Прогноз фазового состояния флюидов залежей Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП.

Точка зрения автора на формирование Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения достаточно подробно изложена ранее (1986). Здесь отметим лишь, что как показывают количественные расчеты масштабов генерации, эмиграции и условий сохранения УВ в недрах, в пределах выделяемой Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП, в объеме нижнепермского, визейско-башкирского и подстилающего их со стратиграфическим несогласием верхнедевонско-турнейского НГК, количество жидких УВ, способных к миграции и аккумуляции, составляет около 3000 млн.т. При этом в верхней залежи Карачаганакского месторождения, по результатам подсчета запасов, аккумулировано около 1500 млн.т жидких УВ промышленных категорий, или, вероятно, до 2000 млн.т, включая субколлекторы. Таким образом, выделение НГСП месторождения – до осевой зоны Прикаспийской впадины в плане и от «карбонатного» девона до нижней перми в разрезе - представляется достаточно обоснованным. Очевидно, что основным фактором, способствовавшим формированию здесь такого крупного скопления УВ, явилась гидродинамическая связь вмещающих залежь отложений с комплексом доминантой верхнедевонско-турнейского возраста. Такая связь обеспечивается отсутствием (размывом) верейско-мелекесской и радаевской флюидоупорных терригенных толщ. Этот вывод подтверждается тем, что на нижнепермские и визейско-башкирские отложения приходится всего 6% суммарного генерационного потенциала, или около 180 млн.т жидких УВ, т.е. примерно в 10 раз меньше, чем их аккумулировано в месторождении. Остальные 94% НГМ потенциала выделенной НГСП приходятся на отложения верхнедевонско-турнейского НГК.

Исследования по прогнозу фазового состояния УВ в залежах Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП были выполнены автором в середине 80-х годов и базировались на методическом аппарате авторской методики бассейнового моделирования. В частности на основе анализа соотношений Г:Ж, геотермического режима и катагенетической зональности была составлена принципиальная схема фазового состояния залежей УВ этой НГСП и были выделены (Рис. 9):

I зона газовых залежей расположена на крайнем юге НГСП. В этой зоне эволюционно-генетический (максимальное значение Г:Ж + 9,6), катагенетический (МК₅ и выше) и миграционный (вытеснение жидких УВ газообразными) факторы, свидетельствуют о присутствии газовых залежей, не содержащих жидких УВ ни в свободном, ни в газорастворенном состоянии.

Севернее расположена II зона газовых и предположительно газоконденсатных залежей. Эта зона отличается от предыдущей несколько пониженным значением отношения Г:Ж + 8,8. Меньшая степень катагенеза (МК₄ ^– МК₅) показывает, что потенциальные скопления УВ зоны II находятся в области резкого снижения конденсата в газе Кайева (1983), Конторович и др. (1998), поэтому можно предположить возможное присутствие здесь газоконденсатных скоплений с газоконденсатными факторами (ГКФ) ниже ГКФ «эталонной» (Карачаганакской) залежи.

Далее (выше по моноклинали) прогнозируется III зона развития газоконденсатных залежей. Значение отношения Г:Ж сингенетичных данной зоне УВ, способных к аккумуляции, составляет 6,7. Судя по расположению залежей в начале стадии МК₄ здесь возможны газоконденсатные смеси (ГКС) с ГК факторами, превышающими «эталонный».

Как было показано ранее (Навроцкий О.К и др., 1986). Карачаганакская залежь является ГКМ первичного генезиса, а происхождение нефтяной оторочки обязано выпадению части жидкой фазы из газоконденсатной смеси (ГКС), что свидетельствует о ее насыщенности. Это также позволяет предположить возможно более высокие газоконденсатные факторы в залежах, расположенных южнее Карачаганакского месторождения, т.е. в зоне III. В случае подтока ГК смесей из участков с повышенным геотермическим режимом и повышенной растворяющей способностью газов, возможны газоконденсатные залежи с относительно маломощными нефтяными оторочками, сформированными за счет выпадения жидких УВ из ГКС, попавших в более мягкие геотермические условия. Такой процесс возможен лишь при условии предельно насыщенных газоконденсатных смесей.

В IV зоне нефтегазоконденсатных и газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками расположено Карачаганакское месторождение. Для данного участка характерно резкое (по сравнению с зонами I, II, III) снижение газообразных продуктов в общей сумме эмигрировавших УВ (Г:Ж = 2, 9). Здесь также возможны очень высокие значения ГКФ (стадия МК_2-3), как и в Карачаганакском ГКМ.

Рис. 9 Принципиальная схема прогноза фазового состояния УВ залежей Карачаганакско-Джамбейтинской НГСП.

На территории внутренней и внешней прибортовой зоны Прикаспийской впадины, расположенной севернее выделенной НГСП можно выделить еще одну – V зону нефтегазоконденсатных и газоконденсатнонефтяных залежей. Здесь отношение Г:Ж составляет около 2,5, что является признаком возможного, еще большего увеличения доли жидких УВ в залежах. Однако, судя по довольно низкому уровня катагенеза (МК_1-2), это увеличение должно происходить преимущественно не за счет газорастворимой, а за счет свободной фазы. Значения ГК факторов здесь должны быть ниже ГКФ Карачаганакского ГКМ. В данной зоне возможно увеличение относительной мощности нефтяных оторочек за счет увеличения выпадения жидкой фазы из ГК смеси, а также за счет возможных перетоков высвободившихся жидких УВ из залежей IV зоны. Возможно формирование нефтяных залежей с газовыми шапками.

Следует подчеркнуть, что предполагаемый прогноз фазового состояния УВ является принципиальной схемой. Тем не менее, в результате последующих работ, в 1991 г. северо-западнее Карачаганаксокого месторождения – в пределах зоны V было открыто Чинаревское месторождение, где из турнейских отложений были получены фонтанные притоки легкой нефти (Азербаев и др., 2001). Таким образом, в данном случае зональный прогноз автора подтвердился последующими поисковыми работами.

Южная часть Прикаспийской НГП

Астраханское серогазоконденсатное месторождение. Количественные расчеты масштабов генерации и эмиграции в пределах Астраханского свода (Навроцкий О.К. и др., 1983) показывают, что генерационного потенциала подсолевых отложений этого крупного тектонического элемента достаточно для формирования Астраханского газоконденсатного месторождения. Такой вывод сделан исходя из предположения о наличии гидродинамической связи вмещающих залежь отложений с нижележащими комплексами – доминантами среднедевонско-нижнекаменноугольного возраста (Навроцкий О.К. и др., 1983). В последние годы данное предположение подтвердилось результатами бурения параметрических скважин Володарской 1, Правобережной 1 и Д2, вскрывших практически единый резервуар, сложенный карбонатными породами от башкирского до франского возраста.

Каратон-Тенгизская зона поднятий. Открытие в 1981 г. крупнейшего Тенгизского нефтяного месторождения подтвердило высокие перспективы нефтегазоносности юго-восточной части Прикаспийской впадины. Вместе с тем, факт концентрации крупнейших запасов УВ в одной (или двух, включая Королевское) залежи поставил вопрос о перспективах нефтегазоносности остальной территории района. При решении этого вопроса весьма полезным окажется выяснение основных факторов, контролирующих процессы формирования скоплений УВ в данных геологических условиях.

С этой целью автором (1992) были выполнены расчеты масштабов генерации и эмиграции УВ в нижнепермском, московско-верхнекаменноугольном, верхневизейско-башкирском, средневизейском и верхнедевонско-нижневизейском литолого-стратиграфических комплексах в пределах НГСП-1, контролирующей северную часть Каратон-Тенгизской зоны поднятий и включающей площади Каратон, Таджигали и другие, и НГСП-2, в пределах которой находятся Тенгизское и Королевское месторождения. Расчеты показали значительное превышение разведанных запасов нефти (в 2 раза) и суммы разведанных и перспективных ресурсов (в 3 раза) над суммарными масштабами эмиграции жидких УВ в подсолевом разрезе НГСП-2. Аналогичное положение наблюдается по суммарным показателям запасов, перспективных ресурсов и масштабов эмиграции НГСП-1+НГСП-2.

Поскольку в расчетах масштабов эмиграции учитывался практически весь подсолевой осадочный чехол НГСП, выделяемых по структурному плану отражающего горизонта П1, полученные результаты показывают, что в контролировании миграционных потоков УВ, сформировавших уникальные скопления нефти Каратон-Тенгизской зоны, структурный план региональной соленосной покрышки не играл существенной роли. В условиях наблюдаемого в юго-восточном секторе региона значительного несоответствия структурных планов горизонта П1, с одной стороны, и горизонтов П2" и П3, с другой, можно предположить, что определяющее значение в контролировании миграции основных масс УВ в данном случае имел региональный палеоструктурный план девонского комплекса-доминанты.

Исходя из этого предположения, аналогичные исследования были проведены для НГСП, контролируемой стуктурным планом девонских отложений (отражающий горизонт П3). Все расчеты по данному варианту произведены только для верхнедевонско-нижневизейского нефтегазогенерационного комплекса, согласно которым количество эмигрировавших жидких УВ в 3,8 раза превышает сумму разведанных балансовых запасов нефти в пределах выделенной НГСП. Следовательно, реализованный нефтегазоматеринский потенциал пород верхнедевонско-нижневизейского комплекса, контролируемых НГСП по горизонту П3, мог обеспечить формирование крупнейшего нефтяного месторождения Тенгиз (Рис. 10).

Таким образом, определяющее значение в формировании нефтегазоносности Каратон-Тенгизской зоны, а возможно и всей территории юго-востока Прикаспийской впадины, имеют нижние части палеозойского осадочного чехла, предположительно, позднедевонско-раннекаменноугольного возраста. Это влияние обеспечивается их высоким генерационным потенциалом и осуществляется через контролирование миграционных потоков основных масс генерированных УВ структурным планом комплекса-доминанты (горизонты П2", П3). При этом низкие значения весового отношения газообразных и жидких УВ указывают на преимущественную нефтеносность (Орешкин И.В., 1992) юго-восточной части Прикаспийской впадины, что подтверждается открытыми здесь месторождениями.

Сделанное автором ранее предположение (1992) подтверждается открытием в 2000 году на шельфе Каспийского моря нефтяного месторождения Кашаган.

Рис. 10 Нефтегазосборные площади по отражающим горизонтам П₁ и П₃

Локальный прогноз

Локальные объекты восточной части Прикаспийской НГП. Во второй половине 80-х годов автором были выполнены работы по оценке степени перспективности локальных объектов Жаркамысского и Темирского карбонатных массивов на основе рассмотренной выше авторской методики бассейнового моделирования. Генерационный фактор учитывался с помощью расчетов масштабов генерации и эмиграции жидких и газообразных углеводородов органическим веществом вмещающих отложений в пределах нефтегазосборных площадей (НГСП) разведанных месторождений, контролируемых современным структурным планом нижнепермской (ТТ-1) и подольской (ТТ-2) терригенных покрышек. Расчеты показали, что генерационного потенциала как терригенных (ТТ-1, ТТ-2), так и карбонатных (КТ-1, КТ-2) толщ недостаточно для формирования, в частности, месторождений Жанажол и Кожасай.

Палеореконструкции структурного плана показывают, что источниками УВ для этих месторождений не могла быть миогесинклиналь Южного Урала, т.к. до начала орогенного этапа ловушки еще не были сформированы (Рис. 11). В условиях выклинивания карбонатных толщ в западном направлении и резкой литологической неоднородности терригенных толщ маловероятно предположение подтока УВ из внутренних частей Прикаспийской впадины. Судя по анализу флюидодинамической обстановки, и характеру ВНК залежи в КТ-2 Жанажольского месторождения (Рис. 12), можно предположить, что основным источником УВ в залежи являлась вертикальная миграция по разрывным нарушениям из нижележащих девонско-нижнекаменноугольных отложений.

В результате была предложена шкала балльной (Рис. 13) оценки степени перспективности поисковых локальных объектов района, на основе которой оценен весь фонд структур, в том числе структуры, к тому времени вводившиеся в поисковое бурение.

В результате практически все структуры, находившиеся в бурении на Темирском своде и прилегающих территориях – Аккудук, Аккум, Северный Бактыгарын и др., получили оценку не выше 2 баллов. В качестве одного из наиболее перспективных объектов оценена структура Локтыбай, расположенная на юге Жаркамысского свода. Объект, выделявшийся здесь по горизонту П₂ (КТ-2), согласно предложенной шкале оценивался в 20 баллов (Рис. 4).

В результате последующих поисковых работ было установлено отсутствие нефтегазоносности (при подтверждении наличия структур и наличии коллекторов) перечисленных объектов на Темирском своде и, напротив, в последствии на структуре Локтыбай в отложениях КТ-2 было открыто нефтяное месторождение (Рис. 14).

Таким образом из пяти рассмотренных крупнейших скоплений УВ в Прикаспийской впадине и ее ближайшем обрамлении, на четырех непосредственно (Тенгиз, Карачаганак, Астраханское, Оренбургское и видимо Кашаган) и на одном по комплексу косвенных данных (Жанажол) установлена гидродинамическая связь вмещающих каменноугольно-нижнепермских отложений с нижележащими комплексами девонско-турнейского возраста, являющимися доминантными НГМ комплексами региона. Их генерационные возможности примерно на порядок превышают аналогичные параметры визейско-башкирских

Рис. 11 Структурные и палеоструктурные схемы местороджения Жанажол.

Рис. 12 Положение ВНК и «водогазонефтяной» зоны в толще КТ-2 месторождения Жанажол.

Рис. 13 Шкала оценки степени перспективности локальных объектов в толще КТ-2.

Рис. 14 Локальные объекты Жаркамысского и Темирского сводов.

(нижнепермских) отложений, считающихся в настоящее время основными нефтегазоносными комплексами региона.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной работе изложены результаты многолетних исследований автора в области разработки методики (бассейновое моделирование) прогноза нефтегазоносности и ее практического применения при количественной оценке прогнозных ресурсов и обосновании перспективных направлений геологоразведочных работ на подсолевые отложения Прикаспийской НГП. Авторская методика бассейнового моделирования, ни в коем случае не конкурируя с зарубежными аналогами (США, Норвегия, Франция), тем не менее, отличается большей оперативностью и возможностью быстрого выявления наиболее значимого для решения задачи фактора. Таким образом, если программно-методические комплексы, например, фирмы EXXON или Французского института нефти (IFP), в основном предусматривают выполнение всего комплекса исследований и весьма полезны для создания постоянно действующих моделей и работы в режиме мониторинга, то предложенная авторская методика, наряду с этим, отличается значительно большей оперативностью решения конкретной прогностической задачи.

Практическое применение предложенной методики показало ее высокую эффективность при прогнозе нефтегазоносности, количественной и качественной оценке потенциала углеводородного сырья в подсолевых отложениях Прикаспийской НГП. В работе, большей частью приводятся примеры региональных, зональных и локальных прогнозов автора, дававшиеся до бурения или вскрытия подсолевых отложений и в последствии подтвердившиеся результатами геологоразведочных работ в регионе.

Кроме чисто практических результатов, использование авторской методики позволило предложить обоснованную и понятную схему нефтегазогеологического районирования российской части Прикаспийской нефтегазоносной провинции, а также обосновать основные факторы, определяющие нефтегазоносность подсолевых отложений региона.

Рекомендуемая литература