|
|||||
1 стр. из 1 Как известно, в настоящее время нефтегазовая отрасль народного хозяйства Азербайджана составляет основу его бюджета. Она будет играть главную роль в жизни республики и в будущем. В этой связи ученых и специалистов страны, занимающихся данной сферой, не может не волновать перспектива выявления новых месторождений углеводородного (УВ) сырья и прироста их запасов. Однако, к сожалению, сегодня на этот счет нет однозначного мнения. Прогнозные оценки, выполненные различными отечественными и зарубежными учеными, сильно расходятся. В стратегии поисков месторождений нефти и газа продолжают довлеть консерватизм и старые традиционные подходы, которые, как показала практика геологоразведочных работ последних лет, малоэффективны в новых геологических и технологических условиях. Чтобы не быть голословным, в статье рассматриваются особенности геологического строения и современное состояние нефтегазоносности азербайджанского сектора Каспийского моря (морская часть Южно-Каспийского бассейна), с которым связываются основные надежды на открытие новых промышленных скоплений углеводородов в республике. Особенности геологического строения и современной стратегии поисков углеводородов в Южно-Каспийском бассейне Неоднородность бассейна подтверждается выявленными изменениями в пространстве количественной и качественной характеристики органического вещества (ОВ) (рис. 2), геохимических и термобарических условий (рис. 3) преобразования его в УВ, фациального состава (рис. 4) и емкостно-фильтрационных свойств пород, условий сохранности УВ и т. д. Как следствие, установлена пространственная неравномерность в региональном нефтегазонасыщении главного резервуара ЮКБ — продуктивной толщи (ПТ — нижний плиоцен) (см. рис. 1). Анализируя итоги более чем вековой истории поисково-разведочных работ и результатов бурения, можно отметить, что промышленная нефтегазоносность Южного Каспия установлена, главным образом, в его северной части (Абшеронский архипелаг и прилегающий Абшеронский полуостров, а также северная часть Бакинского архипелага) (см. рис. 1). Это связано с тем, что в северной части южного Каспия существовали исключительно благоприятные условия для формирования месторождений нефти и газа, выражающиеся в нижеследующем: Пути повышения эффективности поисков нефти и газа в Азербайджанском секторе Южного Каспия Альтернативным решением этой проблемы может стать внедрение в практику поисков УВ в слабо разведанной части Южного Каспия метода прямой диагностики нефтегазоносности перспективных структур по данным сейсморазведки. Термин «прямая диагностика УВ» стал использоваться в практике сейсморазведки более 30 лет тому назад, начиная с эры выявления «яркого пятна» (Sheriff, 1975), отражающего содержание в резервуаре УВ. С этого времени эффект свойств поровых флюидов в сейсмических полях стал серьезно исследоваться. В различных научных центрах мира были начаты лабораторные и опытно-экспериментальные исследования по изучению сейсмических свойств пород, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ). Выполненные в течение последних 20 лет экспериментальные исследования, а также интенсивное совершенствование технологии обработки и интерпретация данных сейсморазведки, позволили изучить проблему флюидного контроля петрофизических свойств пород, служащую основой для разработки метода прямого прогноза скоплений нефти и газа в недрах осадочных бассейнов. В настоящее время этот метод успешно применен в различных районах России, в Китае, Вьетнаме и Латинской Америке. Наличие четких прямых индикаторов УВ, которые были использованы для оценки перспектив неразбуренных площадей и прогноза ожидаемого типа УВ, демонстрирует пример анализа сейсмических данных по морской части Нидерландов. Здесь во всех трех разведочных скважинах, пробуренных на объектах, предварительно оцененных как перспективные в результате прямой диагностики по сейсмическим данным, были обнаружены УВ (Bloml and Bacon, 2009). Эффективность прямой диагностики нефтяных и газовых резервуаров показали результаты экспериментов в Мексиканском заливе, где в более чем 90 скважинах, пробуренных на 20 площадках, совпадение данных сейсморазведки с результатами бурения составило более 90% (Walls et al., 2003). Полное совпадение 3D прямого сейсмического прогноза потенциальных нефтегазовых зон с результатами бурения было отмечено и в западном Китае (Hu et al., 2005). Согласно статистике, основанной на результатах бурения 65 скважин на шести месторождениях нефти в Китае, залегающих на глубинах более 5 км, успешность прямой диагностики сейсмическим методом составила 73% (He et al., 2005). Определенные успехи в этом вопросе достигнуты и азербайджанскими геофизиками. Так, разработанная в НИИ геофизики Государственной нефтяной компании Азербайджана методика технология с пакетом программ комплексной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС (Шыхалиев и Гаузер, 2006), их опытно-экспериментальная апробация в ЮКБ на месторождении Шах-Дениз и практическое применение при оценке перспектив нефтегазоносности структуры Ялама-Самур показали ее достаточную эффективность в условиях ЮКБ. Шах-Дениз является шельфовым газоконденсатным месторождением, выявленным в 1999 г. Расположено оно в Азербайджанском секторе Каспийского моря, в 70 км к юго-востоку от Баку. Глубина моря в районе месторождения — от 50 до 650 м. Площадь газоносного района — около 860 кв. км. Эксплуатация первой скважины глубиной 6,5 тыс. м, пробуренной со стационарной добывающей платформы на глубине моря 105 м, началась 15 декабря 2006 г. с дебитом газа 5,6 млн куб. м в сутки из продуктивной толщи (ПТ — нижний плиоцен). ПТ является главным резервуаром ЮКБ, на который приходится более 90% современной добычи УВ. Для изучения месторождения Шах-Дениз использован временной разрез одного из 3D профилей. Качество разреза достаточно высокое и хорошо отражает основные элементы геологического строения разреза (рис. 5). На этом профиле были выделены и трассированы сейсмические горизонты, соответствующие различным свитам ПТ. Комплексная интерпретация сейсмических и скважинных данных с использованием вышеописанной методики позволила более детально оценить петрофизические параметры (скорость, пористость, песчанистость/глинистость и т. д.) отложений и прогнозировать основные продуктивные объекты на изучаемом профиле (см. рис. 5). Эти объекты относятся к свите «перерыва» ПТ. Сопоставление пространственного положения прогнозных объектов с реальными продуктивными объектами, выявленными в разведочной скважине, показало на их удовлетворительное совпадение (см. рис. 5). Хорошая корреляция сейсмических данных с выявленными по результатам бурения промышленными скоплениями УВ в разрезе ПТ площади Шах-Дениз служит хорошей предпосылкой для широкого внедрения разработанной методологии в прогнозных целях на структурах ЮКБ с еще не выясненными перспективами. Благоприятным фактом для использования прямой диагностики УВ в глубокопогруженной части ЮКБ является также установленный факт смены фазового состояния УВ от бортовых частей к глубокопогруженной ее части и прогноз наличия здесь преимущественно газовых/газоконденсатных месторождений. А как показали опытно-экспериментальные исследования, сейсмический метод особенно эффективен в прямой диагностике газонасыщенных интервалов осадочного разреза, в сравнении с нефтенасыщенными (Blackburn, 1986; Klimentos, 1995). В этой связи важно отметить, что в практике уже известны попытки применения такой интегрированной системы поисков (Schumaker et al., 1999). Так, использование геохимических поисков в комплексе с 3D сейсморазведкой в Канаде увеличило успешность бурения до 71%, в то время как успех при использовании только сейсмических данных составлял около 34%. В Южной Америке такая интеграция двух методов обеспечила 95-процентный успех бурения и снизила стоимость поисков на 43% (Schumaker et al., 1999). Следует отметить, что в Азербайджане проводились поверхностные газо-геохимические поиски в промышленных масштабах, как на суше, так и в море. Анализ этих результатов показал, что эффективность позитивного прогноза составляет здесь 75–87%, в то время как успешность негативного прогноза достигает 95–100% (Feyzullayev et al., 2008). Все вышеотмеченное служит убедительной основой для рекомендации прямых сейсмических (а возможно, в комплексе с газо-геохимическими) методов поиска в практике поисково-разведочных работ в центральной глубокопогруженной части ЮКБ. Говоря о современной стратегии поисков в Южном Каспии, важно отметить также необходимость продолжения поисков УВ в Абшеронском архипелаге, даже несмотря на то, что все выявленные здесь структуры уже разведаны. Дело в том, что, хотя подавляющая часть известных открытий месторождений УВ в мире, как по их числу, так и запасам, связана с антиклинальными ловушками, однако известны также промышленные скопления нефти и газа и неантиклинального типа, связанные со стратиграфически- и литологически-экранированными ловушками, с рифовыми постройками, эродированной поверхностью эффузивных пород и кристаллического фундамента, зонами дробления пород и т. д. По существующим оценкам, примерно 30–40% зарубежных нефтяных запасов приурочено к ловушкам неантиклинального типа. Однако до сих пор эффективность выявления таких ловушек традиционными геолого-геофизическими методами была значительно ниже, чем антиклинального типа. В связи с этим целенаправленные и широкомасштабные их поиски, как правило, не проводились. Обнаруживались они обычно попутно, и поэтому частота выявления и соотношение отдельных типов скоплений нефти и газа в различных бассейнах мира зависели, главным образом, от степени их разведанности. Наглядным примером этому являются хорошо разведанные нефтегазоносные бассейны США. Огромный размах проводимых здесь поисково-разведочных работ обусловил выявление промышленных скоплений УВ не только антиклинального, но и неантиклинального типа (стратиграфического, литологического и комбинированного типов). Поэтому в США месторождений неантиклинального типа обнаружено значительно больше, чем в других странах мира. Так, в штате Оклахома из 3300 месторождений нефти и газа две трети относятся к неантиклинальному типу. Имеется много примеров и по другим зарубежным объектам, свидетельствующих о том, что в литологических и стратиграфических ловушках может содержаться огромное количество нефти и газа. С неантиклинальными ловушками связаны крупные и гигантские месторождения углеводородов России, такие как Уренгойское, Губкинское, Салымское, Приобское. С неантиклинальными сложнопостроенными ловушками основных продуктивных комплексов крупнейших нефтегазоносных провинций — Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской — связывается более половины прогнозных ресурсов нефти и газа. В связи с этим естественно предположить, что обнаружение залежей стратиграфического и литологического типов можно ожидать и в других разведанных бассейнах. Это в полной мере относится и к старейшему Южно-Каспийскому бассейну, где в нижнеплиоценовое время происходило последовательное расширение его границ, сопровождавшееся высокими скоростями накопления дельтовых осадков. Это благоприятствовало фациальным изменениям в пространстве, формированию угловых и стратиграфических несогласий и т. д., а в итоге широкому развитию здесь различных форм стратиграфических и литологических ловушек (региональные и локальные зоны выклинивания, клиноформы, древние русла реки, песчаные бары, линзы и т. д.). По ряду сейсмостратиграфических критериев в осадочном чехле ЮКБ выделяются седиментационные тела, связанные с турбидитными потоками, обвалами, оползнями и конусами выноса. Эти тела, погребенные молодыми глинистыми образованиями, могут также образовать нетрадиционные ловушки для скопления УВ. Тем не менее до сих пор они были вне поля зрения геофизиков, и все поисковые работы базировалась на исключительно антиклинальной концепции формирования месторождений УВ. Как отмечалось выше, объяснялось это тем, что технология поисков антиклинальных ловушек была значительно проще и эффективнее в сравнении с поисками скоплений в ловушках неантиклинального типа, а также наличием достаточного фонда выявленных, но еще не разведанных антиклинальных структур. Однако современная ситуация такова, что фонд всех высокоперспективных структур в Абшеронском архипелаге практически исчерпан. Наряду с этим, достигнутые в последние годы успехи в технологии проведения сейсморазведки, разработке прогрессивных методов и приемов интерпретации полученных данных, а также появление таких новых подходов и методов, как секвенс-стратиграфия, сейсмо-стратиграфия, AVO-анализ и т. д., существенно повысили эффективность прогнозирования геологического разреза. Это является хорошей предпосылкой для начала нового этапа в стратегии поисков УВ, ориентированной на картирование стратиграфических и литологических ловушек и оценку их нефтегазоносности. В связи с этим важно отметить, что на Абшеронском полуострове известны факты попутного обнаружения комбинированных (структурно-стратиграфических и структурно-литологических) скоплений нефти и газа в Калинской (КаС), Подкирмакинской (ПК) и Кирмакинской (КС) свитах нижнего отдела ПТ. Первоочередной задачей же в настоящее время является картирование и оценка нефтегазоносности региональных зон выклинивания подошвенных свит ПТ (КаС и ПК). Заключение Литература Дата: 17.02.2011 А. А. Фейзуллаев, Ю. А. Шыхалиев "Федеральный строительный рынок" 1(89)
«« назад Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации! |
|||||