Для выполнения моделирования углеводородных систем были использованы программные пакеты Petromod (Шлюмберже) и Platte River’s Basin Mod.

Информационной базой исследований являются статистическое обобщение и систематизация поинтервальных и точечных замеров температур в долго простаивающих скважинах месторождений и площадей, материалов по геологии и гидрогеологии локальных структур, 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.

Геотемпературный режим недр относится к числу важнейших факторов, определяющих условия генерации углеводородов и характеризующих обстановки миграции и аккумуляции нефти и газа в толще осадочных пород. Существенная роль глубинного тепла Земли проявляется в его регулирующем влиянии на ход превращений исходного органического вещества и на все последующие физико-химические изменения в составе природных флюидов, контролирующие их мобильность в миграционных процессах и фазовое состояние. Результаты исследования температурных условий разрезов нефтегазоносных регионов, районов, зон, площадей и участков могут служить вескими аргументами при решении вопросов, связанных с установлением вида, формы и пространственной ориентации перемещения флюидов, формированием, размещением и сохранением залежей углеводородов и прогнозом их фазового состояния. В результате исследований распределение по глубине фактических значений пластовых температур в интервале гипсометрических отметок 0…-6000 м в Южно-Каспийском бассейне аппроксимируется следующими выражениями: t = 13,7 + 0,196Н0,725, где Н — глубина (м). На рисунке 1 представлены данные, характеризующие геотемпературные условия рассматриваемого региона [31].

Форма зависимостей «температура — глубина» и «геотемпературный градиент — глубина» (градиенты определялись из условия dt/dH) (рис. 1) свидетельствуют о том, что влияние механизмов, 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 [7].

Проведенные исследования позволили охарактеризовать геотемпературную компоненту ЮКб (Южно-Каспийский бассейн) следующими основными чертами:

в мезозойских отложениях туркменской части ЮКб в интервале 0,5—23 км tmz = 16,8 + 0,073H0,851 и Gtmz — 2,46—1,39°C/100 м (Gt — геотемпературный градиент);в палеоген-миоценовых отложениях туркменской части ЮКб эти показатели изменяются в интервале 0,5—9 км tpg-mi = 16,8 + 0,5375H0,602 и Gpg-mi — 2,720,86°C/100 м;в плиоценовых отложениях КТ туркменской части ЮКб эти показатели находятся в диапазоне 0,05—7 км tRS = 13,7 + 0,488H0,607 и G RS — 6,27—0,91°C/100 м.

Анализ геотемпературных показателей с целю 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 (рассеянное органическое вещество): 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).

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 интервалу мезозой-плиоцен. В процессе продолжающегося прогибания бассейна (плиоцен-антропогеновое время) стратиграфические композиты мезозойского комплекса на глубинах 13,4—21,5 км вступали в зону генерации 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.

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 жирного газа 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 [7].

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 [9].

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 [3].

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 объективную лимитацию протекания в комплексе химических реакций 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 [4].

Правомерность подобного заключения находит подтверждение в констатированной 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 [32].

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.

Интегрируя геотермальную историю и прогнозируя степень катагенетической зрелости интервалов возможных нефтематеринских пород по времени, были исследованы история генерации УВ. В результате моделирования в Южно-Каспийском бассейне выделяются мел-эоценовая, олигоцен-миоценовая и плиоцен-квартерово углеводородные системы. Последние две представляют бóльшую часть разреза Южно-Каспийского бассейна, в том числе в туркменском секторе Каспийского моря (рис. 2) [12].

Моделирование генерации и аккумуляции 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. В исследуемом регионе в разрезе осадочного комплекса были выявлены четыре интервала нефтематеринских пород [20]. Все эти модели охватывают период от олигоцена до современного времени (см. рис. 1).

В исследуемом регионе в разрезе осадочного комплекса выявлено четыре интервала нефтематеринских пород: в нижнем майкопе — Mk1 (500 м); в верхнем майкопе — нижнем миоцене — Mk3—N11 (250 м); в среднем-верхнем миоцене (диатомская свита) N21-N31 (diat.) (100 м); в верхнем миоцене (понтические пласты) N31 (pnt) (до 400 м).Для всех интервалов нефтематеринских пород содержание органического углерода было принято, в интервале 1—3 со смесью II/III керогена. Современная температура поверхности была принята как постоянная величина 5 °С. Применялась модель переходного теплового потока, которая использовала полное дифференциальное уравнение и учитывает теплоемкость различных литологических единиц [15]. В процессе моделирования использовалась величина постоянного теплового потока 40 мВт/м2 [16], что обычно соответствует современному температурному градиенту, который составляет приблизительно 16—19 °С/км, что, в свою очередь, соответствует замерам [22].Моделирование генерации, проведенное по трем скважинам и шести псевдоскважинам, представлено в виде диаграмм истории захоронения ОВ и распространения категорических зон в процессе истории прогибания осадочного бассейна (рис. 4 и 5). На рисунке 6 продемонстрированы кумулятивные кривые генерации углеводородов в двух вариантах: 1 — по всем нефтематеринским интервалам и 2 — только по нефтематеринским интервалам в миоцене для скважин Чодгакулиев-2 Туркменабаши-1 и Ливанов-6. А для псевдоскважин показаны кумулятивные кривые генерации углеводородов по всем нефтематеринским интервалам [6].

Отложение преимущественно мелкозернистого олигоцено-миоценового комплекса содержит в себе основные нефтематеринские породы бассейна [17]. В это время седиментация проходила достаточно медленно, в основном со скоростью 0,5 км/млн лет, и поэтому образование углеводородов шло достаточно медленно [31]. Несмотря на это проведенное моделирование свидетельствует, что в нефтематеринских 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 [24]. В этом комплексе к позднему миоцену нефтематеринский интервал в олигицене достиг степени созревания, достаточного для образования нефти и газа. Тем не менее моделирование свидетельствует о том, что в юго-восточной части бассейна, например в районе псевдоскважины 6, нефтематеринский интервал в олигоцене находился в это время только на грани созревания [8].

Моделирование также свидетельствует о том, что процессы генерации углеводородов связаны с нефтематеринскими интервалами в миоцене, верхне-майкопской свите, диатомской свите [21]. Что же касается понтических пластов, вряд ли органическое вещество 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. Поэтому можно сделать вывод о том, что временные рамки образования нефти и газа в нефтематеринских породах миоцена и, вероятнее всего, олигоцена в Южно-Каспийском бассейне зависели от захоронения в периоды наиболее высокой скорости седиментации (более 2,5 км/млн лет) [23], которые связаны с красноцветами плиоцена и акчагылским и апшеронским комплексами. Такая поздняя и интенсивная седиментация вызвала депрессию изотерм и окна созревания [29]. Это является причиной того, что по диаграммам кумулятивного образования углеводородов по нефтематеринским интервалам в миоцене наиболее интенсивное их образование проходило в последние 5 миллионов лет, что является наиболее оптимальным отрезком времени, соответствующим отложению коллекторов-красноцветов и образованию ловушек [1].

Поскольку бассейн еще термально не уравновесился для отложения красноцветов, то присутствует низкий современный температурный градиент. Моделирование свидетельствует о том, что современный седиментационный разрез до глубины 6 км термально созрел недостаточно для образования нефти, что совпадает с наиболее глубоко залегающими красноцветами плиоцена [27]. 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 в настоящее время [33]. 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 участка, прилегающего к сланцевому крылу диапира Апшеронского хребта и в зоне инверсии непосредственно к северу, псевдоскважина 1, свидетельствует о том, что предполагаемые более глубоко залегающие олигоценовые-миоценовые майкопские нефтематеринские интервалы в современное время достигли ранней или высокой степени зрелости для образования нефти и что значительное образование нефти проходило только в квартере. Периоды поднятия и эрозии, моделированные на интервале 500 метров, не оказали существенного влияния на общую степень зрелости, поскольку этот разрез достиг наивысшей температуры только к современному времени [25]. Поэтому можно предположить, что в ловушки, располагающиеся к северу от Апшеронского хребта, углеводороды поступали из местных источников — при наличии нефтематеринских интервалов в майкопа.

Одной из характерных и исключительно важных особенностей мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийского бассейна является широкое развитие в нем аномально высоких поровых в не(слабо)проницаемых интервалах разреза (глинах, аргиллитах) и пластовых давлений в терригенных и карбонатных коллекторах [19]. 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 [2]. В мезозойских отложениях в Туркменском секторе Южно-Каспийского бассейна аномально высокие давления констатированы в ряде структур восточного замыкания Прибалханской зоны, на суше Горганского прогиба [14].

Анализ площадного распределения АВПД по всему вскрытому стратиграфическому разрезу ЮКб (рис. 6) [35] 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. 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 [30]. Дополнительными факторами представляются упругое сжатие природных резервуаров, реализованное как следствие неотектонических процессов, и дегидратация смектитов глинистых разностей разреза в интервале достаточных температур [37].

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 [28].

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 [10]. Тем не менее на сейсмических профилях (рис. 7) мы видим четкие доказательства в виде ярких пятен на кровле сбросов и газовых каналов над сбросами, а также признанная связь месторождений нефти и газа с диапирами глинистых сланцев свидетельствует о том, что в этих зонах проходит определенный объем вертикальной миграции [26]. Вышесказанное свидетельствует о горизонтальной миграции углеводородов в совокупности с вертикальной миграцией, связанной с дизъюнктивными нарушениями.

В исследуемом регионе широко распространены разновидности структурных и неструктурных ловушек. Среди них ловушки в брахиантиклиналях, тектонически экранированные, обусловленные стратиграфическим выклиниванием, изолированные трансгрессивными глинами, конусами выноса дна бассейна, каналами и карбонатными постройками [11].

Образование структурных ловушек связано с Кавказской компрессией в позднем плиоцене, и эти ловушки часто ассоциируются с грязевыми диапирами. С юго-восточного угла района съемки в северо-западном направлении к центру бассейна простираются два выступающих линейных хребта. Они ассоциируются с конседиментационным сбросообразованием в пластах красноцветов, возможно, вызванных силами сжатия или дифференциальным уплотнением и обезвоживанием подстилающих глин [38].

Основная суть традиционной концепции разведки залежей нефти и газа в досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении заключалась в поисках брахиантиклинальных ловушек, расчлененных сбросами на блоки, т.е. антиклиналей, конформных со структурами плиоцена, где выявлены скопления УВ. В Западной Туркмении широко распространены ловушки, связанные с антиклиналями, с клиновидными надвигами; литологическим выклиниванием и замещением; стратиграфическим срезанием и перекрытием пластов-коллекторов глинисто-алевролитовыми толщами среднего плиоцена; тектоническим экранированием.

На большей части Южно-Каспийского бассейна в пределах 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. Аллохтонный структурный этаж, в свою очередь, сбросами и сдвигами расчленен на блоки и подстилается мезозойско-нижнекайнозойским разрезом автохтонного залегания. Примеры тектонически экранированных залежей нефти и газа Туркменистана напоказаны на рисунках 8 и 9 [39].

В пределах туркменского сектора Южно-Каспийского бассейн распространены стратиграфические и литологические ловушки, связанные с относительными изменениями уровня моря, вызвавшими различные седиментационные формы и палеосистемы, связанные с ПалеоАму-Дарьей [36]. Огромный потенциал имеют зоны распространения палеодельт. На ЮКб широко распространены четыре типа фациальных ассоциаций, относящихся к палеодельтам, от алювиальных 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 [40]. 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 [13].

Геологические объекты, отмечаемые на сейсмике, такие как конусы выноса дна бассейна, стратиграфические выклинивания, холмистость отложений, русловые пески, являются показателями палеодельтовой системы [34]. На рисунке 10а приведен пример конуса выноса на дне бассейна ниже подошвы наступающей палеодельты, а на рисунке 10б изображена схема конуса выноса с выделенными основными признаками.

На рисунке 11а показан пример горизонтальной площадки в пределах наступающего паракомплекса. На рисунке 11б приведен пример песчаного тела / обломочного потока, отложенного со склона фронтальной части дельты. На рисунке 11в показан пример сгруппированных русел и холмистость в разрезе верхних красноцветов из западной части структуры Огурджи.

В качестве нефтегазопоискового объекта можно отметить рифовые постройки, которые, несомненно, подтвердят необходимость дальнейших исследований (рис. 12).

Таким образом определены перспективы нефтегазоносности и обоснованы направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на Туркменском секторе Каспийского моря.

В результате проведенных геолого-геофизических исследований и моделирования углеводородных систем была создана карта перспектив нефтегазоносности Туркменского сектора Каспийского моря (рис. 11), где показаны потенциально перспективные зоны, объекты и «плеи».

Анализ проведенного исследования позволяет сделать следующие выводы.