CC BY
87
ГЕОЛОГО-ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ ЭВОЛЮЦИЯ РИФТОГЕННЫХ ЗОН ВОСТОЧНЫХ РАЙОНОВ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Н. Мамиесенов (НГДУ «Хазарнебит»), А.С. Филин (РГУНГим. ИМ. Губкина)
Туркменистан занимает четвертое место в мире по концентрации углеводородного сырья в своих восточных районах (Амударьинский нефтегазоносный бассейн). В западной части Туркмении крупных газовых месторождений на суше нет. Извлекаемые запасы открытых на суше месторождений газа составляют около 180 млрд м3, добываемый газ в небольших количествах (до 4^5 млрд м3 в год) поставляется в Иран по газопроводу Корпедже - Курт-Куи. На морских месторождениях доказанные извлекаемые запасы газа составляют примерно 400 млрд м3 при слабой изученности шельфа восточной части Южно-Каспийской впадины (ЮКВ) современными геолого-геофизическими методами.
В Западно-Туркменской нефтегазодобывающей области, где добыча на нефтяных месторождениях осуществляется более века, существует определенный дефицит подготовленных запасов нефти и газа, особенно на суше, но имеются благоприятные геологические условия для стабилизации добычи и развития нефтегазовой отрасли. Реализация потенциальных ресурсов УВ связана с наращиванием площадей и глубин проведения геологоразведочных работ на нефть и газ в восточных районах ЮКВ. В настоящие время объемы и качество геолого-геофизический информации позволяют выполнить зональную оценку нефтегазоносного потенциала ее конкретных участков, где экономически целесообразно проведение дальнейших геологоразведочных работ на основе современных представлений о геологическом строении ЮКВ.
Эффективность подготовки площадей к проведению поисково-разведочных работ на нефть и газ во многом зависит от степени изученности территорий скоплений УВ. Важная роль в этом процессе отводится геолого-геотермическим исследованиям, проводимым при опробовании и испытании глубоких скважин. Знание закономерностей изменения температур с глубиной и по площади в комплексе с другими геолого-геофизическими и геохимическими показателями позволяет детализировать геологическое строение площадей, выделять перспективные горизонты, прогнозировать фазовое состояние углеводородов, их состав и качество, положение флюидных контактов.
Согласно новой концепции, Южно-Каспийский НГБ рассматривается как малая литосферная плита, соответствующая мегавпадине одноименного названия. В ЮКВ открыто более 110 месторождений нефти и газа, в том числе крупных с запасами, измеряемыми десятками миллионов тонн. Большинство выявленных месторождений связано с кольцеобразно обрамляющими микроплиту шовными зонами, состоящими из серии протяженных в различных направлениях региональных разломов (рис. 1). С субширотным Апшероно-Прибалханским разломом, состоящим из отдельных фрагментов, связаны месторождения Прибрежной, Причелекено-Ливанской и Прибалханской нефтегазоносных зон. К субмеридиональным разломам скольжения (Огурчино-Чикишлярскому, Западно-Туркменскому, Аладаг-Месерианскому) приурочены Западно-Чикишляр-Ферсманская, Гограндаг-Экеремская зоны поднятий (рис. 2). Нижняя часть геологического разреза изучена слабо. В периферийной восточной части впадины (Кубадагское поднятие) континентальный фундамент вскрыт единичными скважинами и представлен метаморфическими образованиями, предположительно палеозойско-протерозойского возраста. По результатам ГСЗ и другим данным максимальные глубины фундамента (22^24 км) установлены в Огурчинской и Южно-Челекенской зонах. Осадочный чехол ЮКВ представлен мощной (до 20 км) толщей мезо-кайнозойских отложений, в которой прогнозируется (при дальнейшем освоении туркменского шельфа) открытие новых месторождений УВ. По сейсмогеологическим данным в осадочном чехле выделяют три стуктурно-тектонических этажа [1] с различным литологическим составом, мощностями и типами складчатости:
• юрско-нижнемеловой терригенно-карбонатный этаж развит в восточной части ЮКВ, где его мощность на консидиментационных складках уменьшается с востока на запад от Западного Копет-дага в сторону центральной части Туркменского шельфа;
• верхнемеловой-миоценовый этаж с параллельно-слоистой структурой складчатости преимущественно терригенных отложений распространен ближе к центру ЮКВ.
• верхнеплиоцен-четвертичный этаж представлен терригенными, преимущественно косос -лоистыми отложениями, характерными для восточной части ЮКВ. Основным нефтегазоносным комплексом является плиоценовая красноцветная толща, сложенная чередованием песчано-
алевролитовых и глинистых пород. Мощность толщи в восточной части ЮКВ изменяется от 800 до 3000-4000 м.
Рис. 1. Структурно-тектоническая схема региональной нефтегазоносности Южно-Каспийской впадины (по данным В.Ю. Кириллова и др., 2010): глубинные разломы: 1-1 - Дербент-Красноводский; 11-11 - Северо-Апшеронский;
111-111 - Апшероно-Прибалханский; 1У-1У - Сангачал-Огурчинский; У-У - Мильско-Чикишлярский; У1-У1 - Предмалокавказский; УН-УН - Предэльбурсский; УШ-УШ - Западно-Каспийский; IX - Восточно-Азербайджанский (Яшминский); Х-Х - Шахово-Азизбековский; Х1-Х1 - Сефидрид-Карабогазский; Х11-Х11 - Центрально-Каспийский; ХШ-ХШ - Огурчино-Чикишлярский;
Х1У-Х1У - Западно-Туркменский; ХУ-ХУ - Аладаг-Месерианский; ХУ1-ХУ1 - Аджикабул-Мардакянский; ХУИ-ХУИ - вал Абиха; зоны поднятий: ^1-4- Прибалхашская; —-2-«- Гогрендаг-Экеремская; зоны прогибов: ^-3-*- Кызылкумская; + 4-*- Кусаро-Келькорская
Красноцветная толща (туркменская формация) сформировалась в результате размыва и привно-са терригенных пород с орогенного обрамления восточного борта ЮКВ. Продукты разрушения оро-генов явились поставщиками осадочного материала для заполнения котловины ЮКВ. На ее периферии накапливались мощные континентальные осадочные толщи миоцен-плиоцена, которые к центру бассейна замещались морскими образованиями.
Тектоническое строение восточного борта впадины отражает черты коллизионной складчатости с образованием складок волочения, характерных для присдвиговых зон, возникающих в осадочном чехле перед фронтом надвигающихся орогенных массивов. Складки восточного борта впадины
обусловлены движением блоков по региональным разломам и разрывам, которые окружают ЮКВ. По геолого-геофизическим данным отмечаются также складки нагнетания.
Рис. 2. Схема тектонического районирования восточного борта Южно-Каспийской впадины: зоны поднятий: I - Прибрежная; II - Гогрендаг-Экеремская; III - Гызылгумский прогиб; 1У - Причелекено-Ливановская;
У - Западно-Ордекли-Огурджинская; У! - Западно-Чекичлер-Ферсманская; 1-62 - месторождения и локальные структуры
С другой стороны, «контурное» расположение региональных разломов и связанных с ними складок вокруг впадины указывает на эволюционно-тектонические процессы развития рифтогенеза [2]. Зарождение рифта связывается с триас-юрским временем и с последующими конвергентным и изо-статическим этапами в юрско-меловое и палеоген-неогеновое время.
Изменение температурного режима в осадочном разрезе ЮКВ неразрывно связано с тектоническими событиями, начиная с истории зарождения рифта в триас-среднеюрское время, конвергенцией в бат-палеоценовом периоде и последующим изостатическим выравниванием на эоцен-совре-менном геологическом отрезке времени (рис. 3).
Среди многочисленных геолого-геофизических и геохимических факторов, формирующих тепловой режим ЮКВ, значительное место в работах [1, 2, 5] отводится исследованию изменения плотности теплового потока по глубине. Показано, что палеоген-миоценовые глины являются тепловым барьером, влияющим на распределение теплового потока в хроно-стратиграфическом разрезе тектонических зон и локальных поднятий. На основании изучения коэффициента теплопроводности более чем двухсот образцов керна выявлены существенные изменения теплопроводности пород в зависимости от литолого-фациальных особенностей стратиграфического разреза. Минимальными средневзвешенными значениями (3,78 • 10-3 кал/см • с • град) коэффициента теплопроводности характеризуются глинистые отложения, максимальными - песчано-алевролитовые отложения (5,1 • 10-3 - 5,53 • 10-3 кал/см • с • град).
Изучение распределения величин теплового потока по площади показало, что на суше восточного борта ЮКВ его значение низкое (0,79 • 10-6 кал/см • с • град) (мВт/м2), в Прибалханской тектонической зоне несколько выше - 0,93 • 10-6 кал/см • с • град. Тепловой поток в мезозойских отложениях прибортовой зоны восточной части ЮКВ характеризуется более высокими значениями -1,62 • 10-6 кал/см • с • град., что обусловлено их литологическим составом и активизацией тектонических процессов.
На рис. 3 показано, что скопления УВ в ЮКВ приурочены к одной нефтегазоносной системе. Согласно геохимическим данным в литолого-стратиграфическом песчано-глинистом разрезе этой территории содержатся нефтематеринские породы удовлетворительного и хорошего качества. Считается [2, 3], что содержащийся в них кероген 11-111 типов, находясь в зоне «нефтяного окна». способен при наблюдаемых умеренных термобарических условиях генерировать такое количество УВ, которого достаточно для образования месторождений нефти, газоконденсата и газа не только в красноцветной толще, но и в отложениях акчагыльского и апшеронского ярусов. Интенсивное погружение (до 3,5 км/лет) осадочной толщи ЮКВ в неоген-антропогеновое время обусловило быстрое вхождение потенциально нефтематеринских пород в зону генерации УВ, где отражательная способность витринита составляет Я° = 0,65-0,85 % (стадия катагенеза ПК1 - МК1). Выполненный анализ палеогеотермических условий восточной части ЮКВ показал [5], что начиная с апшеронского времени красноцветная толща находится в «главной зоне нефтегазообразования».
В результате анализа изменения геотермических параметров с глубиной и по площади локальных структур установлено, что изменение величин пластовых температур (Тт, 0С) с глубиной (Н) происходит согласно зависимости Тпл = 0,993-1,387 • Н 0,452-0,55з, соответствующей кривой параболического типа.
Уравнения зависимостей Тт, ОС = /И) для рассмотренных зон и площадей близки между собой и отличаются значениями функциональных коэффициентов, связанных с локальными тектоно-гео-термическими особенностями изучаемой территории. Характер изменения всех геотермических параметров (теплового потока, пластовых температур, геотермических ступеней и градиентов) на месторождениях и перспективных структурах восточной части ЮКВ свидетельствует об относительно однородном умеренном геотермическом режиме недр региона, нарушаемом локальными температурными аномалиями, выявленными в ходе построения серии геотермических карт-срезов в интервале глубин 500-4500 м.
При сопоставлении геотермических карт-срезов и структурных карт плиоценовых отложений отмечается четкая приуроченность зон повышенных температур к приразломным сводам продуктивных структур (рис. 4). На основании взаимосвязи величин локальных пластовых температур с продуктивностью плиоценовых отложений выделены перспективные участки и блоки для постановки поисково-разведочных работ на месторождениях Готурдепе, Комсомольское, Барсагельмес и др.
Коллектора и скопления углеводородов
\1:не рипс кис
поролы
Покрышки
Главные
месторождения
Т,° С
в, т/°С
Обстановка осад кона коплсния
Тектонические
события
Л итостратиграфия
Группы
Формации
Условные
обозначения
Лт
Іудовлетво
ріггсльні
гт
ыс ^
«РОДДИ
хорошие *
^сльнь
я 3 §§■ ||
с глубиной
геотермической
ступени
Мелководно
морская
Переходная к морскому
Континентально
морская
Континентальная
Мелководно
морская
Прибрежных
равнин
Мелководно
морская
Морская
Литоральная
Мелководный
шельф
Мелководно
морская
Морская
Мелководно
морская
Столкновения Зарождение рифта
Чап.-Туркменская группа отложений
Туркменская
формация
Морская
терригенная
формация
Глауконитовые
фосфатитовые
формации
Морские
карбонатные
формации
і і
1 в о~
ЛЯ
месторождения нефти и газа
возможные
месторождения
1^ * • ИЄфпіНЬІЄ
2. газоконденсатные
3. газовые
Карбонатные
формации
Датчай
Канісфруї) в Северном И/ют•
Пестроцветно-
континентально-
вулканогенная
формация
со
со
Рис. 3. Эволюционная геологическая модель восточной части Южно-Каспийской впадины
ПРОБЛЕМЫ РЕСУРСНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНОВ РОССИИ ДО 2030 Г.
да— изогипсы по кровле КТ 58-'"' геоизотермы • скважины
тектонические нарушения Щ грязевулканическая брекчия
Рис. 4. Готурдепе. Карта геоизотерм на глубине 2000 м (Н. Мамиесенов)
Рассмотренная выше геотермическая модель восточной части ЮКВ позволяет более эффективно решать практические задачи поисков скоплений УВ, выбора перспективных объектов, планирования направлений поисково-разведочных работ (рис. 5).
Таким образом, анализ размещения залежей УВ разного фазового состояния в зависимости от термобарических условий показал, что месторождения газового и газоконденсатного типа связаны преимущественно с зонами, характеризующимися наиболее напряженными термобарическими параметрами пластов (60—112 °С, 34—79,3 МПа) в Гогрендаг-Экеремской зоне поднятий. К зонам относительно пониженных температур (32—72 °С) и давлений (4,5—34,0 МПа) приурочены в основном нефтяные залежи Прибалхашской зоны поднятий, где на глубинах до 7—9 км возможно открытие новых нефтяных скоплений.
Рис. 5. Схематическая карта перспектив нефтегазоносности плиоценовых отложений ниже 3000 м по геотермическим данным (Н. Мамиесенов): 1 - грязевые вулканы; 2 - перспективные структуры;
3-5 - перспективные территории: 3 - преимущественно нефть; 4 - нефть и газоконденсат с нефтяной оторочкой; 5 - нефть и газоконденсат; 6-10 - перспективные структуры: 6 - преимущественно нефть; 7 - газ;
8 - газоконденсат с нефтяной оторочкой; 9 - газоконденсат; 10 - нефть и газ
Список литературы
1. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция / под ред. Ю.Г. Леонова и Ю.А. Воложа // Труды ГИН РАН. - М.: Научный мир, 2004. - Вып. 543. - 526 с.
2. ХаинВ.Е. Важнейшие структуры Каспийского нефтегазоносного бассейна / В.Е. Хаин, В.И. Попков // Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей: материалы научно-практич. конфер. - Геленджик, 2005. - С. 34-50.
3. Гулиев И.С. Нефтепродуцирующие и коллекторские свойства отложений Южно-Каспийской впадины / И.С. Гулиев и др. // Литология и полезные ископаемые. - 1992. - № 2. - С. 110-120.
4. Федоров Д.Л. Оценка потенциальных ресурсов нефти и газа Южно-Каспийского бассейна / Д.Л. Федоров, Л.Э. Левин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. -№ 8. - С. 2-6.
5. Мамиесенов Н. Палеогеотермия красноцветной толщи юго-западного Туркменистана / Н. Мами-есенов, В.Ф. Борзасеков, А. Ишанкулиев // Известия АН ТССР. Серия ФТХ и ГН. - Ашхабад, 1979. -№ 1. - С. 15.
