К оглавлению

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОГЕН-МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ШAMАХЫ-ГОБУСТАНСКОГО РАЙОНА

А.А. Фейзуллаев, Г.Г. Исмайлова (Институт геологии НАН Азербайджана)

Расположенный на южном склоне Большого Кавказа Шамахы-Гобустанский синклинорий, сформировавшийся в кайнозойское время, характеризуется накоплением преимущественно глинистых пластичных пород значительной мощности, высокой плотностью распространения сильно дислоцированных структур, широким развитием диапиризма и грязевого вулканизма.

Одной из особенностей Шамахы-Гобустанского нефтегазоносного района (НГР) является то, что здесь на сравнительно небольшой территории выведен на дневную поверхность обширный комплекс мезокайнозойских отложений, что дает возможность детально исследовать их условия залегания, петрофизические, геохимические и другие характеристики.

С широко развитыми рассматриваемыми палеоген-миоценовыми отложениями связаны промышленные скопления (Умбакы, Дуванный) или промышленные притоки (Гаджи\вели, Чеилдаг) нефти и газа, а также множество нефтегазопроявлений на поверхности, приуроченных, как правило, к грязевым вулканам (Ализаде А.А. и др., 1968; [2, 4]).

Методика и объем исследований

В основу компьютерного изучения закономерностей распределения по площади и со стратиграфической глубиной содержания в породах Сорг и хлороформенного битумоида (Бхл) легли ~ 600 анализов, выполненных за последние годы Институтом геологии НАН Азербайджана совместно с западными нефтяными компаниями. Углеводородный потенциал палеоген-миоценовых пород оценен на основе современных геохимических исследований ОВ, включающих около 200 определений пиролиза пород, 62 - изотопного состава углерода ОВ, 72 - отражательной способности витринита (R₀).

Для построения структурной схемы по поверхности миоценовых и олигоценовых отложений (компьютерная модель) были взяты данные по более чем 100 скважинам.

При создании компьютерных схем изменения петрофизических параметров палеоген-миоценовых и нижнеплиоценовых отложений использовано более 1500 оценок гранулометрического состава, пористости, проницаемости и карбонатности.

Анализ геолого-тектонических и современных температурных условий нефтегазообразования в пределах Шамахы-Гобустанского НГР базируется на обширном литературном и фондовом материале (Ализаде А.А. и др., 1968; [2, 4]).

Результаты геохимических исследований

Согласно ретроспективному анализу ранее проведенных геохимических исследований, а также исследований, выполненных в последние годы современными аналитическими методами, в разрезе палеоген-миоценовых пород наиболее благоприятными для нефтеобразования количественными геохимическими показателями (содержание Сорг Бхл, тотал-органик-карбон (ТОС), выход фракций во время пиролиза (S₁+S₂) характеризуются олигоценовые и миоценовые отложения. Эоценовые отложения отличаются относительно низким содержанием ОВ [3] (рис. 1, А).

Изучение качественной характеристики ОВ (HI) показало, что в целом для пород всего исследуемого стратиграфического интервала характерен смешанный континентально-морской тип ОВ (2-й и 3-й типы), при преобладании континентальной составляющей (см. рис. 1, Б). Это означает, что породы исследуемого интервала наряду с нефтью образуют и газы, причем последние в относительно больших количествах.

Вместе с тем в разрезе встречаются горизонты с благоприятными преимущественно для нефтегенерации свойствами. Важно отметить, что чаще всего они приурочены к олигоценовым и миоценовым и очень редко к эоценовым породам (Гулиев И.С., Тагиев М.Ф., Фейзуллаев А.А., 2000; [5]).

Таким образом, основываясь на количественных и качественных оценках ОВ палеоген-миоценовых пород, можно заключить, что слои с благоприятным нефтегенерирующим потенциалом в Шамахы-Гобустанском НГР (в палеоген-миоценовом стратиграфическом интервале) наиболее характерны для олигоценовых и миоценовых отложений. Поэтому эти отложения можно отнести к комплексу, содержащему горизонты с потенциально нефтегенерирующими свойствами. Однако для реализации этого потенциала необходимы определенные температурные условия. Согласно палеотемпературным данным (результаты измерения R₀) палеоген-миоценовые отложения в зонах их естественного обнажения не подвергались высоким температурным воздействиям, достаточным для достижения пика преобразования ОВ в нефть. Среднее значение R₀, вычисленное на основании всех имеющихся данных, составляет 0,4 % (ниже верхнего порога начала генерации нефти - R₀ ~ 0,5 %). Исключение составляют породы Майкопа на естественном обнажении в районе с. Лагич (R₀ - до 1,1 %).

Если исходить из закономерности изменения R₀ и Т°С с глубиной (рис. 2), то пик генерации нефти начинается с глубины залегания 3,5-4,5 км. Для выявления зон, благоприятных для максимальной генерации нефти, очень важно знание особенностей залегания нефтематеринских олигоцен-миоценовых отложений, направления их регионального погружения.

Составленные нами по материалам [4] структурные схемы по поверхности миоцена и Майкопа вместе с данными об изменении по разрезу палео- и современных температур позволили выделить в Шамахы-Гобустанском НГР зоны, где существуют благоприятные температурные условия для нефтеобразования в олигоценовых и миоценовых отложениях (рис. 3).

Согласно этим схемам наиболее глубокое залегание как олигоценовых, так и миоценовых отложений отмечается в пределах Джейранкечмезской депрессии. Причем погружение этих отложений происходит в направлении с северо-запада на юго-восток в сторону Каспийского моря.

В связи с вышеизложенным наибольшие масштабы генерации нефти в олигоценовых и миоценовых отложениях будут проявляться в Джейранкечмезской депрессии и ее морском продолжении. Причем очаг максимальной генерации нефти в сторону погружения пластов в юго-восточном направлении (в сторону моря) будет смещаться стратиграфически вверх из относительно более древних олигоценовых отложений в более молодые миоценовые.

Для поисков новых залежей нефти и газа необходимо выявление толщ, способных аккумулировать и отдавать при разработке УВ. В этой связи рассмотрим результаты исследования литофациальной характеристики палеоген-миоценовых пород.

Исследование литофациальной характеристики пород палеоген-миоцена (по естественным обнажениям) показало, что они имеют преимущественно глинистый (более чем 80 % разреза) состав (табл. 1).

Однако в разрезе майкопских (олигоцен - нижний миоцен) и чок- ракских отложений в определенных частях района встречаются горизонты с благоприятными коллекторскими свойствами (табл. 2) как для аккумуляции, так и для разработки промышленных скоплений нефти и газа. Это подтверждается результатами поисково-разведочных работ, выявивших в майкопских и чокракских отложениях промышленные скопления нефти и газа на площади Умбакы и их промышленные притоки из майкопских отложений на площадях Гадживели, Рагим, Арзани, Донгуздык, Гыргышлак и др. [2].

Как показал анализ изменения коллекторских свойств пород олигоцен-миоцена по площади, наилучшие их значения отмечены для юго-восточной части Гобустана, охватывающей юго-западный борт Джейранкечмезской депрессии. Здесь по данным исследования керна скважин и естественных обнажений породыолигоцена и миоцена в большей мере выражены в песчано-глинистой литофации. Это подтверждается и наличием среди сопочной брекчии грязевых вулканов М.Кянизадаг, Б.Кянизадаг, Чухуроглыбозы, Отманбоздаг и др., пропитанных нефтью кварцевых песчаников майкопской свиты и чокракского горизонта (Сулейманова С.Ф., Исмайлова Г.Г., Алиева Э.А., 1999; [1]).

Несмотря на вышеизложенное, олигоцен-миоценовые породы, представленные преимущественно глинами, имеют ограниченные возможности для аккумуляции всего объема нефти и газа, образующегося в этих отложениях.

Поэтому значительная часть образовавшихся УВ в результате вертикальной миграции будет перемещаться по широко развитой в Шамахы-Гобустанском НГР сети разломов, нарушений и других высокопроницаемых зон в вышезалегаю- щие, более благоприятные для нефтегазонакопления отложения - продуктивную толщу (ПТ), регионально-нефтегазоносную в Южно- Каспийском бассейне, из которой в настоящее время добывается более 90 % нефти республики.

Относительно более песчаный состав и лучшие фильтрационно-емкостные свойства ПТ в Шамахы-Гобустанском ИГР (Джей ран кечмезской депрессии) по сравнению с таковыми пород олигоцен-миоцена наглядно видны из данных, приведенных в табл. 1. Как видим, если в породах Майкопа, чокрака и диатома содержание песчано-алевритовой фракции в среднем для всех исследованных разрезов не превышает 11 %, то для ПТ она составляет 41 %. Продуктивная толща имеет и более благоприятные значения пористости и проницаемости (см. табл. 2).

Выводы

Установлено, что в связи с преимущественно глинистым составом олигоцен-миоценовые отложения являются, скорее, нефтегазопроизводящими, чем нефтегазоаккумулирующими. Вседствие этого большая часть образовавшихся в них УВ будет мигрировать в вышезалегающий резервуар с более благоприятными нефтеаккумулирующими свойствами, которым является ПТ. В этой связи широко развитые в Шамахы-Гобустанском ГР нарушения будут играть как отрицательную роль с точки зрения сохранности в олигоцен-миоценовых отложениях сингенетичных нефтегазовых скоплений, так и положительную - с точки зрения формирования эпигенетичных скоплений в вышезалегающей ПТ.

Таким образом, можно заключить, что для поиска крупных скоплений нефти и газа в Шамахы-Гобустанском НГР наиболее благоприятным объектом является ПТ. При этом важно отметить, что при оценке перспектив поисков нефти в этой толще важное значение приобретает детальное исследование разломной тектоники Шамахы-Гобустанского НГР.

Для поиска скоплений нефти в олигоцен-миоценовых отложениях наиболее перспективен юго-западный борт Джейранкечмезской депрессии, где они обладают наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Здесь имеются оптимальные условия для формирования залежей нефти неантиклинального типа (тектонически экранированные и в песчаных горизонтах, литологически выклинивающихся в бортовых частях депрессии).

Литература

1. Алиев А.Г., Ахмедов Г.А. Коллекторы нефти и газа мезозойских и третичных отложений Азербайджана. - Баку: Азернешр, 1958.

2. Ахмедов Г.А. Геология и нефтеносность Кобыстана. - Баку: Азнефтеиздат, 1957.

3. Жабрев Д.В., Мехтиев Ш.Ф. К битуминологии третичного комплекса юго-востока Азербайджана. - М.: Изд-во АН СССР, 1959.

4. Салаев С.Г. Олигоцен-миоценовые отложения Юго-Восточного Кавказа и их нефтегазоносность. - Баку: Изд-во АН Азерб. ССР, 1951.

5. Guliyev I.S., Feyzullayev А.А., Tagiyev M.F. Geochemistry and hydrocarbon potential of the Meso-Cenozoic sediments of the South Caspian Basin western flank, Istanbul // AAPG's Inaugural Regional International Conference. - Turkey, July 9-12, 2000. - P. 235-236.

© А.А. Фейзуллаев, Г.Г. Исмайлова, 2003

Abstract

The article deals with main aspects of Paleogene-Miocene oil and gas potential of Shamakhy-Gobustan area located within the south-eastern ending of Large Caucasus: hydrocarbon potential of rocks, thermal conditions of their realization and lithofacial conditions of their commercial accumulation formation.

By result of geochemical analysis (rock pyrolysis, organic carbon content) of present-day and paleotemperature (vitrinite reflectivity) measurements and studies of rock lithofacial characteristics (determination of granulometric composition, permeability, cement content) oil and gas potential prospects of Shamakhy-Gobustan area are estimated.

Таблица 1 Сравнительная характеристика состава палеоген-миоценовых порол Гобустан-Западно-Апшеронского района

Стратиграфия	Суммарная мощность исследованных разрезов, м	Глины, %	Песчано-алевриты, %	Известняки, %	Грубообломочные разности, %
Майкоп	5177	84	11,0	3.7	1,33
Чокрак	3016	82	8,7	5,8	3,55
Диатом	6427	85	9,0	3,2	2,70
ПТ (нижний плиоцен)	1775	58	41,0	^-	1,00

Таблица 2 Коллекторские свойства палеоген-миоценовых пород Гобустан-Западно-Апшеронского района по данным средних значений, вычисленных по отдельным площадям (числитель - минимальные и максимальные значения; знаменатель - среднее)

Стратиграфия	Пористость, %	Проницаемость, мД	Карбонатность, %
Эоцен	1.4-19.3	0.33-44,6	12,8-56.5
	8,54	7,63	31,5
Майкоп	6.1-30.5	0.1-266.2	6.5-41.7
	19,7	101,5	17,7
Чокрак	8.9-18,9	2,7-260,6	8.6-64.6
	14,2	137,2	25,4
ПТ	9.5-30.4	11.9-535.1	8.5-28.7
	20,2	162,1	14,8

Рис. 1. АННОТАЦИОННЫЕ ДИАГРАММЫ ПИРОЛИЗНЫХ ПАРАМЕТРОВ

А - потенциал нефтематеринской породы согласно категориям Петерса (1986); Б- количественная нефтематеринская характеристика ОВ в породах разных стратиграфических единиц; 1 - диатом; 2 - Майкоп; 3 - эоцен

Рис. 2. ИЗМЕНЕНИЕ R₀ (А) И СОВРЕМЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУР (Б) С ГЛУБИНОЙ В ГОБУСТАНЕ И ПРИЛЕГАЮЩЕЙ АКВАТОРИИ ЮЖНОГО КАСПИЯ

Рис. 3. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ЗОН, БЛАГОПРИЯТНЫХ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТИ, В МИОЦЕНОВЫХ И ОЛИГОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

1 - зоны, благоприятные для образования нефти и ее вертикальной миграции в вышезалегаюшие отложения в миоценовых (а) и олигоценовых (б) породах; 2- структуры; 3 - направление латеральной миграции нефти