутствия УВ насыщения;
• в акваториальной части бассейна до настоящего времени не выявлено ни одно месторождение, где поверхность ПТ (КТ) на своде поднятия залегала бы на глубинах, превышающих 1700—1750 м (Кровля ПТ (КТ) на непродуктивных пл. Сейяр — 2980, Нахчыван — 2000, Зафар-Машал — 3200, Абшерон — 2400, Огурджы — 3000, Западно-Ордекли — 2800, Туркменабат — 3800, Энзели-море — 2400 м). (Единственным исключением является осложненное крупномасштабными дизъюнктивами и грязевым вулканизмом месторождение Шахдениз с глубиной залегания кровли ПТ 1875 м на своде поднятия, расположенного непосредственно на региональном Шахово-Азизбековском глубинном линеаменте, секущем весь осадочный чехол Южного Каспия.)

Оценка указанных объективных геологических условий нефтегазоносности ЮКб приводит к заключению, что она подчиняется общебассейновому принципу доминирования флюидодинамических механизмов в формировании и размещении УВ скоплений. Теоретическую основу флюидодинамической концепции формирования и размещения нефтегазоносности составляют следующие имманентные принципы:

1. основным условием, обеспечивающим формирование скоплений нефти/газа в природном резервуаре, является обязательное предварительное освобождение его пустотного пространства (порового/трещинного) от ранее заполнявших сингенетичных седиментогенных подземных вод и создания, таким образом, свободных аккумулирующих объемов, способных к насыщению мигрирующими из зон и очагов генерации УВ — «без предварительной эмиграции подземных вод нет последующей миграции и аккумуляции углеводородов»;
2. в любой тектоно-структурной, стратиграфической, литофациальной обстановке геологические тела приобретают способность природных резервуаров (ловушек) УВ исключительно при реализации их гидродинамического дренажа;
3. нефтегазоносность локальных поднятий (антиклинальных зон, тектонических поясов, района, регионов, бассейна) всегда является многокритериальной интегральной функцией сложного сочетания многочисленных количественных аргументов, характеризующих структурно-тектонические условия ловушек, историю их геологического развития, литофациальные и фильтрационно-емкостные особенности разрезов, гидродинамические и гидрохимические обстановки аккумулирующих УВ геологических тел, геотермический и барический режимы осадочной толщи.

В этой связи обязательно необходимым и исключительно важным является понимание того обстоятельства, что в поисково-разведочном процессе основными критериями являются не только облигатный квартет общегеологических качественных показателей — потенциально нефтегазопроизводящие породы, коллекторы, ловушки, экраны, характеризующие лишь гипотетическую вероятность присутствия промышленных УВ, но главным образом строгие, индивидуальные для каждого региона (района, тектонической зоны) количественные взаимосоотношения структурно-тектонических, литофациальных, фильтрационно-емкостных, гидродинамических, гидрохимических и геотермобарических параметров природных резервуаров, определяющие реальную по времени возможность их заполнения нефтью или газом. Региональное нефтегазонасыщение каких-либо свит и горизонтов, наличие удовлетворительных порово-трещинных емкостей — коллекторов, ловушек, мощных покрышек, присутствие в разрезе УВ генерирующих интервалов является сочетанием лишь необходимых, но отнюдь не достаточных факторов для формирования промышленной нефтегазоносности; первый из названных факторов определяет только вероятность события, второй — его возможность.

Приведенные выше объективные геологические факты однозначно свидетельствуют об обязательности учета присутствия или отсутствия в разрезах, оцениваемых как перспективные площади (зон, участков, тектонических блоков-ступеней) ЮКб каналов миграции флюидов от глубокопогруженных очагов их генерации до зон нефтегазоаккумуляции. В регионе такими каналами, очевидно, являются зоны повышенной трещиноватости, контактов диапировых внедрений, эруптивы грязевых вулканов, литофациальные несогласия («гидрогеологические окна»), зоны разуплотнения пород и другие нарушения сплошности геологической среды, которые могут фиксироваться в геофизических полях в виде явной турбулентности этих участков локальной и региональной складчатости. В этом случае энергичная миграция флюидов сама формирует в осадочном чехле субвертикальные каналы гидравлической связи иногда достаточно причудливой формы, заполненные разуплотненным пластичным (иногда даже квазиожиженным) осадочным материалом, способным в благоприятных условиях обеспечить мощный глубинный природный гидроразрыв. В зависимости от интенсивности и продолжительности импульсов миграции степень разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмопрофилях различным «сейсмическим имиджем», что в определенной степени позволяет выявлять и даже картировать каналы миграции УВ (так называемые “gas chimney”) (рис. 6).

Общий анализ совокупности всех геологических условий, касающихся пространственного размещения промышленных запасов УВ на суше и в прилегающей офшорной зоне за внешним периметром глубоководной части Южного Каспия (батиметрия до 200—220 м), как функции флюидодинамических процессов и условий дренажа разрезов отдельных локальных структур, тектонических блоков и региональных зон нефтегазонакопления приводит к заключению, что оно в самой значительной степени является производным четвертичной (плейстоцен-современной) фазы субвертикальной миграции водопарогазонефтяной флюидальной субстанции, генерированной глубокопогруженными нижними интервалами осадочной толщи (возможно, даже с участием коровых и подкоровых эманаций), на синхронном инверсионном этапе геологической истории бортовых обрамлений бассейна [13].

Оценивая с позиций современной геофлюидодинамики перспективы нефтегазоносности неопоискованных локальных структур глубокопогруженной котловины Южного Каспия с батиметрией 250—1000 м и погружением в их пределах кровли ПТ (КТ) в интервал гипсометрических отметок (-2000)—(-4500) м, обязательно необходимым является также учет того чрезвычайно важного момента, что все «пустые» структуры, окаймляющие по внешнему периметру ступенчато-блоково построенную глубоководную зону акватории и наиболее приближенные к ее центру, объективно являются индикаторами осуществления в ПТ (КТ) генерации УВ и механизмов реализации последующих миграционно-аккумуляционных процессов [19]. В этом аспекте роль центральной ванны Южного Каспия, характеризующейся резкой глинизацией разреза ПТ (КТ) (вследствие максимальной удаленности района от областей сноса терригенного материала) и сочленяющейся с бортовыми обрамлениями бассейна посредством высокоамплитудных латерально экранирующих тектонических, стратиграфических и литофациальных несогласий, предстает достаточно ограниченной, лимитируя тем самым как перспективы выявления в ее наиболее погруженных ловушках крупных скоплений нефти/газа, так и реальность их накопления в вышезалегающих поднятиях в рамках концепции автохтонности УВ вмещающим отложениям и доминирования их перемещения по модели дифференциального улавливания («траппирования»). Подтверждением последнего является последовательный рост в направлении от бортов к центральной части бассейна напряженности гидродинамической системы ПТ (КТ) — ограничения миграционных процессов, констатируемой развитием в ней кульминационных сверхгидростатических пластовых (АВПД) и приближенных к геостатическим поровых (АВПоД) давлений. Учитывая вышеизложенное, перспективы связаны с открытием газоконденсатных месторождений, в локальных структурах глубокопогруженной котловины Южного Каспия приуроченных к достаточной степени сильно дислоцированным дизъюнктивами и грязевым вулканизмом структурным ловушкам и гидродинамически привязанных к крупным региональным разломам, обеспечивающим необходимую степень дренажа природных резервуаров, и таким образом компенсирующих негативное влияние фактора весьма глубокого залегания поверхности ПТ (КТ).

Перспективы нефтегазоносности ПТ (КТ) глубоководной ванны Южного Каспия могут быть увеличены, если при прогнозе ее УВ насыщения принять во внимание вероятность принципиально иной геологической ситуации с временем формирования ловушек и залежей. В соответствии с ней глубокопогруженные природные резервуары центральной части акватории ЮКб имеют достаточные шансы оказаться заполненными УВ при облигатном условии, что их аккумуляция была реализована до временного интервала активной иммерсии района, т.е. до лавинной седиментации верхней апшерон-четвертичной толщи мощностью на отдельных поднятиях до 6,4 км (например, пл. Научная — 2,55, пл. Сейяр — 2,98, пл. им. Мушвига — 3,5, пл. Туркменабат — 3,8, пл. им. А. Абида — 5,6, пл. им. Натаван — 6,0, пл. им. М. Санани — 6,4 км и др.), т.е. тогда, когда поверхность ПТ (КТ) залегала на глубинах до 1700—1800 м, обеспечивающих эффективный дренажный флюидомассообмен. При таком варианте геологической обстановки необходимым элементом является завершение к этому времени становления общего тектонического плана зоны (блока, ступени), структурного и дизъюнктивного оформлений локальных поднятий. По времени все это синхронно кооперируют с главной фазой миграции УВ в масштабах всего бассейна Южного Каспия, приходящейся на плиоценовый- акчагыл-нижнеабшеронский стратиграфический диапазон.

Положительными факторами при этом могут служить вполне удовлетворительные коллекторские свойства возможно продуктивных пластов на глубинах до 8,5—9 км (если они в этом районе вообще могут присутствовать вследствие резкой глинизации разреза ПТ (КТ) в направлении от бортовой периферии бассейна к его центральной части и надежные экранирующие свойства мощной вышезалегающей осадочной серии, консервирующей скопления УВ [16].

В рамках развиваемых представлений теоретически мыслимым представляется также вариант геологической ситуации, когда ловушка еще не окончила свое структурное оформление в качестве природного резервуара до начала главной и завершающей фаз миграции УВ и движущиеся флюиды «проскакивали» мимо нее «без задержки» выше по региональному восстанию пластов; естественно, в этом случае ловушка окажется «пустой» даже при наличии всех других необходимых и достаточных факторов формирования УВ скоплений.

Совершенно очевидным представляется и тот случай, когда ловушка в результате явлений эрозии оказывается размытой на значительную глубину и ранее находившиеся в ней залежи оказыва ются полностью деградированными (место рождения Гирмаку, Фатьмаи, Хамамдагдениз, Гарасу, Санги-Мугань, Ульфат и др.).

Заключение

Наиболее привлекательными для постановки ГРР представляются отдельные полосообразно ориентированные поднятия, непосредственно тяготеющие в Шахово-Азизбековскому, Центрально-Каспийскому, Сефидруд-Карабогазскому, Западно-Туркменскому меридиональным, Сангачал-Огурджынскому, Мильско-Чекичлерскому, Предмалокавказскому субширотным, диагональным вала Абиха разломам, особенно к участкам их пересечения. К таким структурам, в частности, могут быть отнесены: в зоне складчатости вала Абиха — пл. им. М. Азизбекова, пл. Шафаг, пл. Асиман, пл. им. Дж. Джабарды, пл. им. Мушвига, где глубины кровли ПТ составляют 3000—3400 м; в Сары-Чекичлерской зоне — Западно-Чекичлерская и, не исключено, пл. им. Ханлара (глубины кровли КТ — 3000— 4400 м). В отношении возможной газонефтеносности наиболее предпочтительными для поисков представляются сопряженные с региональным диагональным разломом вала Абиха, разделенные крупноамплитудными поперечными разрывами и осложненные интенсивным грязевым вулканизмом площади контрактного блока Алов — Шарг — Араз, где кровля ПТ залегает на глубинах 2200—3200 м, а толща воды — 450—700 м. Естественно, все эти ожидания не предлагают структурной «молодости» ловушек и подразумевают завершение цикла их формирования к началу основной фазы внедрения в ПТ (КТ) УВ из подстилающих отложений.

На современной стадии изученности, чтобы давать более или менее надежную количественную оценку запасов, ресурсов и геологического потенциала глубоководной акватории Южного Каспия, необходимо предварительное проведение в ней полного комплекса региональных космодистанционных рекогносцировочных работ, полномасштабной морской газогеохимической съемки, опорно-параметрического бурения, региональной высокоразрешающей геофизики, на базе которой следует осуществить интеграцию палеотектонической, палеоструктурной, палеспастической реконструкций в нефтегеологическую бассейновую модель, которую необходимо дополнить моделированием углеводородных систем и формализовать цифровыми методами на основе изложенных выше концептуальных флюидодинамических положений.