К оглавлению журнала

 

УДК 553.98(262.81)

© Д.А. Бабаян, В.В. Семенович, 1996

НОВЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ФОРМИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Д.А. Бабаян (Министерство нефти и газа Туркменистана), В.В. Семенович (МГУ)

Изучение условий формирования месторождений нефти и газа в Юго-Западном Туркменистане и прилегающей акватории Южного Каспия представляет интерес не только в плане перспектив развития нефтегазодобычи, но и в теоретическом аспекте – оценки нефтегазоносности авандельтовых комплексов аридных зон.

В настоящее время по вопросам генерации УВ и закономерностей формирования залежей нефти и газа в среднем – верхнем плиоцене Южно-Каспийского НГБ существуют две основные гипотезы. Одни исследователи (Ш.Ф. Мехтиев, К.М. Тегелеков, Н.О. Назаров, К.К. Тумарев и др.) считают, что основными нефтегенерирующими комплексами являются палеогеновые и мезозойские отложения, а УВ поступали в неогеновые ловушки путем вертикальной миграции через дизъюнктивные нарушения. Другие (А.А. Али-Заде, В.В. Семенович, В.К. Солодков, М.А. Аширмамедов, Л.Н. Киреева, Н.Х. Хаджинуров, Д.А. Бабаян и др.) допускают генерацию и латеральную миграцию нефти в среднем плиоцене (продуктивная толща в западных частях и красноцветная – в восточных).

Первая концепция базируется на изучении материала по территории северного и восточного прибортового окаймления обширной восточной части Южно-Каспийской впадины. Здесь красноцветная толща, имеющая сравнительно меньшую мощность, более интенсивно нарушена разрывами, часть которых проникает в мезозойский комплекс. Вторая концепция основывается на результатах глубокого бурения и сейсморазведки как по суше, так и по акватории Южного Каспия. Комплексная обработка и обобщение накопленных данных позволили расширить пространственные границы изучаемого объекта практически на всю восточную часть Южно-Каспийской впадины и сформулировать новые представления ее геологической истории и нефтегазоносности.

Исследования вещественного состава и строения красноцветной толщи восточной части Южно-Каспийской впадины показали, что зона максимального накопления песчаного материала приурочена к центральной части Кизылкумского прогиба. Объемные соотношения песчаников и глин нижнекрасноцветных отложений показывают, что суммарная мощность песчаников в пределах Челекено-Ливановской зоны составляет в среднем 320 м (22 % общей мощности нижнекрасноцветных отложений). Аналогичное соотношение наблюдается и в Гограньдаг-Окаремской зоне, где она достигает 150 м (20 % общей мощности рассматриваемой толщи). На структурах Кизылкумского прогиба и смежных площадей увеличиваются песчанистость и мощность песчаных горизонтов. Их суммарная мощность на площадях Западный Эрдекли, Куйджик, Кизылкум возрастает до 850 м (более 60 % общей мощности нижнекрасноцветных отложений), что в 2-3 раза превышает эти соотношения в Челекено-Ливановской и Гограньдаг-Окаремской зонах (таблица).

В верхнекрасноцветных отложениях региона наблюдается та же тенденция: пески и песчаники на структурах Кизылкумского прогиба и близрасположенных к нему практически представляют весь разрез верхнекрасноцветных отложений; максимальные значения песчанистости зафиксированы на площадях Кизылкум, Куйджик и Эрдекли, где суммарная мощность превышает 1000 м (более 85 % общей мощности верхнекрасноцветных отложений). В южном направлении к Гограньдаг-Окаремской зоне мощность песчаников уменьшается до 300 м (30 % общей мощности верхнекрасноцветных отложений), в северном – в пределах Челекено-Ливановской зоны – 300-400 м (30-40 % мощности рассматриваемой толщи). На площадях Туркменской ступени мощность песчаников составляет 350-450 м (до 30 % мощности верхнекрасноцветных отложений).

Приведенные данные показывают, что раннекрасноцветное время характеризуется значительно меньшей долей песчаных элементов разреза, чем позднекрасноцветное. Исходя из песчанистости разреза можно предположить, что в результате выноса материала пра-Амударьи в Кизылкумском прогибе сформировался крупный песчаный комплекс (рис. 1). Русло пра-Амударьи прослеживается по эрозионному врезу от Репетек-Келифской зоны на востоке Туркменистана до Каспия.

Выявленная палеодельта площадью около 10 тыс км2 занимает район Кизылкумского прогиба и значительную часть Туркменской ступени в акватории Южного Каспия. Переход русловых образований в авандельтовые происходит между Малым Балханом и Западным Копетдагом в районе Кумдаг-Кобекского участка Средняя часть дельты включает площадь структур Эрдекли, Западный Эрдекли и др., а авандельтовая зона протягивается до структур Огурчи, Ферсмана и др.

Присутствие крупного песчаного тела вдоль восточного борта Южно-Каспийской впадины предопределило ряд важных нефтегазогеологических факторов. Например, в зоне развития погребенной палеодельты грязевой вулканизм проявляется весьма слабо. Это объясняется тем, что в районе отсутствуют разуплотненные глинистые пачки с аномально высокими поровыми давлениями – решающие факторы образования грязевулканических очагов. Грязевой вулканизм широко развит и активно действует в При-балханской, Челекено-Ливановской зонах и на Окаремской ступени.

В целом палеодельты представляют собой крупные "абсорбирующие" в геологическом понимании элементы терригенных осадочных комплексов, которые в результате преобладания песков поглощают отжатые из сопредельных зон флюиды и создают условия для их последующей разгрузки. Поэтому слабое проявление грязевых вулканов отмечается лишь в приграничных зонах песчаного массива (банки Михайлова, Ульского и др.), где происходит замещение песчаников алевролитами и глинами.

В пользу существующей в Кизылкумском прогибе палеодельты говорит и изучение гранулометрического состава песчаников красноцветной толщи. Крупнозернистые песчаники распространены в основном в пределах осевой зоны Кизылкумского прогиба. На песчаную фракцию размером 0,25 мм в песчаниках верхнекрасноцветных отложений площади Западный Эрдекли приходится 32-43 %, нижнекрасноцветных отложений – до 47 %.

В северном и южном направлениях происходит закономерное замещение крупнозернистых песчаников мелко-и тонкозернистыми разностями. В пределах поднятия Губкина доля крупнозернистых песчаников в разрезе красноцветной толщи составляет лишь 10 %. Доказано, что в районе Кизылкумского прогиба в разрезах красноцветной толщи больше тяжелых минералов, чем в пределах площадей Гограньдаг-Окаремской зоны.

Анализ пространственного положения дельтовой зоны позволил определить объем песчаных пластов по верхне- и нижнекрасноцветным отложениям. В последних песчаные отложения дельты занимают площадь 3,5 тыс. км2. Средняя их мощность 600 м, объем палеодельты при этом 2 тыс.км3. Как было указано, в верхнекрасноцветных отложениях масштабы дельтообразовательных процессов достигли максимума. Общая площадь песчаного тела достигла 9,5 тыс.км2, средняя толщина – 800 м, объем дельтовых образований – более 7,5 тыс.км3. Общий объем песчаных образований дельтовой зоны Кизылкумского прогиба составляет около 10 тыс. км3.

Обобщая изложенное, можно заключить, что в красноцветной толще мелководно-морские и лагунно-прибрежные фации (частично) соответствуют авандельте пра-Амударьи. Последняя занимает значительную часть Туркменской ступени, центральную часть Кизылкумского прогиба и достаточно четко выделяется на временных сейсмических профилях вкрест простирания оси прогиба (рис. 2). Волновая картина показывает, что отраженные волны уверенно следятся в верхнеплиоценовом комплексе. При групповой и фазовой корреляции среднеплиоце-новых разрезов выделяются зоны хаотического расположения коротких осей синфазности, затухания волн, наблюдаются разрыв корреляции, изменение формы записи, связанные с наличием песчаных образований дельтового происхождения.

Центральная часть Южно-Каспийской впадины признается многими исследователями как основной нефтегазопроизводящий очаг. В середине 80-х гг. авторами данной статьи изучались вопросы накопления и трансформации РОВ, термобарических условий деструкции РОВ и образования микронефти, масштабов генерации жидких УВ, фаз активной эмиграции пластовых флюидов, времени формирования антиклинальных ловушек в среднеплиоценовых отложениях восточного борта Южно-Каспийской впадины и велась историко-генетическая оценка перспектив нефтегазоносности тектонических зон акватории Южного Каспия. Суммарный объем генерированных нафтидов составляет 56 млрд т, их количество, способное сформировать залежи, оценивается в 2,8 млрд. т, что значительно превышает разведанные к настоящему времени в регионе промышленные запасы нефти.

Таким образом, анализ материалов показывает, что в пределах центральной части Туркменской ступени происходит пространственное совмещение песчаного авандельтового комплекса с очагом генерации нефти и газа. Эмигрировавшие из нефтематеринских толщ среднего плиоцена, понт-миоцена и более древних отложений центральной части Южно-Каспийской впадины УВ-флюиды легко могли быть абсорбированы песчаниками палеодельты. По мере насыщения резервуара пластовыми УВ-содержащими флюидами происходила их региональная миграция по песчаным коллекторам к структурным и стратиграфическим ловушкам Прибалханской и Гограньдаг-Окаремской зон. Следы миграции нефти зафиксированы в вытяжках из образцов керна поисковых скважин: бесцветные растворители приобретали коричневую окраску.

Рассматриваемый вариант миграции флюидов не единственный в регионе; существуют и другие пути, в том числе вертикальная миграция через разрывные нарушения, жерла грязевых вулканов, литологические окна. На наш взгляд, мощным флюидопроводящим каналом мог служить вал Абиха, протягивающийся от южных структур Челекено-Ливановской зоны до глубоководной котловины.

Допускается внебассейновая миграция УВ, т.е. определенная часть генерированной в пределах Южно-Каспийской впадины нефти через погруженные участки банки Ливанова – Промежуточное могла мигрировать "транзитом" к ловушкам юго-западного склона морской части Карабогазского свода. В последние годы здесь отработаны региональные сейсмические профили, которые позволили выявить новые антиклинальные структуры (Гардашлык и др.) в красноцветной толще, а также участки развития стратиграфических ловушек, перспективных для поисков нефтяных и газовых месторождений.

В пользу "транзитной" миграции УВ в северном направлении говорит и выявленный на участке банок Ливанова – Баринова палеопролив, существовавший в позднем красноцвете – акчагыле. Наличие палеопролива доказано авторами данной статьи ранее при увязке разрезов стратиграфических аналогов: красноцветной и продуктивной толщ среднего плиоцена между структурами Ливановской группы (туркменская акватория) и Гунешли (азербайджанская акватория). Здесь на границе среднего и верхнего отделов плиоцена выявлена зона фациальной изменчивости пород общей мощностью 250 м, протяженностью 15-20 км в широтном направлении.

ВЫВОДЫ

1. Анализ соотношения объемов песчаников и глин красноцветной толщи позволил определить пространственные границы палеодельты пра-Амударьи в среднеплиоценовых отложениях Кизылкумского прогиба и Туркменской ступени.

2. В отложениях палеодельты развиты более крупные фракции песчаников и содержится больше тяжелых минералов, чем в осадках сопредельных зон.

3. В пределах палеодельты из-за отсутствия мощных пачек глин активность грязевулканической деятельности проявляется слабо.

4. Допускается, что в центральной части Туркменской ступени происходит пространственное совмещение песчано-дельтового комплекса с очагом генерации нефти и газа. Эмигрировавшие из нефтематеринских толщ среднего плиоцена и, возможно, понт-миоцена и мезозоя УВ-флюиды могли быть захвачены песчаными пачками палеодельты; по мере насыщения резервуара происходила региональная миграция флюидов к ловушкам прибортовой зоны.

5. Вероятна внебассейновая миграция УВ-флюидов из Южно-Каспийской впадины в пределы юго-западного склона Карабогазского свода и Среднего Каспия через палеопролив, выявленный на участке банок Ливанова – Баринова. На пути "транзитной" миграции прогнозируются антиклинальные (Гардашлык и др.) и литолого-стратиграфические (Гарамерген, Джелалетдин и др.) ловушки, в которых могли формироваться залежи нефти и газа.

ABSTRACT

Study of oil and gas accumulation conditions in south-western Turkmenistan is a matter of interest not only in terms of oil and gas production development prospects but also in the theoretical aspect - oil and gas potential evaluation of avandeltaic complexes in arid zones. Complex processing and summarization of data accumulated made it possible to formulate new ideas on geological history and oil and gas potential for the eastern part of South Caspian depression. The main conclusions are as follows: 1. Ratio analysis of sandstones and clays volumes of redcoloured sequence allowed to establish spatial boundaries of the pra-Amu Darya paleodelta in Mid-Pliocene deposits of the Kizil-Kum trough and Turkmenian bench. 2. Paleodelta area is characterized by development of coarser fractions of sandstones and contains more heavy minerals than in adjacent zones. 3. Within paleodella due to absence of thick clayey beds, mudvolcanic activity is weakly manifested. 4. Within the central part of Turkmenian bench, the sandy-deltaic complex and oil and gas generating centre are supposed to be spatially coincident. 5. Hydrocarbon extrabasinal migration is expected to take place from South Caspian depression to the south-western slope of the Karabogaz arch and Middle Caspia via paleostrait. Anticlinal and stratigraphic traps where oil and gas pools could be accumulated are expected on the way of transit migration.

Распределение мощности верхне- и нижнекрасноцветных отложений восточной части Южно-Каспийской впадины

Номер на карте

Площадь, месторождение

Номер скважины

Всрхнекрасноцветные отложения

Нижнекрасноцветные отложения

общая толщина, м

суммарная толщина песчаников

Общая толщина, м

суммарная толщина песчаников

м

%

м

%

Челекено-Ливановская зона

1

Ливанова

12

1870

400

21

1360

182

13

2

Баринова

4

1278

430

40

1815 (разлом)

320

14

3

Губкина

3

1179

374

31

1669

328

19

4

ЛАМ

10

1003

315

31

1777

400

22

5

Жданова

30

1005

470

46

1555

384

24

Прибалханская зона

6

Челекен

17

806

350

43

1625

440

27

7

Котуртепе

808

915

540

59

1465

480

33

8

Монжуклы

25

1127

897

79

1364

1064

78

9

Кизылкум

221

780

650

83

1010

780

77

10

Куйджик

11

1006

900

89

1077

807

75

Келькорский прогиб

11

Келькор

19

826

380

46

930

200

22

Кизылкумский прогиб

12

Эрдекли

2

1314

1072

82

1056

633

60

13

Огурчи

2

1255

729

58

1600

671

41

14

Западный Эрдекли

1

1440

910

63

1620

850

52

Туркменская ступень

15

Ферсмана

1

1315

324

24

1815

350

20

Гограньдаг-Окаремская зона

16

Гограньдаг

28

1360

864

63

1068

588

55

17

Бугдайли

1

489

137

28

935

193

21

18

Корпедже

3

741

460

62

1058

464

43

19

Камышлыджа

7

1400

835

59

855

366

42

20

Шахман

1

510

130

25

410

60

15

21

Окарем

10

1182

342

28

810

200

24

22

Порсу

2

880

ПО

12

670

35

5

23

Чикишляр

4

839

221

26

716

85

11

24

Гасанкули

2

756

154

20

681

50

7

Рис.1. СХЕМА ПРОСТРАНСТВЕННОГО СОВМЕЩЕНИЯ ОЧАГА ГЕНЕРАЦИИ НЕФТИ И ПАЛЕОДЕЛЬТЫ НА ВОСТОЧНОМ БОРТУ ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ ДЛЯ ПОРОД ВЕРХНЕ- (А) И НИЖНЕКРАСНОЦВЕТНЫХ (Б) ОТЛОЖЕНИЙ

1 палеодельта, 2 изолинии очага генерации нефти, млн т/км2 : а достоверные, б предполагаемые, 3 грязевые вулканы: а действующие, б бездействующие, 4 границы тектонических зон, 5 - площадь, месторождение (см таблицу)

Рис.2. СЕЙСМИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПО ЛИНИИ ЭРДЕКЛИ - БУРУН

1 - отражающая площадка; 2 - зона беспорядочной записи

Сайт создан в системе uCoz