Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности геологического строения фундамента и осадочных комплексов 9
1.1. Геолого-геофизическая изученность 9
1.2. Сейсмостратиграфические особенности строения осадочных образований чехла 18
1.3. Литолого-стратиграфическая характеристика осадочных образований по материалам бурения 38
1.4. Особенности строения фундамента, осадочного чехла и тектоническое районирование 53
Глава 2. Нефтегазоносность 70
2.1. Проявления нефтегазоносности в прилегающих к Каспийскому морю районах 70
2.2. Геохимические критерии нефтегазоносности акватории 92
2.2.1. Особенности состава, распределения рассеянного органического вещества в породах нефтегазопроизводящих толщ 93
2.2.2. Уровень термической зрелости органического вещества пород и максимальные температуры палеопрогрева мезозойско-кайнозойских отложений 102
2.3. Характеристика открытых морских месторождений 112
2.4. Породы-резервуары и флюидоупоры 132
2.5.Нефтегеологическое районирование и перспективы нефтегазоносности 136
2.5.1. Районирование по степени перспективности триасового, юрско-мелового и палеоген-неогенового комплексов отложений 144
2.5.2. Прогноз фазового состояния предполагаемых скоплений УВ в осадочном чехле 155
Глава 3. Основные направления ГРР 159
Глава 4. Научно-методические основы открытия месторождений углеводородов в российской части акватории Каспийского моря 170
4.1. Региональный этап исследований 171
4.2. Поисковый этап и детальные работы 174
4.3. Организация и проведение буровых работ 183
Заключение 192
Список литературы 194
- Геолого-геофизическая изученность
- Геохимические критерии нефтегазоносности акватории
- Региональный этап исследований
Введение к работе
І
Актуальность работы. Российский сектор Каспийского моря до конца XX столетия характеризовался относительно слабой изученностью. Проведенные еще в СССР разномасштабные геолого-геофизические исследования по редкой сети могли служить основой лишь для региональных построений. К тому же исследования охватывали только ограниченные районы шельфа. Строение рассматриваемого района было освещено лишь предположительно, в основном по материалам гравимагнитных исследований и электроразведочных работ. Современные сейсмические исследования практически отсутствовали. Существовали представления об относительно невысокой перспективности российского сектора Каспия по отношению к секторам других прибрежных государств.
После распада СССР, в связи с образованием независимых государств и возникновением проблемы раздела Каспия, а также в связи с уменьшением количества перспективных объектов на прилегающей суше, остро проявляется необходимость быстрого и эффективного изучения геологического строения российского сектора Каспия и оценки его реального потенциала нефтегазоносности.
Сложившаяся ситуация при оценке перспектив нефтегазоносности и прогнозных ресурсов УВ свидетельствовала о необходимости разработки новой методики проведения геолого-разведочных работ. По поручению Правительства России была разработана «Программа изучения и освоения УВ ресурсов Каспийского моря», которая была одобрена на расширенном заседании Коллегии Роскомнедра 22.09.94. «Программа....» предусматривает проведение работ на акватории Каспийского моря на основе единой научной, технической и экономической политики, которая нашла свое отражение в выборе и использовании современных наиболее совершенных и эффективных методик и технологий, оборудования и программно-аппаратных средств при проведении полевых работ, обработке, интерпретации, анализе и обобщении получаемой геолого-геофизической информации, сравнении ее с полученными ранее материалами.
Успешное проведение геолого-геофизических исследований с получением практических результатов возможно лишь на основе принципа комплексирования различных геофизических методов исследования с использованием новейших отечественных и зарубежных разработок в области специализированных видов углубленного анализа, обработки и интерпретации получаемых данных. Все это является актуальной проблемой развития нефтяной промышленности и создания новых рабочих мест на юге России (в Астраханской области и республиках Калмыкия и Дагестан).
Целью работы являются уточнение геологического строения и создание структурной основы для обоснования перспектив нефтегазоносности недр российского сектора Каспия, определения основных направлений поисков крупных месторождений углеводородов и разработки методики ускоренной подготовки ресурсов и запасов УВ малоизученных акваторий.
Основные задачи исследований.
1. Анализ и обобщение новых геолого-геофизических материалов, полученных за последнее десятилетие.
2. Изучение сейсмостратиграфических особенностей строения осадочного чехла с выделением в волновом поле аномальных участков, связанных с залежами УВ как в структурных, так и в литологических и рифогенных ловушках.
3. Обоснование новых схем тектонического и нефтегеологического районирования на базе выявленных структурных особенностей строения фундамента и осадочной толщи.
4. Разработка и апробация в условиях российского сектора Каспия методики ускоренной подготовки ресурсов и запасов УВ, применимой для малоизученных акваторий.
Научная новизна.
1. Обоснованы новые тектонические схемы по поверхности фундамента и по юрско-меловым отложениям, подтверждающие единство основных структурных элементов Скифской и Туранской плит.
2. В качестве основных нефтегазоносных комплексов акватории выделены верхнеюрский карбонатный и нижнемеловой терригенный, которые содержат основные промышленные запасы нефти и газа на месторождениях российского сектора Каспия - Хвалынском, 170-км, Сарматском, им. Ю.Корчагина и Ракушечном.
Впервые составлены схемы нефтегеологического районирования и перспектив нефтегазоносное™ для каждого из перспективных комплексов.
Разработана методика ускоренной подготовки сырьевой базы нефтегазодобычи на малоизученных акваториях, опробированная в условиях Каспия.
Практическая значимость. Оценены реальные ресурсы УВ основной части российского сектора Каспийского моря, открыт новый нефтегазоносный район и создана ресурсная база для наращивания нефтегазодобычи в южном регионе России. Разработана и внедрена методика ускоренной подготовки ресурсов и запасов УВ, которая способствует минимизации объемов разведочного бурения и повышению эффективности морских ГРР.
Основные защищаемые положения.
1. Разработанная на основе новых геолого-геофизических данных и изучения особенностей строения осадочного чехла схема тектоники Северного и Среднего Каспия.
2. Обоснование нефтегазогеологического районирования и оценка перспектив нефтегазоносности по триасовому, юрско-меловому и палеоген-неогеновому комплексам позволяют сконцентрировать ГРР на наиболее перспективных участках акватории.
3. Выделенные в отложениях нижнего триаса крупные ловушки предположительно рифогенной природы являются новым перспективным объектом поисков УВ залежей на акватории.
4. Разработанная методика комплексных геолого-геофизических исследований на региональном и детальном этапах сокращает сроки проведения ГРР и повышает их эффективность.
Апробация работы
Основные положения диссертации докладывались на совещании "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения" (г. Альметьевск 1995), научной конференции во ВНИГРИ (Санкт-Петербург 10.03.2004г.), Всероссийской конференции "Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа" (г. Москва 2004), Научно-практической конференции "Актуальные проблемы поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа" (г. Москва 2004) и на Международной научно-технической конференции "Проблемы нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей. Нефть и газ Черного, Азовского и Каспийского морей" (г. Геленджик 2004), научно-техническом совете ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" (10.2004г. Волгоград).
По теме диссертации автором опубликовано 7 работ.
Фактический материал. Использованы материалы региональных сейсмических работ МОГТ 80-х годов на акватории Среднего Каспия треста «Каспморнефтегазгеофизразведка» ВПО «Каспморнефть» и структурные построения, произведенные по их результатам. Обобщающие работы по геологическому строению и нефтегазоносности российского сектора Каспия ВолгоградНИПИнефть, НПП ИНТЕРГЕОСЕРВИС, ИГиРГИ; Спец. ИКЦ ПГ и других организаций. Результаты региональных аэромагнитных, газогеохимических исследований, набортной магнитной, гравиметрической и тепловой съемок, региональной и поисково-детальной сейсморазведки в объеме 22 тыс.пог.км, проведенной СК «ПетроАльянс» по заказу ОАО «ЛУКОЙЛ» на лицензионных участках и прилегающей акватории российского сектора в пределах Северного и Среднего Каспия. Результаты прогноза АТЗ для наиболее перспективных участков акватории и площадных работ МОГТ-ЗД на месторождениях Хвалынском, 170-км и им. Ю.Корчагина. Результаты ГИС. и лабораторных исследований керна скважин, проб нефтей и УВ газов на месторождениях Хвалынском, 170-км, Сарматском, им. Ю.Корчагина и Ракушечном.
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов и заключения. Содержит 200 страниц, 41 рисунок, 3 таблицы, список литературы - 68 наименований.
Геолого-геофизическая изученность
Изучением геологического строения и нефтегазоносное российского сектора Каспия занимались Э.Н. Алиханов, А.Н. Гаджиев, А.А. Геодекян, Д.Ф. Исмагилов, Л.И. Лебедев, Л.Э. Левин, Е.Г. Маев, Я.П. Маловицкий, B.C. Мелик-Пашаев, А.А. Польстер, М.В. Кленова, П.Н. Куприн, Б.В. Сенин, В.Ф. Соловьев, А.Е. Шлезингер, А.Ю. Юнов и многие другие исследователи [11, 13, 16, 18, 30, 33, 34, 35, 41, 57, 58, 59, 65]. Изучению стратиграфии, тектоники и нефтегазоносности Скифско-Туранской плиты посвящены исследования М.С. Бурштара, Н.А. Крылова, П.Н. Куприна, А.И. Летавина, М.Ф. Мирчинка, Б.А. Соколова и многих других геологов [7, 9, 10, 15, 20, 24, 27, 29, 30, 36, 37, 44, 45, 56, 63, 67].
Изучение акватории западного Каспия началось с 193? г., когда проводились детальные грунтовые съемки и промеры глубин моря гидрографическим управлением Краснознаменной Каспийской Флотилии. В результате получены данные по геоморфологии дна.
В 1948-1951 гг. акватория Южного Дагестана на участке м.Бурун-Дербент подвергается детальной геолого-геоморфологической съемке (Леонтьев O.K. и др., 1949, 1950, 1952). В результате было оконтурено северо-восточное крыло Избербашской складки, ограниченное подводными грядами верхнесарматских известняков.
В эти же годы на морских площадях, особенно на акватории Избербашского месторождения проводятся опытные и разведочные геофизические исследования экспедициями научно-исследовательского Института геофизических и геохимических методов разведки (НИИГГР), позволившие выявить многие детали геологического строения дагестанского побережья и подводного берегового склона Каспийского моря (Петров М.П. Отчет о работе НИМГЭ НИИГГР за 1952 г., 1953).
Одновременно Институтом Океанологии АН СССР, а с 1949 г. - морской партией ГРК треста «Дагнефть» (Леонтьев O.K., 1949, 1950) - проводились морские геологические и геоморфологические съемки сначала в Избербаше, а позднее на всем побережье Каспийского моря в районе Дагестана. В результате были составлены геологические и геоморфологические карты для участка дна моря от р. Самур до Махачкалы.
В 1948-1952 г.г. на акватории западного побережья Дагестана Лабораторией аэрометодов АН СССР проводились комплексные геолого-геофизические исследования с использованием методов аэрофотосъемки (Леонтьев O.K., Шарков В.В.). В результате были составлены детальные геологические и геоморфологические карты. Позднее (1955 и 1959 г.г.) проводились аналогичные исследования, в процессе которых были решены многие методические вопросы и собран фактический материал по геологическому строению и рельефу морского дна подводного склона акватории Южного Дагестана (к югу от широты г. Махачкала) (Шарков В.В., 1964 г.).
По данным проведенных исследований, рельеф подводного склона Дагестанского побережья до глубины 20 м отличается частыми выходами коренных пород на фоне современных илов и отложений песков и ракуши. Здесь, в районах м. Бурун и г. Дербент отмечаются подводные гряды известняков и песчаников и отдельных камней высотой 2-8 м, протягивающихся параллельно береговой линии в виде слабо выгнутых дуг, обращенных в сторону моря. В районе г. Дербент на этих глубинах отмечаются сложенные известняками ступени из наклоненных в сторону моря площадок. Глубже 20-метровой изобаты (но в зоне материковой отмели, на расстоянии 20-30 км от берега) располагается подводная равнина, слабо наклоненная в сторону моря.
Согласно составленной геологической карте морского дна западного склона Каспийского моря в масштабе 1:1000 000, в полосе Дербент-Инчхе и в районе г. Махачкала в прибрежной части шириной 10 км выходят на поверхность отложения верхнего, среднего и нижнего сармата в сегменте шириной до 10 км. На остальных участках прибрежной полосы развиты современные ракушечные и песчаные отложения.
В районе г. Махачкала у берега моря подводные гряды известняков отражают северо-восточное крыло Махачкалинской складки. Юго-восточнее протягивается другая дуга, подходящая к берегу в районе г. Каспийска. Она очерчивает структурную террасу Тарки, которая хорошо видна на аэроснимках. Аналогичными геоморфологическими работами изучены также Манасская структурная терраса и северо-восточное крыло Ачисинской складки. В дальнейшем эти выводы были детализированы сейсморазведочными данными.
В 1952-1953 г.г. Каспийской экспедицией Лаборатории аэрометодов АН СССР (Шарков, 1958) была выполнена аэросъемка морского дна вдоль Дагестанского побережья от м. Буйнак до м. Башлы. В результате была выделена складка Инчхе-море. Материалы аэрофотосъемки хорошо совпали с результатами электрометрических работ. В 1951-1952 г.г. в прибрежной полосе проведена инструментальная геолого-структурная съемка Избербашской складки, Инчхе-море и Каякентской брахиантиклинали (Куприн П.Н., 1953, 1954, 1955, 1958).
С начала 30-х годов на Каспийском море стали проводиться грави-магнитные исследования, в основном в прибрежной части.
Центральная часть моря в 1950-51 гг. покрыта маятниковой съемкой Составлена карта аномалий силы тяжести с сечением изоаномал 20 мгл (Великанова К.А.).
Аэромагнитные работы проводились в 1950-52гг. лабораторией ВНИИГеофизика (Соловьев О.Н.). Составлена карта масштаба 1:1 000 000 с сечением изодинам в 100 мэ.
В 1951-1953 г.г. на всей площади Каспия выполнены аэромагнитные исследования и гравиметрическая маятниковая съемка с морских судов. Было проведено районирование гравитационного поля, выделены зоны гравитационных минимумов и максимумов.
Было установлено, что всю западную часть Среднего Каспия занимает крупная гравитационная депрессия, соответствующая морской части Терско-Каспийского прогиба. В ее пределах обособлены крупные минимумы - Сулакский и Северо-Апшеронский, разделенные Дербентским максимумом, связанным с глубоководной зоной Среднего Каспия. От зоны положительных значений, соответствующих краю эпигерцинской платформы, они отделяются зоной гравитационных градиентов.
Глубоководная впадина Среднего Каспия в 1958-60гг. заснята с помощью набортных гравиметров (Лучинец А.П.).
В 1967г. в северной части Среднего Каспия проведена гравиметрическая съемка масштаба 1:500 000. Эти работы продолжены в комплексе с гидромагнитной съемкой в глубоководном районе моря (Голубов Б.Н., Свистунов Ю.И. и др.). В результате построена карта аномалий магнитного поля масштаба 1:500000 с сечением изодинам 25 гамм.
Гравиметрические исследования с использованием донных гравиметров на шельфе Дагестана проводились в 1966-1971 г.г. Дагестанской морской гравиметрической партией (Романов, Юнов, Углов и др.). Были выявлены аномалии, прослежена восточная часть Терско-Каспийского прогиба и детализировано его строение.
С 1970 г. силами треста КМНГР вдоль западного берега Среднего Каспия проводится донно-гравиметрическая съемка масштаба 1:100 000 (Пишнамазов А.А., 1970; Багдатлишвили П.Д.,1971; Насруев Н.Р., Сафарова А.А.,1975).
Сейсмические работы в пределах Среднего Каспия проводятся с 1958г., когда были отработаны первые региональные профили МОВ (НИМГЕ ВНИИГеофизика). В 1959-62гг. в незначительном объеме отработаны субширотные сейсмические профили (Стерлядова Г.В. и др., 1959; Агаев М.А., Адонц Э.А. и др., 1962), а в 1964-ббгг. на площади устье р. Самур- Хачмас проведены детальные исследования МОВ (Чернавина И.А., 1966).
В 1971 г. были проведены морские геофизические работы методом непрерывного сейсмического профилирования (НСП) в прибрежной зоне Южного і Дагестана на участке Каспийск-Дербент (Геодекян А.А. и др., 1971 г.).
В 1973-1974 годах в прибрежной части района (Ялама-Дербент-море-Избербаш-Инчхе-Махачкала) проводятся сейсморазведочные работы МОВ, МОП" и СЦЛ (Рзаева С.А., КМНГР, сп № 5/73, 5/74; Адонц Э.А. АзНГР сп. 5/72). В результате работ выявлено моноклинальное падение слоев по миоцену на СВ, отвечающее СВ крылу антиклинальной линии Избербаш-Инчхе-море.
Геохимические критерии нефтегазоносности акватории
В пределах Прикумского района содержание РОВ рассматривается в отложениях осадочного чехла от триаса до палеогена.
Триасовые отложения. Отложения нижнего триаса представлены морской карбонатной формацией, которая подразделяется на две части.
Основная часть карбонатных образований нефтекумской свиты отлагалась в субаквальной обстановке в условиях аридного климата и слабовосстановительной или субокислительной среды, которые, по-видимому, не благоприятствовали накоплению органического вещества в породах. Лишь в основании свиты отмечаются аргиллиты и глинистые известняки, которые обогащены органическим веществом (ОВ). С орг. достигает 0,9%, а содержание хлороформенного битума (ХБ) составляет 0,01-0,04%. Органическое вещество в карбонатных разностях пород представлено сапропелевым типом, а в глинистых - гумусо-сапропелевым. Светлоокрашенные известняки характеризуются преобладанием подвижного эпигенетичного битумоида с высоким содержанием масляных фракций.
Терригенно-карбонатные отложения оленекского яруса формировались в морских и прибрежно-мелководных условиях. Накопление характеризовалось в основном восстановительными условиями. Содержание С орг. в породах яруса изменяется от 1,0 до 2,5%, а содержание ХБ достигает 0,03-0,04%. Состав битумоида оценивается как сингенетичный, с повышенным содержанием смол и асфальтенов.
Образования среднего триаса сформировались в морских прибрежных условиях. Осадконакопление характеризовалось восстановительной обстановкой. Аргиллитовые разности пород обогащены С орг, которое составляет 0,4-1,8%, а содержание ХБ в среднем равно 0,02%. Органическое вещество пород относится к сапропелевому типу.
Условия осадконакопления, диагенеза и битуминологические характеристики как в глинистых, так и карбонатных породах становятся более благоприятными в центральной и северо-восточной частях триасового бассейна (Таловский выступ, Сухокумская, Бажиган-Граничная зоны, Манычский прогиб). Зоны повышенных содержаний С орг. 1% и более и ХБ - до 0,06% имеют широтное и субширотное простирание.
В триасовом комплексе глинистые образования в основном характеризуются более высокими битуминологическими показателями, которые свидетельствуют о продуцировании этими породами УВ. Вместе с тем степень битуминозное ОВ увеличивается от глинистых пород к песчано-алевролитовым и карбонатным от 5-7 до 12-16%, что свидетельствует об эмиграции подвижных УВ.
Юрские отложения. Отложения лейаса (Ji) и аалена (J2) представлены темноцветными аргиллитами и обладают достаточно высоким содержанием С орг. - 0,6-1,7% при значениях ХБ до 0,05%. Битуминологические характеристики данных отложений свидетельствуют о нефтематеринских свойствах данных образований.
Байос-батские аргиллиты характеризуются значениями С орг. 1,5-2,8% и ХБ - 0,05-0,09% (в отдельных случаях до 0,12%). Исходное ОВ в основном гумусового типа, с примесями сапропелевых разностей.
В региональном плане отмечается увеличение всех битуминозных параметров с юга и севера региона к его центральным и юго-восточным частям, где отмечается увеличение мощности юрских отложений. Здесь же в глинисто алевролитовых разностях отмечаются и максимальные значения коэффициента битуминозности (IS) - от 15 до 40%. «
Таким образом, можно предположить, что основная генерация УВ нефтяного ряда в юрских аргиллитах происходила в области повышенных значений мощности рассматриваемых образований, т.е. на востоке и юго-востоке. Эти очаги генерации явились поставщиками УВ для приподнятых зон -Озек-Суат-Бажиганской, Величаевско-Сухокумской и т.д. Нижнемеловые (неоком-апьбские) отложения. Данная часть разреза представлена в основном песчаниками и алевролитами. Содержание аргиллитовых прослоев не превышает 20% от общего объема пород. Аргиллиты характеризуются значениями С орг. 0,4-0,6%, ХБ - 0,005-0,015%. Степень битуминозности не превышает 10%. Все это свидетельствует о низкой битуминозное нижнемеловых аргиллитов.
Верхнемеловые отложения. Отложения верхнего мела представлены карбонатами с Сорг. 0,1-0,3% и ХБ - 0,002-0,004%, поэтому нефтегазоматеринскими не являются. Малочисленные залежи нефти, выявленные в этих отложениях, являются вторичными.
Палеогеновые отложения. В отложениях эоцена содержание С орг. составляет 1,4-3,2% и отмечаются повышенные концентрации ХБ - 0,1-0,7%. Степень битуминозности РОВ составляет 22-32%. Образования бурой и зеленой свит накапливались в резко восстановительных условиях. Исходная органика представлена в основном сапропелевым типом.
Эоценовые образования относятся к нефтегазоматеринским отложениям с высоким нефтегенерационным потенциалом.
Олигоценовые образования представлены в восточной части Предкавказья слабокарбонатными листоватыми глинами с подчиненными прослоями мергелей. Осадконакопление происходило в восстановительных и резко восстановительных условиях. Органическое вещество в основном имеет : сапропелевую природу.
Содержание С орг. в отложениях баталпашинской и хадумской свит составляет 0,5-3,7%. Среднее содержание С орг. в отложениях хадума достигает 1,4%, а в отложениях баталпашинской свиты - 1,25%. Содержание С орг снижается по мере увеличения карбонатное отложений. Содержание ХБ в РОВ отложений хадума очень высокое - 0,4-0,8%, в баталпашинской свите - 0,2-0,4%.
Степень битуминозное РОВ весьма значительная и в среднем составляет 28-33%. Отложения олигоцена являются нефтегазоматеринскими с высоким нефтяным потенциалом. Однако неблагоприятное соотношение нефтегазоматеринских пород и коллекторов обусловило слабую реализацию нефтегазоматеринского потенциала (из-за проблем с эмиграцией УВ).
При помощи дифференциации нефтей на генетические (геохимические) типы возможно определение источников нефтеобразования или нефтегазоматеринских образований. В результате комплексной оценки распределения углеводородов-биомаркеров в мезозойско-кайнозойском разрезе рассматриваемого района выделены три генетических типа нефтей - триасовый, юрско-аптский, верхнемеловой-палеогеновый.
Наличие трех генетических типов нефтей свидетельствует о существовании в разрезе рассматриваемого района трех нефтегазоматеринских толщ - нижне-среднетриасовой, среднеюрской, эоцен-олингоценовой.
В пределах Южного Дагестана мезозойско-кайнозойский разрез включает юрские, меловые, палеогеновые и неогеновые отложения.
Отложения юрской системы представлены мощной толщей терригенных угленосных пород нижнего и среднего отделов и карбонатными образованиями верхнего отдела.
Сланцево-граувакковая формация нижней юры сменяется в аалене паралической угленосной. Глинисто-алевролито-песчанистые породы аалена, в общем балансе которых доля песчаников и алевролитов достигает 70-80%, характеризуются обогащенностью растительным материалом и высоким содержанием Сорг, в среднем от 1,3 до 2,5%. Максимальные содержания Сорг достигают 5,2%, а в отдельных прослоях углистых сланцев 30-38%. Восстановительные и резко восстановительные обстановки накопления ОВ, на что указывает обилие сидеритовых конкреций, рассеянного пирита, темный цвет пород, создавали благоприятные условия для формирования потенциально нефтегазопроизводящих отложений. Генетический тип исходного ОВ -смешанный, в котором преобладает гумусовая составляющая.
Региональный этап исследований
Выбор стратегии проведения геологоразведочных работ на начальном этапе их выполнения во многом, если не в основном, определяет их эффективность и решающим образом влияет на сроки и надежность выявления и подготовки объектов к глубокому бурению, а в конечном итоге, является определяющим для повышения успешности поискового и разведочного бурения. Поэтому началу работ предшествовал этап всестороннего анализа имевшейся на тот момент геолого-геофизической информации как по акватории Каспийского моря, так и по его обрамлению, выработки стратегии проведения ГРР на базе глубокого и всестороннего анализа разнообразных технологий геолого-геофизических исследований, рационального их комплексирования.
Рациональное комплексирование методов на этапе регионального изучения для получения комплексной, разнообразной информации о строении осадочного чехла и палеозойского фундамента подразумевало обоснованный выбор методов геолого-геофизических и геохимических исследований в дополнение к имеющемуся объему кондиционной геофизической информации для обеспечения возможности не только их независимой, но и интегрированной многомерной интерпретации.
В рамках регионального этапа исследований на базе комплексной интерпретации и анализа имевшейся к началу работ разномасштабной геофизической информации прошлых лет в 1996 году по заказу ОАО «ЛУКОЙЛ» СпецИКЦ ПГ (Нарофоминский филиал ВНИИГЕОФИЗИКИ) была выполнена НИР по теме «Комплексная оценка возможных зон нефтенакопления и локальных объектов на акватории Каспия». Целью исследований было составление прогнозных карт для оптимизации выбора наиболее перспективных объектов посредством комплексной обработки гравитационных и магнитных данных с опорой на сейсмическую информацию, имеющуюся на тот период с использованием в качестве обучающих объектов отображения в потенциальных полях месторождений на обрамляющей суше. В результате исследований были реализованы идеи итеративной комплексной интерпретации, базирующейся на различных методиках классификации и распознавания образов на основе кластерного, компонентного и факторного анализов и математического аппарата теории информации. По полученным результатам выполнено геолого-геофизическое районирование Российского сектора Каспия и построены прогнозные карты коэффициента нефтегазоперспективности (Кп) в масштабах 1:500 000 и 1:200 000, которые учитывались вместе с другой общегеологической информацией по прогнозам нефтегазоносности при последующем проектировании поисковых сейсморазведочных работ.
С целью изучения геологического строения недр, трассирования региональных и локальных тектонических нарушений, включая и доюрский комплекс, выделения аномалий типа «Залежь», приуроченных и к ловушкам неантиклинального типа, а также оценки возможности прогнозирования нефтегазоносности ранее выявленных структур на акватории Северного и, частично Среднего Каспия на площади 40 000 кв. км выполнены аэромагнитные исследования масштаба 1:50 000. В результате проведенных исследований получена обобщенная информация об особенностях строения палеозойского фундамента. Установлены структурно-тектонические связи с известными на суше структурными зонами и нефтегазоносными районами. Достаточно надежно закартированы крупные положительные структурные элементы, контролирующие целые зоны нефтегазонакопления - Карпинско-Мангышлакская система поднятий, состоящая из двух валообразных зон - Ракушечной и Промысловско-Бузачинской, Хвалынская тектоническая ступень, Центрально-Каспийское и Ялама-Самурское сводовые поднятия, морская ступень Приморской тектонической зоны.
Важным элементом регионального этапа исследований явилось проведение региональной газо-геохимической съемки масштаба 1:1 000 000, покрывшей площадь в 60 000 кв. км с детализацией в районах выделенных аномалий. Цель исследований - прогнозирование залежей углеводородов в различных структурно-фациальных зонах и типах ловушек на основе опробования миграционных потоков углеводородов из глубоких горизонтов в придонные слои осадочных пород. По результатам исследований донных отложений построены региональные карты распределения метана, легких и тяжелых гомологов метана, нефтяных УВ, а также выделены аномалии типа «регион», «зона» и «залежь». Другой, не менее важной задачей, являлось определение геохимического фона до начала масштабных буровых работ с целью последующего мониторинга экологической обстановки. Таким образом, указанные прикладные поисковые задачи решались в рамках и на базе изучения региональных закономерностей распространения органического вещества (ОВ) и выявления особенностей состава битумов в донных осадках российского сектора акватории Каспия. Опыт и результаты выполнения подобных работ выходят за рамки прикладной задачи и имеют общефедеральную значимость для России.
Площадная набортная магнитная, гравиметрическая и тепловая съемки (ГУПНИПИ «Океангеофизика», ГНП ФУГП «Южморгеология») - выполнялись в опытно-производственном режиме, дополнительно по сети сейсмических профилей на объектах сложного блокового строения (Ялама-Самурский свод и структура Центральная) с целью уточнения предполагаемой разломной тектоники, а также регистрации прямого эффекта залежи как в целом по структуре, так и с учетом её разломной тектоники. По результатам этих работ была выявлена качественная характеристика структуры допалеозойского фундамента, установлено инверсионное соотношение структур осадочного чехла со структурами допалеозойского фундамента, выявлены зоны разуплотнений в юрско-меловых отложениях, благоприятные для скопления углеводородов. В разрезах осадочного чехла удалось выделить тектонически активные зоны, наметить зоны проработки осадочного чехла газосодержащими флюидами. Выявленные структурно-вещественные неоднородности осадочного чехла и допалеозойского фундамента сопоставлены со структурными планами и картами изопахит сейсмостратиграфических комплексов. По комплексу структурно-тектонических признаков выделены зоны, перспективные для поисков нефтегазовых залежей, намечены участки для первоочередного бурения.
