Содержание к диссертации
Введение
1 Основные черты геологического строения южно-каспийской впадины 6
2 Геохимические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины . 40
3 Геотермические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины 50
4 Геобарические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины 68
5 Генерация, миграция и аккумуляция углеводородов в южно каспийской впадине . 80
5.1 Оценка генерационного потенциала мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины 80
5.2 Условия миграции и аккумуляции УВ в Южно-Каспийской впадине 100
6 Перспективные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ в южно-каспийской впадине 109
Заключение 116
Список использованных источников 118
- Основные черты геологического строения южно-каспийской впадины
- Геохимические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
- Геотермические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
- Геобарические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
Введение к работе
Актуальность темы. Южно-Каспийская впадина по уровню прогнозных ресурсов и перспективам добычи является одним из значительных региональных агентов на мировом рынке углеводородов (УВ). Основные перспективы приращения ресурсов и запасов углеводородов связаны с освоением ресурсов УВ на морской акватории. Очевидно, развитие геолого-разведочных работ и начало крупномасштабной морской добычи в акватории Каспия, в будущем приведут к новым открытиям, крупным экономическим проектам и интенсивному развитию нефтегазового комплекса. Перспективы открытия новых скоплений УВ здесь связаны с центральной глубокопогруженной зоной Южного Каспия, в которой при глубине моря до 900-1000 м потенциально нефтегазонасыщенные объекты – продуктивная толща (ПТ) могут располагаться на глубинах более 6-7 км. Однако поиски и разведка таких месторождений связаны с большими геологическими и экономическими рисками.
Актуальность работы заключается в обосновании перспектив нефтегазоносности и определении новых объектов для постановки поисково-разведочных работ в Южно-Каспийской впадине на основе моделирования углеводородных систем.
Цель исследований. Выделение, уточнение ареалов распространения и истории эволюции очагов генерации УВ и создание моделей углеводородных систем на основе геохимических, термобарических исследований и бассейнового моделирования с целью прогнозирования нефтегазоносности мезокайнозойских отложений Южно-Каспийской впадины.
Для достижения поставленной цели решались следующие основные задачи:
изучение генерационного потенциала и геохимических характеристик мезокайнозойских отложений;
оценка степени зрелости органического вещества (ОВ), выявление глубинных и стратиграфических интервалов генерации УВ;
анализ генезиса, структуры геотемпературного и геобарического полей;
прогнозирование месторождений нефти и газа на основе геохимических, термобарических исследований и технологий бассейнового моделирования.
Научная новизна работы. В диссертационной работе была применена технология бассейнового моделирования с целью оценки перспектив нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса Южно-Каспийской впадины. В качестве инструмента была использована компьютерная программа PetroMod (Schlumberger), которая позволяет реконструировать процессы генерации, миграции и аккумуляции углеводородов в пространстве и во времени.
С целью оценки нефтегазоматеринских толщ и их характеристик впервые для данного региона были исследованы выбросы грязевых вулканов методом Rock-Eval и химико-битуминологическими методами.
В работе защищаются следующие основные положения:
1. В Южно-Каспийской впадине установлены несколько автономных очагов нефтегазообразования с собственными ареалами распространения и пространственно-временной эволюцией - среднеюрский (аален-байосский), нижнемеловой (валанжинский), палеоген-нижнемиоценовый (эоценовый и олигоцен-нижнемиоценовый), средне-верхне-миоценовый и нижне-плиоценовый (низы ПТ).
2. Очаги генерации УВ, приуроченные к различным гипсометрическим и стратиграфическим уровням, смещены относительно друг друга, а нижняя граница интервала нефтегазообразования доходит до глубин более 12-15 км, что соответствует интервалу палеогеновых и мезозойских отложений, а верхняя граница «нефтяного окна» приурочена к гипсометрическим глубинам 5-7 км и соответствует миоценовым отложениям.
3. Согласно полученным моделям геотемпературное поле и тепловой режим территории Южно-Каспийской впадины характеризуются существенно пониженными тепловыми потоками и температурами, что определяет возможности генерации УВ на больших глубинах. Региональная и локальная неоднородности теплового поля и мозаичный характер пространственного распределения пластовых температур отвечают тектоническим особенностям отдельных блоков, ступеней, антиклинальных зон и единичных поднятий.
4. Геобарические условия Южно-Каспийской впадины характеризуются повсеместным пространственным развитием аномально высоких поровых и пластовых давлений, определяющих геофлюидодинамику миграции и аккумуляции УВ, что может служить критерием прогноза нефтегазоносности изучаемой территории.
Практическая значимость. Проведенные исследования углеводородных систем позволили ранжировать изучаемую территорию с точки зрения перспектив нефтегазоносности и определить перспективные направления ГРР на нефть и газ западного борта Южно-Каспийской впадины. Обоснована высокая перспективность северной и центральной частей изучаемого региона, представляющих реальный интерес для постановки детальных геолого-геофизических изысканий и поисково-разведочных работ.
Выводы и рекомендации по проведенной работе приняты к внедрению Департаментом по добыче газа, газового конденсата, нефти ОАО «Газпром» и ОАО «Газпром нефть», а также могут быть использованы ОАО НК «Роснефть» и другими недропользователями, планирующими участвовать в освоении нефтегазовых ресурсов Южно-Каспийской впадины.
Результаты проведенных исследований используются в учебном процессе для студентов, бакалавров, магистрантов и аспирантов геологических специальностей и направлений подготовки нефтегазовых и технических вузов.
Публикации и апробация работы. Основные положения диссертационной работы были доложены на российских и международных конференциях, научных сессиях и семинарах: ХIХ (2011 г.) и ХХ (2013 г.) Губкинских чтениях, г. Москва; 1-ой международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: Энергетические ресурсы будущего – реальность и прогноз» Баку, 2012; Научных сессиях аспирантов РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (2012, 2013 гг.); Научных семинарах кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, а также изложены в 19 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций.
Фактический материал. Работа базируется на результатах геохимических исследований органического вещества мезокайнозойских отложений и анализах термобарических характеристик нефтегазовых месторождений, проведенных автором. Выполнено 39 пиролитических анализов керогена по 20 грязевым вулканам с применением методики Rock-Eval, проанализированы и обработаны термобарические показатели, а также использованы многочисленные литературные и фондовые данные по геохимии органического вещества, изотопному составу углерода газов, кислорода и водорода, водам грязевых вулканов, показателям температур и давлений.
Результаты геохимических, термобарических и других исследований использованы при проведении бассейнового моделирования, описывающего историю погружения бассейна, эволюцию теплового режима бассейна, очагов генерации, фазовый состав УВ и т.д.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав и заключения. Общий объем работы составляет 116 страниц, включая 45 рисунков и 9 таблиц. Библиографический список включает 78 наименований.
Благодарности.
Автор глубоко признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору, академику НАН Азербайджана Гулиеву Ибрагиму Саидовичу за поддержку, ценные советы, возможность совместной работы.
За большое внимание к работе и поддержку на всех этапах ее выполнения автор глубоко признателен заведующему кафедрой теоретических основ поисков и разведки нефти и газа РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, профессору Керимову Вагифу Юнусовичу, а также всему коллективу кафедры.
Основные черты геологического строения южно-каспийской впадины
Вопросы геологического строения, истории развития, тектоники и литологии ЮжноКаспийской впадины освещены в многочисленных трудах исследователей: А.А. Али-заде, Э.Н. Алиханов, Ф.М. Багир-заде, Л.А. Буряковский, А.С. Гаджи-Касумов, А.А. Геодекян, Ю.П. Годин, В.А. Горин, Б.В. Григорьянц, И.М. Губкин, И.С. Гулиев, И.Ф. Глумов, Д.А. Гусейнов, Ф.Г. Дадашев, В.В. Денисевич, В.Ю. Керимов, К.М. Керимов, Я.П. Маловицкий,, П.З.Мамедов, Ш.Ф. Мехтиев, О.А. Одеков, М.З. Рачинский, С.Г. Салаев, В.В. Семенович, Б.В. Сенин, В.Е. Хаин, Э.Ш. Шихалибейли, А.А. Якубов и др.
Южно-Каспийская впадина в современном тектоническом плане территориально охватывает акваторию Южного Каспия и непосредственно прилегающие участки суши Восточного Азербайджана, Западного Туркменистана и Северного Ирана (рис. 1.1 и 1.2). Его границами являются: на севере – Дербент-Красноводский глубинный разлом, на западе - Талыш-Вандамский гравитационный максимум, на востоке – Аладаг-Мессерианская тектоническая ступень, на юге – горноскладчатое сооружение Эльбурса. В геоструктурном отношении бассейн представляет собой сложную систему тектонических ступеней и отдельных макро- и микроблоков по взаимопересекающимся разнопорядковым региональным глубинным разломам различной ориентации, последовательно погружающихся от зон внешних бортовых обрамлений в депрессионную внутреннюю область котловины Южного Каспия (см. рис. 1.2): субмеридиональной (с запада на восток) - Западно-Каспийский (VIII-VIII), Восточно-Азербайджанский (Яшминский) (ГСПК), Шахово-Азизбековский (X-X), Сефидруд-Карабогазский (XI-XI), Центрально-Каспийский (XII-XII), Огурчино-Чикишлярский (XIII-XII I), Западно-Туркменский (XIV-XIV), Аладаг-Мессерианский (XV-XV); субширотной (с севера на юг) - Дербент-Красноводский (I-I), Северо-Апшеронский (II-II), Апшероно-Прибалханский (III-III), Сангачал-Огурчинский (IV-IV), Мильско-Чикишлярский (V-V), Предмалокавказский (VI-VI), Предэльбурсский (VII-VII); диагональной - Аджикабул-Мардакянский (XVI-XVI), разрывная дислокация вала Абиха (XVII-XVII).
Общий геологический фон Южно-Каспийской впадины характеризуется: несовпадением тектонических планов мезозойского и кайнозойского структурно-формационных этажей; достаточно часто сменяемыми по вектору и знаку региональными тектоническими движениями; контрастным режимом современных вертикальных и горизонтальных движений; мозаичным ступенчато-блоково-глыбовым строением; высокоамплитудными региональными глубинными разломами; надвигово-поддвиговой тектонической динамикой; резкой литофациальной и фильтрационно-емкостной неоднородностью разреза, инверсией плотностной характеристики осадочной толщи, сопровождающейся распространением в отдельных кайнозойских интервалах мощных серий неконсолидированных («недоуплотненных») высокопористых флюидонасыщенных пластичных (в основном монтмориллонитовых) глин; специфической инверсионной гидрогеохимической обстановкой; широким распространением аномально высоких пластовых (АВПД) и поровых (АВПоД) давлений, интенсивным диапиризмом; коровой и мелкофокусной (осадочная) сейсмичностью; высокочастотным колебанием уровня моря; чрезвычайно широким развитием грязевого вулканизма. Все эти факторы влияли на процессы углеводородообразования в Южно-Каспийской впадине, где формировались активные УВ системы.
Каспийский регион представляет собой гетерогенную структуру весьма сложного глубинного строения, где происходит сочленение разновозрастных структур континента: Восточно-Европейской докембрийской платформы, Скифско-Туранской платформы (СТП), и альпийских складчатых сооружений на юге. В контурах Каспия выделяется три крупных геоблока: Северо-Каспийский, Средне-Каспийский (в его составе рассматривается также небольшой фрагмент Северо-Устюртского геоблока) и Южно-Каспийский Каспийский регион оказался в центре конвергенции нескольких плит с различными параметрами кинематики, что обусловило сложность геодинамического развития и сопряжения разнотипных геоструктурных элементов Глубинные разломы: I-I – Дербент-Красноводский; II-II – Северо-Апшеронский; III-III – Апшероно-Прибалханский; IV-IV – Сангачал-Огурчинский; V-V – Мильско-Чикишлярский; VI-VI – Предмалокавказский; VII-VII – Предэльбурсский; VII- VIII – Западно-Каспийский; IX-IX – Восточно-Азербайджанский (Яшминский); X-X – Шахово-Азизбековский; XI-XI – Сефидруд-Карабогазский; XII-XII – Центрально-Каспийский; XIII-XIII – Огурчино-Чикишлярский; XIV=XIV – Западно-Туркменский; XV-XV – Аладаг-Месерианский; XVI-XVI – Аджикабул-Мардакянский; XVII-XVII – вала Абиха Историю формирования и геологического развития ЮКВ нельзя рассматривать отдельно от эволюции Альпийско-Гималайского подвижного пояса АГПП, образование которого тесно связано со сложной историей океанов Палеотетис и Неотетис (или Мезотетис) (рис. 1.3). Согласно мобилистским концепциям океан Тетис разделял в палеозое-мезозое Евразию и Гондвану. Южно-Каспийская впадина (ЮКВ) – тектонический элемент в центральном сегменте Альпийско-Гималайского подвижного пояса (АГПП), включает в себе одну из наиболее глубокопогруженных депрессий Земли – Южно-Каспийский бассейн (ЮКБ) и центриклинальные прогибы: с запада – Нижнекурин ский прогиб (НКП) и с востока – Западно Туркменский прогиб (ЗТП) которые сливаются с ЮКБ. Бассейн обрамлен горными сооружениями Большого Кавказа, Копетдага, Талыша и Эльбурса. Согласно исследованиям (Адамия и др., 1982; Зоненшайн и др., 1990; Mamedov et al., 1997 Dercourt et al., 1986; Nadirov et al., 1997) наилучшей основой для изучения эволюции глубоководных впадин и горных сооружений в центральном сегменте АГПП является мобилистическая концепция тектоники литосферных плит (ТЛП) позволяющая последовательный геодинамический анализ формирования и эволюции осадочных бассейнов. Процессы формирования и развития рассматриваемых как динамические системы осадочных бассейнов (ОБ) определяется закономерностями геодинамической и термической эволюции литосферы, сопровождаемой деструкцией «старой» коры и формированием «новой», а также сменой тектонотипа палеобассейнов.
Уилсон (Wilson, 1970) впервые показал, что перестройка тектонического режима и смена тектонотипов в осадочных бассейнах (ОБ) мира происходили закономерно от рифтогенеза до орогенеза в рамках одного крупного геотектонического цикла термической и геодинамической эволюции литосферы. Геотектонический цикл в своей первой дивергентной стадии начинается с внутри- или окраинно-континентального рифтообразования, за которым следуют раскрытие океана и развитие пассивных окраин континента. Субдукция, континентальное столкновение, закрытие бассейна и орогенез отмечают вторую конвергентную стадию цикла. Последовательность раскрытия-закрытия ОБ (рифтогенеза-орогенеза) различна по длительности, но универсальна и едина для всей истории континентогенеза. Каждая стадия цикла состоит из нескольких этапов. Каждому этапу эволюции соответствует свой тектонотип бассейна, отличающийся своей структурной формой, типом коры и набором седиментационных комплексов. Переходы от этапа к этапу сопровождаются сменой тектонотипа палеобассейнов. Со временем образуется латеральный и вертикальный (временной) эволюционный ряд разнотипных бассейнов. Тектонические и морфоструктурные элементы последних в той или иной степени сохраняются в строении результирующего бассейна. Все современные сложнопостроенные ОБ представляют собой интегральную сумму разнотипных палеобассейнов (или их фрагментов), существовавших на предыдущих этапах. Анализ геологических данных показал, что одни бассейны прошли полный цикл от рифтогенеза до орогенеза, в других этот цикл был прерван на одном из этапов. В некоторых древних ОБ произошло полное или частичное повторение цикла.
Геохимические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
Территория Южного Каспия является южной частью Баренцевоморско-Каспийского нефтегазоносного пояса [Дмитриевский, Волож, 2008] и включает Южно-Каспийскую нефтегазоносную провинцию, в пределах которой, в настоящее время, все месторождения УВ приурочены к кайнозойской (миоцен-плиоценовой) нефтегазоносной системе. В большей части Южно-Каспийской впадины широко представлены олигоцен-миоценовая и плиоцен-четвертичная УВ системы. Роль регионального флюидоупора для кайнозойской (миоцен-плиоценовой) – акчагыльско-апшеронская песчано-глинистая толща.
Олигоцен-миоценовая УВ система представлена нефтяными, нефтегазовыми и газовыми залежами. Установлено, что олигоцен-миоценовые отложения обладают лучшими нефтематеринскими свойствами, как по содержанию ОВ, его качеству, так и по температурным условиям, необходимым для его преобразования. На основании изучения показателей зрелости ОВ миоценовых отложений (R о, Т макс, РJ) начало нефтегенерации определяется на глубинах 2,5-3 км. В то же время ни один из этих показателей не фиксирует пика нефтегенерации до глубин 5 км (Фейзуллаев, Исмайлова, Джаббарова, 2005). Изотопно-геохимические исследования нефтей и пород, бассейновое моделирование позволяют сделать вывод, что скопления УВ в плиоценовых резервуарах Южно-Каспийской впадины являются, главным образом, генерированы из олигоцен-миоценовой УВ системы (Гулиев, 2002, 2004; Фейзуллаев, 2002). Продуктивные горизонты установлены в майкопской серии (мергели, листоватые глины, песчаники, известняковые олистостромы), чокракских и караганских отложениях (песчаники). Плиоценово-четвертичная УВ система – широко распространена и является основным нефтегазоносным объектом Южно-Каспийской впадины, где крупномасштабная генерация, эмиграция, аккумуляция и консервация УВ продолжается и в современное время.
В плиоцен-четвертичной УВ системе в Южно-Каспийской впадине залежи УВ распространены в интервале глубин от первых сотен метров до 6,5 км и более. Изучение фазовой зональности УВ в разрезе плиоцена свидетельствует о доминирующей нефтеносности малых глубин и отчетливом сдвиге к газообразным УВ по мере нарастания глубин. Так в северной и западной частях впадины, распространены нефтяные залежи, в то время как южнее Абшероно-Балханского порога, в Бакинском архипелаге, основные ресурсы УВ сосредоточены в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежах.
Термодинамические условия плиоценово-четвертичных отложений Южно-Каспийской впадины дают основания о предположении, что на значительной части впадины породы плиоцена находятся в зоне ГФН и начала ГФГ. Вместе с тем, при этом проведенные в последние годы геохимические исследования выбросов грязевых вулканов свидетельствует, что основная нефтегазогенерирующая толща Южно-Каспийской впадины, определяющая ресурсы плиоцена – это подстилающие олигоценово-миоценовые образования.
В разрезе продуктивной толщи Южно-Каспийской впадины наиболее четко прослеживается зональное распределение нефти и газа в зависимости от глубины и термобарических параметров залежей. Особенности размещения залежей нефти и газа в ЮжноКаспийской впадине связаны с условиями их формирования, переформирования и разрушения в период всей неоген-четвертичной истории развития впадины, а также изменения термобарического режима недр.
В мезозойском комплексе к нефтепроизводящим свитам относятся терригенные среднеюрские, терригенно-карбонатные валанжинские и готеривские, терригенные апт-альбские, сеноманские и терригенно-карбонатные маастрихт-датские отложения. В разрезе кайнозоя наиболее благоприятными с точки зрения генерационных параметров являются палеоген - миоценовые отложения, в частности майкопская свита. Они отличаются значительной обогащенностью органическим веществом, битумами нефтяного ряда и четко выраженными восстановительными условиями. Благоприятными факторами для накопления органического вещества характеризуются также чокракские, караганские и сарматские отложения
С целью оценки генерационного потенциала мезакайнозойского комплекса ЮжноКаспийской впадины были проведены исследования 39 образцов пород из 20 грязевых вулканов (Рис. 2.1) Образцы исследовались методами Rock-Eval, что позволило определить спектр параметров, отражающих качественные и количественные характеристики ОВ пород, в том числе: содержание органического углерода (Сорг), фациально-генетические типы исходного органического вещества, уровни термической зрелости (катагенеза) керогена по величине ТmaxоС, реализованный (S1) и остаточный (S2) нефтегазогенерационные потенциалы ОВ (РР), степень битуминозности или количество реализованных подвижных углеводородов по индексу продуктивности (IP), водородный и кислородный индексы и др. (Рисунки 2.2, 2.3)
Проведенные исследования (в лабораториях РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина и ВНИГНИ) выбросов грязевых вулканов Южного Каспия выявили, что палеоген-нижнемиоценовые отложения соответствуют II и III типу керогена (преимущественно нефтегазогенерирующие отложения), а средне-верхне-миоценовые отложения соответствуют II типу керогена (преимущественно нефтегенерирующие отложения) (Рис. 2.4).
Сопоставление результатов геохимических исследований образцов пород грязевых вулканов с классификацией нефтематеринских пород (по Тиссо, Вельте 1981 и К.Петерсу, 1986) по основным показателям свидетельствует о том, что образцы пород (в основном глины) грязевых вулканов относятся к классу хороших (богатых) и очень хороших (очень богатых).
Породы майкопской серии присутствуют в выбросах вулканов Гушчу, Чеилдаг, Кечалдаг, Готур. Тип керогена второй, соответственно тип генерированных углеводородов преимущественно нефтяного ряда. По полученным значениям S1 можно сделать вывод, что породы майкопского возраста характеризуются от бедных до очень богатых генерационным потенциалом.
Геотермические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
Геотемпературный режим недр относится к числу важнейших факторов, определяющих условия генерации углеводородов (УВ) и характеризующих обстановки миграции и аккумуляции нефти и газа в толще осадочных пород. Существенная роль глубинного тепла Земли проявляется не только в его регулирующем влиянии на ход термокаталитических превращений исходного органического вещества (ОВ) и все последующие физико-химические изменения в составе природных флюидов, контролирующие их мобильность в миграционных процессах и фазовое состояние [6,8,9-11,17,18]
Ключевыми факторами (рис. 3.1) контролирующими температурный фон осадочного чехла является: Тепловой поток из мантии; Температура на поверхности осадконакопления Теплоемкость и теплопроводность пород осадочного чехла; Радиоактивное тепло генерируемое породами Основные механизмы теплопереноса в осадках - теплопроводность пород (кондукция) и конвекция. Кондуктивный теплоперенос в основном вертикальный, но может быть важной и латеральная составляющая; латеральная составляющая может быть важна в зонах рифта. Конвекция в осадочных бассейнах определяется региональной гидродинамикой. Эволюция температурного режима зависит от поступающего теплового потока и процессов теплопереноса по осадочному разрезу. В зависимости от температурного режима и прогретости осадочные бассейны делятся на холодные -15-20 mWm-2, нормальные -25-40 mWm-2 и теплые- 40 mWm-2 бассейны. Согласно вышеуказанного критерия, ЮКБ, а вернее глубоководный некомпенсированный бассейн в период геологического времени плиоцен-квартер характеризуется лавинным седиментогенезом, устойчивым погружением, высокой скоростью пригибания и является холодным бассейном. Отличительной особенностью геотемпературного режима ЮКБ является весьма низкая прогретость плиоценовых и четвертичных отложений. Во всех районах бассейна t на срезе (-5) км не превышает 110 0С, а величины Г составляют 0,80-1,050С/100 м. Рис. 3.1 Граничные условия формирования геотемпературного поля
Температура на поверхности осадконакопления задавалась нами исходя из закономерностей общеклиматических изменений температур во времени собранных в модуль Auto-SWIT (SWIT – sedimentary water interface temperature) (Wygrala, 1989). Работу этого модуля хорошо иллюстрирует график климатических изменений температур (рис. 3.2). На этом рисунке изображена зависимость среднегодовой температуры воздуха от абсолютного возраста (абсцисса) и от положения исследуемого бассейна по широте (ордината), где нулевая линия соответствует экватору.
Таким образом, температура на поверхности осадконакопления задается исходя из отдалнности бассейна от экватора и климата в соответствующий геологический период. Рис. 3.2 Модуль Auto-SWIT. Автоматическое задание температур исходя из палеоклимата Низкая прогретость плиоцен-четвертичного интервала и специфический характер распределения температур и их градиентов по глубине является следствием нижеперечисленных основных факторов: – В районах тектонического погружения, интенсивного и лавинного осадконакопления – искажения теплового поля в сторону уменьшения температуры на срезах на 15-20% по сравнению со стационарным режимом. Быстрое осадконакопление сокращает тепловой поток на поверхности и уменьшает геотермический градиент. Скорость тектонического погружения в плиоцене достигла 1000-2000 м/млн.лет. Скорость прогибания в плиоцене в северной части ЮКВ в 20-30 раз выше, чем на рифтогенном этапе раскрытия и на 2 порядка (100-200 раз) больше, чем в меловом и палеогеновом периодах. В результате больших скоростей тектонического погружения и седиментации осадки и породы заполняющие бассейн не успевают прогреватся. - теплоэкранирующего эффекта непосредственно подстилающей ПТ-КТ мощной (до 3-5 км) глинистой толщи палеоген-миоцена, обеспечивающей, с одной стороны, уменьшение интенсивности кондуктивного теплопереноса вверх по разрезу и снижение суммарного количества тепла, поступающего в сверху контактирующие интервалы разреза, а с другой – соответствующий перегрев нижезалегающих мезозойских отложений. (Теплоизолирующпй эффект резко возрастает в зонах развития высокопористых водонасыщенных недоуплотненных (или разуплотненных) глин с аномально высокими поровыми давлениями – АВПоД. Дополнительным механизмом ограничения интенсивности теплопереноса вверх по разрезу является эндотермический процесс термометаморфизма содержащихся в глинах смектитов, сопровождающийся частичным расходом глубинного тепла и обусловливающий сокращение его потока в покрывающие комплексы); -уменьшения вверх по разрезу плотности пород, сопровождающегося ростом тепловых сопротивлений; -влияния прогрессирующей снизу вверх по разрезу оптимизации теплоотдачи, вызванной увеличением перепадов температур в связи с приближением к дневной поверхности и ее охлаждающим эффектом;
Согласно В.Ю. Керимову и М.З. Рачинскому (2011г) в Южно-Каспийской впадине распределение по глубине фактических значений пластовых температур в интервале гипсометрических отметок (0) – (-6000) м аппроксимируется следующим выражением: t = 13,7 + 0,196Н0,725 удовлетворяющий функцию t = а + bНn, где t – температура (0С) на глубине H (м); а – среднегодовая температура местности; b, n – коэффициенты, определяющие особенности по отдельным районам в связи со спецификой их геологического развития, тектоники, литологии и другими влияющими факторами
Отличительной особенностью геотемпературного режима Южно-Каспийской впадины является весьма низкая прогретость плиоценовых и четвертичных отложений. Во всех районах бассейна t на срезе (-5) км не превышает 110 0С, а величины Г составляют 0,80-1,050С/100 м. тогда как в соседних бассейнах – Предкавказье, Равнинный Дагестан, Южный Мангышлак, Восточный Туркменистан, Центральный Иран – указанные глубины характеризуются значениями порядка 160-180 0С и Г – 2,50-3,33 0C/100 м [3,4,11];
Геобарические условия нефтегазоносности мезокайнозойского комплекса южно-каспийской впадины
Геофлюидальные давления позволяют понять сущность многих геологических процессов и явлений, происходящих в осадочной оболочке земной коры, особенно при формировании залежей нефти и газа. Геобарический режим любого осадочного бассейна может быть описан как с помощью термодинамического подхода к анализу давлений, так и посредством изучения особенностей и закономерностей их пространственного распределения.
Геобарические условия Южно-Каспийской впадины характеризуется широким развитием АВПД в коллекторах и АВПоД в не (слабо) проницаемых глинистых интервалах. В обоих случаях они имеют двоякую природу - эпи- и сингенетическую. [6,8,10,12,13,15,16,19,21,24]: Первая обусловлена внешним воздействием - внедрением высоконапорных аллохтонных флюидов извне в поровое пространство коллекторов и глин; вторая – обеспечена внутренними ресурсами пород, главным образом как в ходе их неравновесной гравитационной (лито-статической) и тектоно-стрессовой консолидации за счет компрессии в собственном поровом пространстве сингенетичных флюидов, так и в результате прогрессирующих с ростом глубины (температуры) процессов термотрансформации смектитов песчано-глинистого разреза, сопровождающихся выделением в свободную фазу конституционных вод глинистых минералов с соответствующим возрастанием давления в матрице [12,13]; Превышения пластовых давлений над гидростатическим и коэффициенты аномальности пластовых давлений в законтурных зонах залежей и водонапорных комплексах Южно-Каспийской впадины показаны в таблице 4.1 Плиоценовые отложения характеризуются относительно широким распространением АВПД и различаются по отдельным районам лишь мерой интенсивности проявлений. Средние по разрезам площадей и месторождений значения коэффициентов аномальности в каждом районе бассейна удовлетворительно прямо корреспондируются с глинистостью, толщиной, гипсометрической глубиной залегания поверхности ПТ (таблица 4.2). На всех площадях зон развития АВПД аномальность давлений мозаично дифференцирована по отдельным тектоническим полям и участкам. Максимальные ее значения фиксируются в наиболее дислоцированных тектоническими нарушениями присводовых зонах поднятий и, как правило, пространственно ассоциируют с участками распространения термальных маломинерализованных щелочных так называемых «сводовых» вод, являющихся чуждыми вмещающим объектам, и с локальными температурными и гидрогеохимическими возмущениями соответствующих полей. В направлении от купольных частей к периферии складок аномальность давлений резко снижается. В межструктурных зонах АВПД в большинстве случаев отсутствуют (Апшеронский полуостров) или имеют значительно меньшие, чем в пределах поднятий значения (Нижнекуринская депрессия, Бакинский архипелаг и др.). Описанная картина распространения АВПД по площади региона и степени интенсивности проявлений регламентируется, с одной стороны, коллекторской и литофациальной характеристикой отдельных районов, а с другой – находится в тесной связи с историей их геологического развития, характером и направлением приложения неотектонических стрессов. В первом случае указанная сопряженность находит выражение в последовательно прогрессирующем возрастании масштабов (интенсивности) проявлений АВПД по мере увеличения глинистости, толщины и неоднородности разреза ПТ, определяющих оптимизацию условий их сохранения на продолжительный геологический срок. (Очевидно, что механизм генерации АВПД должен быть постоянно действуюшим, т.е. темпы формирования аномальности давлений должны компенсировать ее естественную релаксацию во времени.); во втором – в закономерной приуроченности зон максимальных площадного распространения и интенсивности проявлений аномальности к участкам фокусировки максимально контрастных неотектонических процессов (грязевой вулканизм, диапиризм, тектонические подвижки разных векторов и знаков, землетрясения, вертикальная миграция флюидов и пр.).
По глубоководной впадине Южного Каспия приведены прогнозные оценки параметров, ханской зоны поднятий, на остальной территории Южно-Каспийской впадины содержание глин в отдельных районах возрастает до 95-98% (южная часть Бакинского архипелага) Указанные моменты дают основание для следующего принципиально важного заключения - наличие значительных градиентов давления между смежными глинами и коллекторами свидетельствует не о существовании гидродинамической связи между ними, а напротив, об их взаимной гидравлической изоляции. Этот вывод вносит новое понимание в проблемы первичной и вторичной миграции УВ и формирования залежей и месторождений нефти и газа [19,21,24].
Изложенное фиксирует, что основным механизмом формирования АВПД в коллекторах ПТ является инъекция в ее разрез высоконапорных флюидов из подстилающих осадочных комплексов, осуществляющаяся главным образом в пределах локальных поднятий по системе дизъюнктивной дислокации и обусловливающая их преимущественно эпигенетический характер. Дополнительными факторами представляются упругое сжатие природных резервуаров, реализованное как следствие неотектонических процессов, и дегидратация смектитов глинистых разностей разреза в интервале достаточных температур.
Характер распределения АВПД и АВПоД по всему стратиграфическому разрезу бассейна фиксирует весьма напряженное состояние геофлюидодинамической системы его осадочного выполнения в пределах локальных поднятий – среднее по всем водонапорным комплексам значения превышений пластовых давлений над гидростатическим составляет 26,9 МПа при коэффициенте аномальности 1,745 (таблица 4.1).
Таким образом, как показал анализ условий залегания горных пород и их петрофизических и термобарических характеристик в разрезах площадей Южно-Каспийской впадины основной причиной образования АВПоД здесь является литогенетический фактор, тогда как вертикально-миграционный процесс и эндогенно-энергетический механизмы играют вспомогательную роль.
К литогенетическому фактору следует отнести гравитационное уплотнение глин при затрудненном оттоке порового флюида и дополнительное выделение воды при катагенетической дегидратации глинистых минералов. Очевидно, что литогенетический механизм, связанный с гравитационным уплотнением пород, действовал и при формировании аномально высоких пластовых давлений (АВПД) в коллекторах, хотя их градиенты оказались во многих случаях меньше чем градиенты поровых давлений в глинистых покрышках, что характерно для относительно молодых элизионных водонапорных осадочных бассейнов.
