Содержание к диссертации
Введение
1. Геохимические методы при морских нефтегазопоисковых работах 7
1.1. Основные теоретические положения геохимических методов поисков нефти и газа 7
1.2. Основные этапы становления и развития геохимических методов. 8
1.3. Геохимическая съемка по водной толще 12
1.4. Геохимическая съемка по донным отложениям 16
1.5. Геохимические исследования в северо-восточной части черного моря
1.5.1. Газогеохимические съёмки 22
1.5.2. Изучение нефтематеринских свойств осадочных пород 24
2. Геологическая характеристика объекта исследований по материалам ранее проведенных работ 27
2.1. нефтегазоносность 28
2.1.1. Основные элементы нефтегазогеологического районирования 28
2.1.2. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Черноморской нефтегазоносной области 2.1.2.1. Новороссийско-Лазаревская ГНО 30
2.1.2.2. ВНГО Туапсинского прогиба 32
2.1.2.3. ВНГО вала Шатского 32
2.2. Геоморфологическое строение района 33
2.2.1. Шельф 33
2.2.2. Континентальный склон 34
2.2.3. Абиссальная Восточно-Черноморская впадина
2.3. Главные структурные элементы района исследований 36
2.4. История геологического развития района 40
3. Генерационно-аккумуляционные углеводородные системы северо-восточной части черного моря по результатам трехмерного бассейнового моделирования 49
3.1. Входные данные для моделирования 49
3.2. Обоснование элементов генерационно-акумуляционных углеводородных систем 51
3.3. Граничные условия, параметры расчета, допущения 52
3.4. Результаты моделирования
3.4.1. Мезозойская ГАУС 53
3.4.2. Кайнозойская ГАУС 57
4. Методика обработки и интерпретации аналитических данных
4.1. Фактический материал 61
4.2. Методы исследований
4.2.1. Донный пробоотбор и аналитические исследования 62
4.2.2. Статистическая обработка аналитических данных 62
4.2.3. Построение схем распределения углеводородных газов в донных отложениях. 65
5. Основные закономерности формирования газового поля ув в поверхностных осадках северо-восточной части Черного моря 67
5.1. Распределение углеводородных газов в поверхностных осадках 67
5.1.1. Метан 67
5.1.2. Легкие гомологи метана 71
5.1.3. Тяжелые гомологи метана 74
5.1.4. Критерии 76
5.2. Характеристика газового поля углеводородов в поверхностных осадках .80
5.2.1. Нормальное (фоновое) газовое поле 81
5.2.2. Аномальное газовое поле 84
6. прогноз перспектив нефтегазоносности северо-восточной части черного моря. рекомендации по организации газогеохимических съемок 103
6.1. Выделение перспективных участков для поисков месторождений нефти и газа 103
6.2. Оценка геологических рисков 106
6.3. Рекомендации по организации газогеохимических съемок в районе 111
Заключение 113
Список использованных литературных источников
- Геохимическая съемка по водной толще
- Абиссальная Восточно-Черноморская впадина
- Граничные условия, параметры расчета, допущения
- Статистическая обработка аналитических данных
Введение к работе
Актуальность работы. Изучение углеводородного потенциала Черноморского бассейна ведется с 60-х годов прошлого столетия. Месторождения нефти и газа открыты в западной части акватории - на шельфах Украины (Голицина, Шмидтовское, Одесса, Субботина и др.), Румынии (Восточная и Западная Лебада, Дойна-2, Дельта-4, Тротешь и др.), Болгарии (Галата, Калиакра, Каварна и др.), Турции (Акчакоджа, Аязли, Баянли и др.). В Российском секторе готовятся к поисково-разведочному бурению структуры Мария и Северо-Черноморская.
О существенном углеводородном потенциале северо-восточной части Черного моря свидетельствуют многочисленные очаги разгрузки углеводородов из глубинных источников по каналам подводных грязевых вулканов и тектоническим нарушениям, а также обнаруженные в последние годы прямые нефтепроявления в поверхностных осадках.
Газо-геохимические исследования являются неотъемлемой частью комплекса нефтегазопоисковых работ. К настоящему времени в северо-восточной части Черного моря выполнены значительные объемы газо-геохимических исследований. Но отсутствует обобщение этих материалов, которое необходимо для корректной оценки региональных составляющих газового поля, информация о которых существенно улучшит качество интерпретации локальных геохимических съемок.
В последнее время интерес к акватории Черного моря, как к объекту поисков УВ возрастает, в этой связи задачи повышения эффективности поисковых, в том числе геохимических методов исследований становятся весьма актуальными.
Целью работы является выявление особенностей формирования газо-геохимических полей приповерхностных донных отложений северо-восточной части Черного моря в связи с оценкой перспектив нефтегазоносности акватории.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
сбор и анализ геологических данных по литературным и фондовым материалам, создание геологической основы исследования с применением геоинформационных технологий, включая информационные и графические базы данных;
сбор и систематизация данных газо-геохимических исследований в северо-восточной части Черного моря;
выявление региональных закономерностей распределения углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря;
создание геолого-геохимической основы для изучения закономерностей развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем и оценки перспектив нефтегазоносности шельфа и глубоководной области Черного моря;
районирование изучаемой части акватории и выделение наиболее перспективных участков для поисков углеводородов;
оценка геологических рисков открытия месторождений в северо-восточной части Черного моря;
анализ эффективности геохимических методов и оптимизация методики морских газо-геохимических исследований для условий северо-восточной части Черного моря.
Научная новизна работы. Впервые обобщены результаты грунтовых газометрических исследований, выполненных в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.г. и создана цифровая база геолого-геохимических данных.
Впервые изучены особенности формирования регионального поля углеводородных газов и установлено, что основным фактором, контролирующим их распределение в приповерхностных донных отложениях, являются особенности геологического строения. Впервые обоснованы фоновые и аномальные значения содержаний метана и его гомологов для различных структурно-тектонических элементов района.
Впервые на созданной автором геохимической основе с привлечением результатов трехмерного бассейнового моделирования (с использованием программы Petromod) выделены наиболее перспективные участки для поисков залежей углеводородов и разработана оригинальная схема нефтегазогеологического районирования северо-восточной части Черного моря.
Практическая значимость работы. Выявленные наиболее перспективные участки акватории для поисков нефти и газа, выполненное нефтегазогеологическое районирование и впервые проведенная оценка геологических рисков северо-восточной части Черного моря позволяют оптимизировать дальнейшие нефтегазопоисковые исследования в регионе.
Разработанные автором рекомендации по методике поисковых геохимических исследований позволяют существенно повысить их эффективность.
Основные защищаемые положения:
-
Фоновая составляющая газового поля донных осадков северо-восточной части Черного моря контролируется структурными зонами с различным возрастом и мощностью слагающих их отложений осадочного чехла.
-
Аномалии содержания углеводородных газов в донных отложениях северо-восточной части Черного моря имеют различное происхождение и связаны со скоплениями углеводородов в разрезе, областью генерации углеводородов, областью развития газогидратов, глубинными разломами и техногенным загрязнением.
-
По данным анализа геохимических полей и результатам трехмерного бассейнового моделирования, в северо-восточной части Черного моря локализованы перспективные участки с преимущественно нефтяной, нефтегазовой или газовой аккумуляцией.
Фактический материал. Основу диссертационной работы составил материал, собранный во время экспедиционных работ ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз» в северо-восточной части Черного моря в период с 1990 по 2010 г.
В обобщение включены данные по содержанию углеводородных газов в осадках на более чем 1500 станциях опробования.
В диссертационной работе использованы опубликованные и фондовые материалы по геологическому, геоморфологическому строению, истории развития, результатам трехмерного бассейнового моделирования Черноморской впадины.
Личный вклад автора. Фактический материал, на основе которого подготовлена работа, получен в экспедициях ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» и ЗАО «Черноморнефтегаз», в большинстве из которых автор принимала непосредственное участие.
Автором была разработана и сформирована база данных газо-геохимических исследований, с приведением положения станций опробования к единой системе координат и результатов аналитических исследований к единым единицам измерения.
Использованные в диссертационной работе результаты трехмерного бассейнового моделирования были получены при непосредственном участии автора.
Анализ и комплексная интерпретация геолого-геохимических данных, построение карт выполнены автором лично.
Апробация работы. Основные результаты выполненных автором исследований изложены в 38 публикациях, в том числе в 10 статьях, опубликованных в научных реферируемых журналах: «Доклады РАН» (2000); «Геология и геофизика» (2002, 2003); «Geo-Marine Letters» (2004, 2009);, «Вопросы геологии и освоения недр юга России» (2007);«Геология и полезные ископаемые мирового океана» (2009); «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе» (2009, 2009); «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» (2010); «Рациональное освоение недр» (2012), а также в виде 26 тезисов докладов на российских и международных конференциях, включая: «Геофизика-99» (1999); «Gas in marine sediments» (2000, 2002, 2005, 2012); «Международная школа по морской геологии» (2001, 2005); «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа» (2001); ВНИГНИ (2001); «Геохимия в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ» (2001); «Черное море: проблемы и стратегия, экология и освоение ресурсов, водородная энергетика» (2004); «Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей» (2005, 2006, 2009, 2010); «Геодинамика, сейсмичность и нефтегазоносность Черноморско-Каспийского региона» (2001, 2005); «Охрана окружающей среды при освоении нефтегазовых месторождений» (2005); «Методы прямого прогнозирования залежей углеводородов» (2008); «К новым открытиям через интеграцию геонаук» (2010); «Углеводородный потенциал больших глубин:энергетические ресурсы будушего – реальность и прогноз» (2012).
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения. Объем работы составляет 127 страниц, включая 43 рисунка и 14 таблиц, список литературы включает 137 наименований.
Благодарности. Автор выражает благодарность всем геологам, геохимикам и геофизикам, работавшим и работающим в Черном море, внесшим вклад в изучение геологии и геологического развития Черноморского бассейна, результаты которых были использованы автором в диссертации.
Особую благодарность автор выражает научному руководителю д.г-м.н. зав. кафедрой проф. В.Ю. Керимову.
Автор выражает благодарность научному консультанту д.г.-м.н. Б.В. Сенину за внимание и поддержку в процессе написания работы. Автор выражает благодарность руководству и коллегам ГНЦ «Южморгеология», ЗАО «Черноморнефтегаз», ОАО «Союзморгео», кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа им. Губкина. Автор искренне признателен коллеге и другу к.г.-м.н. Е.А. Лавреновой за совместную многолетнюю интересную работу, поддержку и советы.
Геохимическая съемка по водной толще
Первым из прямых геохимических методов поисков нефти и газа была газовая съемка. разработанная В.А.Соколовым и основанная на определении микрогазопроявлений в поверхностных слоях исследуемых районов с помощью специально отработанной аппаратуры. Впоследствии научные идеи В.А.Соколова были развиты и усовершенствованы П. А. Антоновым, О. В. Барташевич. А. А. Геодекяном. Г.Г. Григорьевым, Ф.Г. Дадашевым. Д.М. Зорькиным. С.Л. Зубайраевым. Д.С. Коробовым, В. С. Лебедевым. И. В. Лопатиным. Г. А. Могилевским. А. В. Петуховым. Л. С. Кондратовым. Е. В. Стадником.. И.С. Старобинцем. М.И. Субботой и др. Опыт использования геохимических поисков нефти и газа (ГПНГ) на суше послужил основой для разработки их морских модификаций. В истории развития геохимических исследований на акваториях можно выделить три этапа
Первый этап (1935-56 г.г.) характеризуется зарождением отечественной морской геохимии, как научного направления, разработкой и опробованием техники и методики геохимических исследований на акваториях, проведением первых геологических морских экспедиций, изучением геохимической специализации донных отложений и вод совместно с различными гидрографическими и океанологическими работами (М. В Кленова, 1931 - 1950 годы; В. Ф. Соловьев. Л. И. Лебедев. 1949 -1953 годы:: М. И. Суббота 1950 г. Б П Жижченко и др.). Несмотря на определенные достижения в этот период, морские геохимические поиски нефти и газа не получили широкого применения. Отрицательно сказалось отсутствие специализированной техники, радиогеодезической привязки, высокочувствительной аналитической аппаратуры. Работы на первом этапе способствовали накоплению богатейшего фактического материала о природе газов и органического вещества современных донных осадков.
Второй этап развития геохимических методов (1970-1980 годы) на суше и на море завершился методическим и аппаратурным становлением лабораторных исследований вплоть до молекулярного и атомного уровней [Ларская, 1992]. С конца 1970 годов начались поиски аномальных черт скоплений углеводородов, разработка методов интерпретации геохимических данных. Головным предприятием по геохимическим методам поисков нефти и газа в Министерстве природных ресурсов и экологии РФ является ГНЦ ВНИИГеосистем (бывший ВНИИЯГГ), где с 1970 года начались исследования по теории и технологии геохимических поисков. Эти разработки связаны с именами геохимиков-исследователей Ф.М. Алексеева. П.Л. Антонова. Г.А. Могилевского. Л.М. Зорькина, О.В Барташевич, Е.В. Стадника, И.С. Старобинца, И.В. Лопатина А.В. Петухова, В..И. Ручнова, Л.С. Кондратова и многих других. В результате многолетних исследований разработана стадийность и рекомендован комплекс геохимических методов [Зубайраев. 1996]. Метод прошел промышленное опробование во многих регионах СССР -Якутии. Западной и Восточной Сибири. Средней Азии. Западном Казахстане. Европейской части, на шельфах Черного, Каспийского. Охотского, Баренцова морей. Этими работами, по состоянию на 1990-1991 годы, выявлено более 130 геологических объектов с аномальными характеристиками геохимических нолей, из которых 31 был подготовлен и рекомендован к поисковому бурению. На 13 обьектах проведено поисковое бурение. Результаты проверки следующие: в 7 случаях открыты месторождения, в 5 случаях получены притоки нефти и газа и в одном случае - с отрицательным результатом бурения. В трех случаях бурением проверены объекты с отрицательным прогнозом по геохимическим данным. Все три объекта оказались непродуктивными [Барташевич, Зорькин. Зубайраев, 1988].
Этот период характеризуется бурным развитием морских нефгегазопоисковых геохимических и геофизических исследований. Это. в первую очередь, относится к непрерывным и дистанционным методам поиска: многоканальной сейсморазведки. геолокации, высокоточной гравиметрии, магнитометрии, электроразведки, многолучевому эхолотированию, спутниковым системам привязки, геохимическому профилированию по воде с помощью станции "Сниффер" - США. Франция. "Прогноз" и "Магмасс" - СССР.
Геохимические исследования в море в этот период проводятся в ИО АН СССР. ИГ АзССР, ВНИИЯГГГ, ВНИИГАЗ, ВНИГРИ, МГУ, Одесском государственном университете, НПО "Севморгео", НПО "Южморгео", ВМНПО "Союзморгео". Следует отметить работы: по Чёрному морю, Каспийскому и Азовскому морям - В. И. Багирова, А. А. Геодекяна, Р. А. Гусейнова, Ф. Г. Дадашева, А. М. Зорькина, М. К. Зубкова, В. В. Круглякова, Р. П. Кругляковой, И. С. Старобинца, Г. Г. Ткаченко, Л. В. Чертковой и др.; по Баренцеву морю - А.В. Гончарова, В. И. Гуревича, В. Л. Бондарева, А. И. Данюшевской, В.И Петровой, и др.; по Дальневосточным морям - А. А. Геодекяна, В. Я. Троцюка, А. И. Обжирова и др.
В процессе работ высоко оценены возможности использования морских ГПНГ для поисков нефти и газа. В тоже время выявилось существенное отставание теоретических основ и техники геохимических исследований от задач практики, что привело к доминированию морских сейсмических методов прогноза скоплений УВ. Вследствие чего, с одной стороны, резко сокращается объем исследований, а с другой - ведётся усиленный поиск и разработка новых перспективных методов и направлений.
Третий этап, начавшийся в 1980 годы, отличается тем, что на фоне общего спада морских ГПНГ усиливается внимание исследователей к вопросам комплексирования, к изучению пространственного распределения различных геофизических и геохимических параметров, обусловленных воздействием геологических объектов разного масштаба и уровня. Развитие морских нефтегазопоисковых методов идет по пути создания новых дедуктивных направлений исследований: сейсмостратиграфии, многомерной сейсморазведки, прямых геофизических и геохимических методов, что дало новый подъем применению ГПНГ па акваториях.
Современные морские геохимические работы осуществляются па основе новейших теоретических, экспериментальных, методических, аппаратурных разработок и базируются на представлениях: о процессах генерации, аккумуляции и миграции УВ при формировании геохимических и геофизических нолей над скоплениями нефти и газа. В настоящее время отработаны отдельные виды геохимических съемок на акваториях и показана эффективность их использования.
С появлением современной аналитической аппаратуры органической геохимии -газовой хроматографии и газовой хроматографии - масс-спектрометрии, общей сканируемой флуоресценции (TSF) стало возможным определение микроколичеств УВ -флюидов в поверхностных осадках.
За рубежом геохимические методы в поисково-разведочных работах начали применять в 1937-1938 годах, используя в значительной мере теоретические и методические разработки советских исследователей (В.А. Соколова, Ф.М. Алексеева, П.Л. Антонова, Г.А. Могилевского и других). В настоящее время прямые геохимические методы поисков нефти и газа применяются в США. Канаде, Германии. Норвегии,
Франции и Китае. Наибольшее распространение за рубежом имеют: традиционная газо геохимическая съемка, геомикробиологический метод, люминесцентно битуминологическая съемка, использование изотопных индикаторов, методы поисков по "неорганическим показателям нефтегазоносное". За рубежом эффективно используются дистанционные (аэрокосмические. фотографические, телевизионные, спектрометрические, радиотепловые, лазерные, гамма-метрические, радиолокационные и др.) методы и комплексирование их с геохимическими методами, в частности, с газометрией. Совершенствование этих видов съемки осуществляется в двух направлениях - разработка новой аппаратуры для получения более информативного материала и методических приемов интерпретации получаемых материалов [Демидов. Ромашов, 1991].
Ведущие нефтяные фирмы эффективно используют геохимические методы при поисках нефти и газа в море. Однако технология проведения исследований и их результаты практически в периодической печати не освещаются. Геохимический метод используется зарубежными фирмами как поверочный для оценки нефтегазоносное региона или локальных структур после выполнения сейсмоакустического профилирования. На антиклинальных структурах, в местах возможной разгрузки нефтяных флюидов проводится отбор донных осадков.
В Техасском университете под руководством профессора Д.М. Брука создана специализированная группа - TDI-Brooks International, которая выполняет заказы нефтяных компаний. Геохимическая съемка выполнены в Мексиканском заливе, на Африканском шельфе. Северном море. Карибском бассейне и других акваториях [Bernard. Brooks. 1998: Brooks, Kennicutt. Carey, 1986].
В Северном море в Норвегии частная геохимическая группа Brekke СНЕМО также проводит нефтепоисковые геохимические работы по донным отложениям [Brekke. Sverre. 1997]. Недостатком метода является то. что пробы не анализируются на борту судна, а хранятся в замороженном виде до 5 месяцев.
Абиссальная Восточно-Черноморская впадина
Наличие склоновых условий осадконакопления характерны для южного склона Северо-Западного Кавказа. Разрез нижнего Майкопе представлен песчанистыми мергелями, переслаивающимися глинами, алевролитами, песчаниками (мацестинская и хостинская свиты), глинами с редкими прослоями алевролитов и песчаников (сочинская свита). В мацестинской свите присутствует «горизонт с включениями» - глыбы и валуны более древних известняков и мергелей, связанные с подводнооползневыми явлениями. В результате морского пробоотбора подняты конгломераты, аргиллиты, мергели [Драгирование континентального склона Чёрного моря..., 1981, ф.; Опытно-производственные геолого-геофизические исследования..., 2000, ф.].
Глубоководные области представлены двумя прогибами: Индоло-Кубанским и Туапсинским. Об отложениях глубоководных впадин можно судить по описанию майкопских отложений Индоло-Кубанского прогиба [Геологическое строение..., 1994]. Разрез характеризуется полным отсутствием карбонатной составляющей. В отложениях Майкопа преобладают глинистые минералы, характерно высокое содержание биогенного органического вещества, рассеянные остатки рыб присутствуют по всему разрезу. В результате морского пробоотбора в области глубоководной впадины, относящейся к Туапсинскому прогибу, были подняты образцы глин [Опытно-производственные геолого-геофизические исследования..., 2000,ф].
В начале среднемайкопского времени условия в основной части района сохраняются (рис. 2.7е, 2.8). В основном отлагаются глины неизвестковистые, что указывают на схожие условия осадконакопления. Далее районы развиваются по-разному. В Центральном районе продолжают отлагаться глины, сохраняются спокойные условия осадконакопления. В Западном районе (р.Сухой Шибик, площади Кура-Цице, Ключевая, р.Пшиш, г. Анапа) отложения разнообразны: это- глины, алевролиты, песчаники, глыбовые конгломераты (до 100 м.), спонголиты, песчано-диатомовые и песчано-спонголитовые отложения. Можно отнести эту область к областям склона и областям быстроменяющихся условий. Отложения южного склона Кавказа представлены переслаивающимися слоями песчаников, алевролитов и глин, отмечаются прослои конгломератов (имеют линзовидное залегание) [Геология СССР..., 1968]. К верхнему Майкопу обстановки выравниваются, накапливаются глины неизвестковистые с многочисленными включениями ярозита и сидерита, что указывает на небольшие глубины образования. В отложениях Южного склона Кавказа накапливаются песчаники и глины (рис. 2.7ж, 2.8).
Вал Шатского и Грузинская глыба на протяжении всего майкопского времени находилась в области, периодически затопляемой водой с небольшими островами и впадинами. По сейсмическим данным видно, что мощность Майкопа сокращается до нуля к валу Шатского и некоторым сводам Грузинской глыбы, тогда как во впадинах мощность майкопских отложений достигает местами 600 м (Эшерская впадина) [Альбом структурных карт..., 1990].
На рубеже раннего и среднего миоцена происходит заметная перестройка района. Прекращается прогибание Туапсинского прогиба. В основном вся область представляет собой шельф с накоплением различных комплексов отложений (рис.2.7з, 2.8). Восточнее р. Псекупс накапливаются терригенно-карбонатные отложения, это - песчанистые глины с прослоями мергелей и известняков, встречаются прослои грубозернистых песчаников, редко - конгломератов. Выше залегают преимущественно глины с подчинёнными прослоями песков (разрез р. Белая). К западу от р. Псекупс мелководные отложения внутреннего шельфа представлены мелкогалечными конгломератами, песчаными ракушечниками, ракушечными известняками, выше - детритовые, иногда - ракушечные известняки, переслаивающиеся с алевролитами, глинами и мергелями, мшанковыми и оолитовыми известняками (р. Псекупс, г. Анапа, Хадыженский р-н). Ракушечники и мшанковые известняки указывают на мелководные условия осадконакопления. В восточной части южного склона Северо-Западного Кавказа палеореки Кодори, Бзыбь, Мзымта, Шахе образуют терригенные фации конусов выноса.
Область внешнего шельфа с накоплением терригенно-карбонатных отложений занимает обширную территорию, охватывая Таманский п-ов, северную часть Адагумо-Афипской впадины, Анастасиевско-Краснодарскую зону, а также область современного континентального склона и часть глубоководной впадины. В основном, это толща глин известковистых и неизвестковистых, зачастую - песчанистых, с прослоями мергелей, доломитизированных мергелей, реже - детритусовых известняков, алевролитов.
В пределах вала Шатского и Туапсинского прогиба А. П. Афанасенков с соавторами по характеру волнового поля определяют отложения тарханского горизонта как терригенно-морские, образующие сплошной чехол, прорезанный каньонами. Отложения чокрака, карагана и конки представлены терригенно-морскими и лагунными образованиями, обломочными фациями заполнения эрозионных каналов, косослоистыми фациями конуса выноса; они образуют сплошной чехол и заполняют каньоны. Отложения сармата, мэотиса, понта определяют как глины, песчаники, терригенные турбидиты, также образующие сплошной чехол [Афанасенков, Никишин, Обухов, 2007].
В постмиоценовое время глубоководная впадина начинает активно погружаться, сооружение Большого Кавказа воздымается. Неоген - антропоген явились временем активного складко- и разрывообразования в периферических зонах Большого Кавказа. Наибольшей интенсивности процессы складкообразования достигли на южном склоне Большого Кавказа, в Туапсинском прогибе. Здесь образовалась система сильно сжатых линейных складок, осложнённых надвигами и имеющих субширотное направление.
Анализ полученных реконструкций указывает на благоприятные условия для развития генерационно-аккумуляционных углеводородных систем, присутствие которых в осадочном бассейне определяет наличие аномалеобразующих объектов.
Граничные условия, параметры расчета, допущения
Анализ опубликованных и фондовых геолого-геофизических и геохимических материалов позволяет предполагать в пределах изучаемой территории два этажа нефтегазоносности: мезозойский и кайнозойский.
Материалы обобщения нефтематеринских свойств осадочных пород Кавказско-Скифского региона, а также анализ палеогеографических обстановок в мезозойской эре указывают на то, что в пределах восточной части Чёрного моря нефтегазоматеринскими свойствами могут обладать породы нижней-средней юры, верхней юры и верхнего мела. При этом наиболее перспективными с точки зрения нефтегазогенерации, по мнению многих исследователей, являются отложения нижней-средней юры [Афанасенков, Никишин, Обухов, 2007; Тимофеев А., Тимофеев В., 2005]. В модели среднеюрские породы рассматривались в качестве потенциальных производящих толщ для мезозойского осадочного комплекса. Для мезозойской нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) содержания органического углерода и водородного индекса определены 1,5 % и 400 мг УВ/г Сорг.. соответственно. Коллекторами мезозойской нефтегазовой системы могут служить карбонатные отложения верхней юры, а покрышками - меловые глинисто-карбонатные отложения. В соответствии с современными представлениями о формировании бассейна, можно предположить, ччто формирование ловушек началось в поздней юре (время образования рифовых построек). Однако, вероятность сохранения первичной пористости низкая, поэтому коллекторский потенциал может быть связан с трещиноватостью. Нарастание потенциала могло происходить в период с мелового по майкопское время, когда в периоды осушения карбонатных построек могли активизироваться процессы карстообразования. Кроме этого, трещины могли формироваться во время трех фаз тектонического сжатия: позднее-среднеэоценовый, олигоценовый и неогеновый [Афанасенков, Никишин, Обухов, 2007]
В кайнозойской части осадочного чехла изучаемого региона наиболее вероятными нефтематеринскими породами являются отложения нижнего Майкопа и эоцена (аналог кумской свиты). При этом кумские отложения, по-видимому, обладают большим генерационным потенциалом, но по существующим данным они существенно меньше распространены в пределах области моделирования. Вместе с тем, результаты биомаркерного анализа углеводородов, отобранных из закированных образцов глин вулкана Манганари, указывают на то, что их источником, вероятно, являются глубоководные глины нижнего Майкопа [Геохимическая характеристика..., 2007]. С учетом изложенного, нижнемайкопские отложения определены в качестве нефтегазоматеринских для потенциальной нефтегазовой системы в кайнозойском осадочном комплексе, и для этой НГМТ содержание Сор[. принято равным 1,31 %, HI -ЗООмгУВ/гСорг.
Основываясь на результатах выполненного обобщения геолого-геофизических материалов по сопредельной суше, сделан вывод, что отложения майкопской серии в пределах области моделирования могут представлять самостоятельную нефтегазовую систему, включающую основные компоненты: нефтематеринские породы, коллекторы и покрышки.
Следует отметить, что представления о стратиграфии и литологии в пределах области моделирования носят прогнозный характер и весьма условны. Основываясь на материалах обобщения и геологических аналогиях, толщины нефтематеринских пород принимались равными 100 м, толщины резервуаров и покрышек - 50 м [Бассейновое моделирование..., 2007 ф].
При расчете трехмерной модели был принят размер ячейки 5x10 км. Длительность временного шага - 10 млн. лет. Для каждого из принятых типов керогена использовались соответствующие кинетические реакции Pepper&Corvi (1995 г.), а для калибровки -модель Sweeney&Corvi (1990 г) EASY%R0; [Hantshel, Rauerauf, 2008]. В качестве метода миграции углеводороджов выбран - «Flowpath». Порог проницаемости установлен равным 2,01 lg (мД) при 30% пористости.
Для характеристики рельефа дна, который достаточно сильно расчленен в области моделирования, использована батиметрическая карта [Альбом структурных карт ..., 1990]. Кроме того, при симуляции учитывалась палеобатиметрия. Для каждого осадочного комплекса были восстановлены палеобатиметрические схемы на основе анализа фациальных построений (глава 2). При этом , по аналогии с современными бассейнами, для шельфовых зон условно принимались глубины до 200 м, для зон континентального склона - до 1000 м, глубоководных котловин - до 2000 м.
Разломы рассматривались, как проводящие на протяжении всей истории бассейна. Программа Petromod позволяет автоматически оценить температуру на поверхности дна бассейна в течении его эволюции. Оценка тренда учитывает дрейф континентов сквозь различные климатичексие зоны. В основе расчета лежит современное географическое положение изучаемой территории [Wygrala, 1989]. В модели использовался тренд для 44 с.ш. Для расчета термической истории бассейна были использованы оценки базального теплового потока, аполученные Ю.И.Галушкиным для Черного моря [Галушкин, 2007].
Как отмечено выше, для мезозойской ГАУС в качестве нефтематеринских пород прияты глины средней юры, резервуарами служат песчаники средней юры и карбонатные породы поздней юры, в качестве покрышки выступают карбонатно-глинистые отложения мела. Перекрывающие породы представлены преимущественно терригенными породами кайнозоя.
Рассмотрим основные этапы развития нефтематеринской породы по данным трехмерного бассейнового моделирования. Мезозойская нефтегазоматеринская толща на современном этапе развития залегает на глубинах от 6 до 7 км в пределах северовосточного борта вала Шатского, от 7 до 11 км - в пределах Туапсинского прогиба.
Около 133 млн. лет назад она вошла в «нефтяное окно» в наиболее погруженной части Туапсинского прогиба. Южный борт прогиба находился в области «нефтяного окна» около 23 млн. лет назад. К этому времени в центральной части прогиба мог генерироваться только «сухой газ». В настоящее время толща активна: в пределах небольших участков восточного и западного замыкания прогиба НГМТ находится в области «нефтяного окна»; в пределах южного борта толща может генерировать только газ; в центральной части Туапсинского прогиба толща истощена (рис. 3.1).
Анализ результатов моделирования свидетельствует о существенной выработанное керогена толщи: индекс TR, характеризующий степень её преобразованности (истощённости), превышает 80 % в области Туапсинского прогиба. Только на небольших участках, находящихся на современном этапе в области «нефтяного окна», индекс TR составляет менее 50 % (рис. 3.2). 37B
Статистическая обработка аналитических данных
Наличие в современных осадках миграционных битумоидов, аномалии углеводородных газов, проявление аутигеннои минерализации свидетельствуют о миграционном потоке глубинных углеводородов и возможном наличии залежей УВ в разрезе осадочного чехла. Вторая группа аномалий связана с самой погруженной частью кайнозойской ГАУС, т.е. очагом генерации УВ. Это площадная аномалия (более 1000 км ), расположена на траверзе мыса Идокопас и р. Пшады в центральной части Туапсинского прогиба. Контрастные и высококонтрастные аномалии, отвечающие критерию двух и трёх сигм характеризуется устойчиво высоким суммарным содержанием как лёгких гомологов метана - от 13,2 10"3 до 333,58х 10"3 см3/кг; так и тяжелых- от 2,51 х 10"3 до 12,605 10"3 "і см /кг. В поле метана аномалия имеет мозаичную картину, с локальными участками высоких его содержаний в пределах 12,1 - 22,1 см /кг. (рис. 4.1-4.6)
Третья группа аномалий, вероятно, связана с залежами газогидратов газогидратов [Лавренова, Круглякова М., 2005]. Это региональная аномалия ураганных содержаний метана (до 199 см /кг), которая отмечается в новоэвксинских отложениях, и расположена на границе с валом Шатского. На сейсмических и сейсмоакустических разрезах на этом участке выявлены признаки наличия газогидратов - BSR, "яркое пятно", VAMP-аномалии. Поступление УВ происходит по региональному надвигу, областью скопления и образования газогидратов является погребенная палеодолина. Косвенным признаком наличия газогидратов является минерализация поровых вод. По данным исследований ГНЦ ФГУГП «Южморгеология» в этом районе на участке с аномально высоким содержанием метана отмечается площадная аномалия сильно опресненных поровых вод осадков с минерализацией 12-М 5 г/л при фоновой минерализации 20 -22 г/л. Не исключено, что опресненные воды связаны с разложением газогидратов в осадочной толще [Артеменко, Круглякова и др., 2008]. Известно, что при разложении газогидратов метана «освобождается» опресненная вода, и минерализация поровых вод является поисковым признаком газогидратов [Гинсбург, Соловьев ,1994]
Еще одна группа аномалий - высококонтрастная аномалия метана (до 1444,817 см /кг) и тяжелых гомологов метана (до 1,5476 10" см /кг), и слабоконтрастная аномалия легких гомологов (до 5.118 10" см/кг), расположенная перпендикулярно берегу восточнее г. Сочи и приурочена к разрывному нарушению субширотного простирания и локальному поднятию Т9. В осадках с высокими содержаниями метана, как правило, визуально наблюдаются признаки газонасыщенности: разбухание, ярко выраженная пористость, растрескивание, разжижение осадка. Эта аномалия проявляется также в повышенных значениях геохимических критериев «отношение тяжелых к легким» и «отношение бутилена к бутану». Такой характер геохимического поля указывает на подток жидких УВ, а высокая контрастность аномалии указывает на связь с тектоническим нарушением.
Сопоставляя результаты геохимических исследований и результаты трехмерного бассейнового моделирования, можно сделать вывод о том, что небольшие контрастные аномалии метана и гомологов, приуроченные к локальным антиклинальным складкам (ТІ, Т2, Т5, Т6, Т7, Т8, Т9, ТЮ, ТИ, ТІ5, Т121), образованы за счет скоплений УВ в разрезе осадочной толщи, в то время, как региональные аномалии гомологов метана связаны с очагами генерации УВ (наиболее погруженной части кайнозойской ГАУС); контрастная площадная аномалия метана - с областью развития газогидратов. Каналами для миграции УВ-флюидов являются грязевые вулканы и разрывные нарушения в осадочной толще. Следует отметить, что в Туапсинском прогибе в результате фильтрационного массопереноса вместе с газовой составляющей в составе флюида на поверхность попадает жидкая фаза. Здесь отмечены прямые нефтепроявления (рис. 5.14, 5.17). Анализ геохимических критериев показал, что газовое поле в поверхностных осадках формируется за счет подтока как газовой, так и нефтяной составляющей, которая в процессе деградации образует аномальное поле бутилена и изобутана (рис. 5.8, 5.10). Источниками поставки УВ в поверхностные отложения являются мезозойская и кайнозойская ГАУС, о глубине заложения разлома, являющегося каналом миграции можно судить по комплексу переотложенных фораминифер, возраст которых датирован от позднемелового до майкопского.
По результатам трехмерного бассейнового анализа и моделирования вал Шатского является областью аккумуляции УВ мезозойской ГАУС в верхнеюрских-нижнемеловых поднятиях (карбонатных постройках).
Спокойная геологическая обстановка кайнозойской части разреза вала Шатского, отсутствие разрывных нарушений определяет преобладающий тип массопереноса -диффузионный. Область вала Шатского характеризуется наличием редких, в основном, слабоконтрастных аномалий метана и его гомологов.
Первая группа - это устойчивые аномалии метана, легких и тяжелых гомологов. Такие аномалии проявлены в районе мезозойских поднятий Палласа, Мария и Ольгинская-4.
Детализационные работы на структуру Палласа. На лицензионном участке ЗАО «Черноморнефтегаз» в пределах поднятия Палласа и Муратова в 2004 году выполнены детализационные работы. Был применен комплекс геохимических исследований, включающий кроме газометрии поверхностных осадков, геомикробиологические исследования, минералогии псаммитовой фракции.
Выделена группа аномалий, обрамляющая структуру Палласа, которая представляет собой фрагменты кольцевой аномалии. По метану аномалии удовлетворяют критериям двух и трёх сигм (СН4= 17,4 102,7 см /кг), по лёгким гомологам - двум сигмам (3,82 10 см7кг), по тяжёлым - одной сигме (3,82x10" см"7кг). Наиболее обширная аномалия приурочена к более крутому южному крылу восточного свода. Наличие углеводородокисляющей микрофлоры на своде поднятия Палласа является признаком «дыхания» предполагаемой залежи. К структуре Палласа приурочено аутигенное карбонатное (карбонатные корочки, кальцит, гипс) и сульфидное минералообразование (гидротроилит, мельниковит, пирит), что является признаком разгрузки углеводородных флюидов, миграции углеводородов. Непосредственно свод структуры оконтуривает зона с высокими содержаниями аутигенных сульфидов, а аутигенный кальцит образует второе кольцо вокруг свода (рис. 4.19). Такой характер вторичного минералообразования над продуктивной залежью и в зоне водогазонефтяного контакта соответствует физико-химической модели залежи по А. В. Петухову [Основы теории.... 1993]. Этот факт является косвенным показателем возможной продуктивности структуры Палласа.
Изученные осадки характеризуются невысокими содержаниями лёгких и тяжёлых гомологов метана, на участке не обнаружено ни точечных выходов газов, ни прямых нефтепроявлений. Этот факт является хорошим признаком «сохранности» возможной залежи на структуре Палласа. Результаты газового, геомикробиологического и минералогических исследований свидетельствуют о миграционной природе УВГ, о «дыхании» предполагаемой залежи на структуре Палласа.
Следует отметить, что выделенные при детализационных работах аномалии метана на структуре Палласа совпадают с региональной аномалии на вале Шатского. Выше показали, что вал Шатского характеризуется высоким фоновым содержанием метана (13,4 см /кг) и низкими фоновыми значениями его гомологов.
На локальных структурах Мария и Ольгинская-4 отмечаются контрастные аномалии метана (до 80,1 см7кг и 57,6 см7кг соответственно), легких (до 9,56 10" см7кг и 2,9 10 см7кг) и тяжелых гомологов (до 0,62 10 см7кг и 0,379 10 см7кг).
Другой тип аномалии выделен над поднятием на траверзе п. Лазаревское (номер 20 на схеме) и поднятием Марина, здесь аномалия проявлена в поле легких и тяжелых гомологов метана и повышенном геохимическом критерии «отношение бутилена к бутану». Максимальное содержание гомологов в пределах аномалии над поднятием «№20» составляет 4,82 10 см3/кг и 0,27 10 см /кг соответственно.
