Сравнительная оценка возможных направлений поисков нефти и газа (плеев) в межгорных впадинах Тянь-Шаня

Размещено на http://allbest.ru

2

На правах рукописи

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Сравнительная оценка возможных направлений поисков нефти и газа (плеев) в межгорных впадинах Тянь-Шаня

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Кучеря Михаил Сергеевич

Москва - 2010

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук, профессор Н.А. Крылов

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор А.В. Ступакова

доктор геолого-минералогических наук, А.М. Силич

Ведущая организация - ОАО «ВНИИ Зарубежгеология»

Защита диссертации состоится « 26 » мая 2010 г. в « 13³⁰ » час. на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Автореферат разослан « 15 » апреля 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В первом десятилетии текущего столетия расширилось участие российских компаний и организаций в проведении нефтегазопоисковых работ в государствах Центральной Азии.

При значительном объеме оцененных неразведанных ресурсов углеводородов Тянь-шаньской провинции результативность поисков новых месторождений здесь остается низкой.

Это связано как с резко сократившимися объемами геологоразведочных работ (ГРР), особенно в Таджикистане и Кыргызстане, так и с недостатками в выборе основных направлений и первоочередных объектов поисков.

Поэтому сравнительная оценка возможных направлений поисков (плеев) нефтяных и газовых месторождений в межгорных впадинах Тянь-Шаня является актуальной.

Объектом исследования являются мезозойско-кайнозойские отложения межгорных впадин Тянь-Шаня: Афгано-Таджикской (АТВ), Алайской, Ферганской, Нарынской, Иссык-кульской, Восточно-Чуйской и др.

Область исследования охватывает территории Узбекистана, Таджикистана, Кыргызстана и в небольшой мере северного Афганистана и юго-восточного Казахстана.

Целью работы является ранжирование направлений ГРР (плеев) в межгорных впадинах Тянь-Шаня на основе сравнительного анализа их геологических особенностей, ресурсного потенциала и технических возможностей освоения.

Достижение цели включало решение следующих конкретных задач:

1. Выявление закономерностей размещения месторождений нефти и газа на основе формационного анализа.

2. Разделение осадочного чехла межгорных впадин на плеи - геологические объемы, объединяющие однотипные (открытые и предполагаемые) месторождения нефти и газа, поиски и разведка которых ведутся по одной методике и при помощи одинаковых комплексов технических средств.

3. Изучение геологического строения выделенных плеев и ретроспективный анализ результатов ГРР, включая определение коэффициентов успешности разведки, размеров месторождений, состояния фонда подготовленных к бурению структур и их параметров.

4. Определение первоочередных задач ГРР разных стадий и прогноз их результатов, включая прогноз среднего запаса и геологических особенностей ожидаемых к открытию месторождений в плеях и эффективности работ в перспективе.

Научная новизна определяется широким использованием формационного анализа и впервые примененным плей-анализом к объекту исследования - мезозойско-кайнозойским отложениям межгорных впадин Тянь-Шаня. месторождение нефть газ углеводород азия

В работе с единых позиций выделены формации в мезозойско-кайнозойском осадочном чехле межгорных впадин.

Проведен анализ вертикальных формационных рядов и дано сопоставление одновозрастных формаций межгорных впадин (анализ латеральных формационных рядов).

На основе формационного анализа выявлена роль формационного фактора в разделении впадин на нефтегазоносные и лишенные скоплений нефти и газа.

Весь нефтегазоперспективный объем осадочного выполнения впадин расчленен на плеи (направления ГРР). Дан анализ особенностей нефтегазоносности каждого плея и современного состояния ГРР в нем. На базе этого анализа проведено ранжирование плев по перспективности и возможным срокам получения прироста запасов УВ.

Защищаемые положения:

1. Предложенный вариант расчленения мезозойско-кайнозойских отложений Тянь-шаньской провинции на формации и положение о зависимости нефтегазоносности впадин от состава их вертикальных формационных рядов.

2. Выделение в перспективном на углеводороды осадочном выполнении впадин 25 плеев и их геологическая характеристика.

3. Обоснование ранжирования плеев по степени перспективности и техническим возможностям освоения ресурсов нефти и газа.

Практическая значимость результатов работ. Выделены наиболее привлекательные на данном этапе направления ГРР, сформулированы геологические задачи в соответствии с принятой в России стадийностью ГРР и дан прогноз вероятных результатов поисков.

Выделены перспективные направления работ, практические результаты на которых могут быть получены в более отдаленной перспективе в связи со слабой геологической изученностью и техническими сложностями освоения их ресурсного потенциала.

Охарактеризованы плеи, перспективы которых оцениваются автором как невысокие.

Результаты могут быть использованы нефтегазовыми компаниями для выбора стратегии развития сырьевой базы в рассмотренном регионе.

В основу проведенной работы положены опубликованные и фондовые материалы, первичные материалы поисково-разведочного бурения, протоколы производственных совещаний по подведению итогов и планов ГРР в Республике Узбекистан, Республике Кыргызстан и Республике Таджикистан.

Автор пользовался ценными консультациями Г.С. Абдуллаева, А.Н. Богданова, В.И. Высоцкого, Л.В. Есениной, Р.У. Каломазова, А.В. Киршина, Я.Ш. Когана, Э.А. Мамаджанова, С.И. Мусаева, Н.У. Мухутдинова, И.В. Огородникова, В.А. Скоробогатова, В.И. Соколова, Н.Н. Соловьева, Г.С. Солопова, Г.Я. Шилова, Н.К. Эйдельнант, В.С. Якушева и других ученых и производственников в организациях Москвы, Ташкента и Душанбе. Всем им автор выражает глубокую признательность.

Автор благодарен своему научному руководителю профессору Николаю Алексеевичу Крылову за общее руководство и конструктивную помощь на протяжении всего периода работы над диссертацией.

Результаты работы над диссертацией были использованы при составлении отчетов НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ»:

- «Технико-экономическая оценка геологического изучения недр на нефтегазоперспективных площадях Кыргызской Республики и поэтапная Программа геологоразведочных работ» (2007 г.);

- «Технико-экономическая оценка геологического изучения недр и поэтапная Программа геологоразведочных работ на нефтегазоперспективных площадях Республики Таджикистан» (2008 г.).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались:

- на шестой Международной конференции по проблеме нефтегазоносности Черного, Азовского и Каспийского морей (Геленджик, 25-29 мая 2009 г.);

- на восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Москва, 6-9 октября 2009 г.);

- на Международной научно-практической конференции «Теоретические и практические аспекты нефтегазовой геологии Центральной Азии и пути решения современных проблем отрасли» (ИГИРНИГМ, Ташкент, 12 октября 2009 г.);

- на заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано шесть работ, из них три - в журналах, входящих в «Перечень …..» ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, рисунков, таблиц. Общий объем диссертации составляет 162 страницы, в том числе 27 рисунков, 22 таблицы. Список использованных источников содержит 110 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приводится общая характеристика диссертационной работы, обосновываются актуальность темы, цели и задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе дан общий обзор геологического строения межгорных впадин, расположенных в пределах постплатформенной орогенной области Тянь-Шаня: Афгано-Таджикской (АТВ), Ферганской, Алайской, Нарынской, Атбашинской, Иссык-кульской, Восточно-Чуйской, Илийской и других более мелких впадин.

Самые первые общие исследования Центральной Азии, и в том числе Тянь-Шаня, начались в середине 19 века.

Наиболее важные труды по тектонике и истории развития межгорных впадин Тянь-Шаня принадлежат: П.К. Азимову, А.М. Акрамходжаеву, Т.Л. Бабаджанову, В.С. Буртману, Н.П. Васильковскому, А.Д. Джумагулову, С.А. Захарову, Р.У. Каломазову, Н.Г. Кассину, Е.В. Лебзину, Д.И. Мушкетову, В.Н. Огневу, В.И. Попову, Д.П. Резвому, М.Н. Розанову, Г.Д. Романовскому, О.А. Рыжкову, М.С. Сайдалиевой, Б.Б. Ситдикову, П.И. Суворову, Б.Б. Таль-Вирскому, С.С. Шульцу и многим другим. Ниже, кратко рассмотрим наиболее важные для понимания сути диссертационной работы структурные элементы и основные этапы геологического развития межгорных впадин.

Тянь-шаньский регион интенсивно нарушен разломами разного масштаба, разного времени заложения и разной историей развития: Таласо-Ферганский (ТФР), Главный тянь-шаньский (линия Николаева), Атбаши-Иныльченский и др.

По линии ТФР территорию можно разделить на две части: юго-западную, где расположены АТВ, Алайская и Ферганская впадины и северо-восточную, где располагаются Нарынская, Иссык-кульская, Восточно-Чуйская и др.

ТФР протягивается на 400 км в северо-западном направлении, пересекая по диагонали горную систему Тянь-Шаня. Он является наиболее протяженным диагональным разломом в Средней Азии и важным структурным элементом. ТФР представляет собой долгоживущий разлом (правосторонний сдвиг) с амплитудой горизонтальных перемещений порядка 180 - 200 км и более.

В постпалеозойской истории Тянь-Шаня выделяют два основных этапа: платформенный (юра - палеоген) и орогенный (неоген - четвертичный). Соответственно в разрезах межгорных впадин выделяют два структурно-формационных этажа юрско-палеогеновый и неоген - четвертичный.

Современная структура осадочного выполнения впадин является итогом всех периодов послепалеозойского развития. Ведущее значение в формировании конкретных осложняющих впадины структур сыграл неоген-четвертичный этап постплатформенного орогенеза, характеризующийся большой амплитудой и большим градиентом вертикальных и горизонтальных тектонических движений.

В современной структуре мезозойско-кайнозойского комплекса АТВ выделяют следующие основные структурные элементы: Душанбинский прогиб, Сурхандарьинский прогиб (мегасинклиналь), Кафирниганскую зону поднятий, Вахшский прогиб (мегасинклиналь), Обигармскую зону поднятий и Кулябский прогиб (мегасинклиналь).

В современной структуре мезозойско-кайнозойского комплекса Ферганской впадины выделяют: Южную ступень, Южный переходный пояс, Центрально-Ферганскую мегасинклиналь (Центральный грабен), Майлису-Карагундайский выступ, Северный надвиговый пояс, Западно-Окраинную ступень, Северную (Ходжентскую) ступень и Чуст-Пап-Наманганскую ступень.

Кроме того, выделяют относительно неглубокие заадырные депрессии, развитые по окраинам впадины и отделенные от основной части разрозненными палеозойскими выступами.

В Алайской впадине выделяют пока следующие структурно-тектонические элементы: Центральный грабен, Северный и Южный борта.

В тектоническом плане Нарынская впадина представляет собой сложно построенный синклинорий, в пределах которого выделяют собственно Нарынскую, Атбашинскую и Тогузтораускую впадины, осложненные многочисленными разломами, ориентированными в широтном направлении вдоль бортов впадины.

В современном структурном плане Иссык-кульская впадина представляет собой асимметричный грабен-синклинорий, ограниченный надвинутыми на него с севера и юга крупными Кунгейским и Терскейским горст-антиклинориями.

В тектоническом плане Восточно-Чуйская впадина является частью обширной Чу-Сарысуйской депрессии. По поверхности домезозойского основания впадина представляет асимметричную мегасинклиналь, расположенную между горными хребтами.

Во второй главе рассмотрены закономерности размещения месторождений нефти и газа в межгорных впадинах Тянь-Шаня. Для решения поставленной задачи проведен формационный анализ мезозойско-кайнозойских отложений, слагающих осадочный чехол впадин.

В рамках формационного анализа рассмотрены как вертикальные формационные ряды в пределах отдельных впадин, так и соотношение их между впадинами (латеральные формационные ряды).

При формационном анализе автор основывается на парагенетическом принципе выделения осадочных формаций, разработанном Н.С. Шатским, Н.П. Херасковым, и впоследствии развитым В.М. Цейслером, Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой и др.

В основе этого принципа лежит изучение вещественного состава формации, как основного признака на стадии ее выделения. Осадочная формация (Ф) - это крупное геологическое тело, относительно литологически однородное (имеющее постоянный набор и постоянный характер чередования литологических элементов), обособленное в пространстве от смежных тел, образовавшееся в определенных палеотектонических и палеоклиматических условиях и соответствующее по стратиграфическому объему ярусу или отделу, реже части яруса или нескольким отделам.

Формационный анализ мезо-кайнозоя Тянь-Шаня проводился В.И. Поповым, А.Г. Бабаевым, Н.И. Гридневым, К.А. Набиевым, Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, В.И. Троицким и другими.

Большой вклад в изучение литологии, стратиграфии, минералогии, геохимии отложений и эволюции палеогеографических обстановок межгорных впадин Тянь-Шаня внесли многочисленные труды: Г.С. Абдуллаева, А.М. Акрамходжаева, В.А. Бабадаглы, В.А. Вахрамеева, О.С. Вялова, А.М. Габрильяна, А.Д. Джумагулова, А.В. Киршина, Ю.М. Кузичкиной, А.В. Пейве, Е.А. Репман, Л.В. Рухина, Т.А. Сикстель, Ю.В. Станкевича, Н.П. Хераскова, С.С. Шульца и многих других исследователей Центральной Азии и юго-восточного Казахстана. Их работы позволяют наполнить анализ формаций богатым конкретным материалом.

Основываясь на опыте предшественников, с единых позиций в осадочном чехле межгорных впадин Тянь-Шаня выделены формации и рассмотрены основные черты их состава, строения и генезиса. Схема сопоставления нефтегазоносных формаций межгорных впадин Тянь-Шаня представлена на рисунке.

Схема сопоставления нефтегазоносных формаций межгорных впадин Тянь-Шаня. (cоставил М.С. Кучеря 2008 г.)

Анализ юрских вертикальных формационных рядов рассматриваемых впадин и латеральное их соотношение позволяет в юрском этапе развития Тянь-шаньской провинции условно выделить три различные зоны осадконакопления.

Первая зона охватывает территорию АТВ, где юрский комплекс представлен полным набором Ф, характерным для обширной территории, включающей и юго-западные отроги Гиссара и Амударьинскую синеклизу: нижне- среднеюрская песчано-глинистая субугленосная паралическая; келловей-оксфордская карбонатная, которая по аналогии с юго-западными отрогами Гиссара и Амударьинской синеклизой может быть представлена тремя типами фаций - шельфовыми, рифовыми и глубоководными, которые могут рассматриваться как субформации; отдаленно-карбонатная Ф (в Душанбинском прогибе); и кимеридж-титонская эвапоритовая.

Вторая зона охватывает впадины расположенные северо-восточнее ТФР, где юрские отложения сильно сокращены и представлены в объеме нижней и средней юры - терригенная сероцветная субугленосная Ф лимнического типа. Начиная с конца средней юры, территория северо-восточнее ТФР представляла собой часть обширного щита, включавшего территорию северо-восточного Тянь-Шаня и Центрального Казахстана, где вплоть до палеогена юрские отложения подверглись длительному размыву.

Ферганскую впадину, вместе с Алайской, условно можно отнести к третьей зоне, занимающей среднее положение между первыми двумя. В Ферганской впадине в объеме нижней и средней юры выделяется терригенная сероцветная субугленосная лимническая Ф, в нижнем келловее - песчано-глинистая пестроцветная. Начиная с конца келловея, вплоть до середины неокома на территории Ферганы, по-видимому, существовал перерыв в осадконакоплении.

В пределах Алайской впадины в интервале нижней и средней юры на южном борту выделяется терригенно-вулканогенная Ф. На северном борту и, видимо, на большей части Центрального грабена выделяется терригенная сероцветная Ф лимнического типа. В интервале кимеридж-титона выделяется эвапоритовая Ф, подобная, получившей широкое распространение, одноименной Ф в пределах АТВ. Однако в Алайской впадине эвапоритовая Ф, по сравнению с АТВ, имеет сильно сокращенную мощность.

В меловое время осадконакопление происходило в основном юго-западнее ТФР. Наиболее полным набором формаций характеризуется разрез АТВ. Здесь в неоком-апте развита пестроцветная Ф, а в альб-сенонское время получила развитие песчано-глинистая глауконитовая Ф. В Алайской впадине полностью, а в Ферганской частично выпадают из разреза отложения неоком-апта. Песчано-глинистая пестроцветная Ф преимущественно континентального генезиса в пределах Алайской впадины сформировалась в альбское время, а в Ферганской впадине с конца апта до сеномана включительно.

В сеноман-сенонское время в пределах Алайской впадины получила развитие песчано-глинистая глауконитовая Ф. В пределах Ферганской впадины в турон-сеноне сформировалась песчано-глинистая пестроцветная Ф смешанного морского и континентального генезиса.

Юго-западнее ТФР, в нижней части палеоцена во всех впадинах получили развитие сульфатная или сульфатно-терригенно-карбонатная Ф, а со второй половины палеоцена до конца эоцена включительно развиты Ф морского генезиса: терригенно-карбонатные - в АТВ и Фергане, песчано-глинистая прибрежно-морского генезиса - в Алайской впадине.

Платформенный этап развития юго-западнее ТФР закончился накоплением в ранеолигоценовое время пестроцветных Ф.

На территории северо-восточнее ТФР, после длительного перерыва, охватывающего позднюю юру, мел и большую часть палеогена, осадконакопление возобновилось в конце палеогена, когда получила развитие песчано-глинистая красноцветная Ф континентального генезиса.

Орогенный комплекс представлен преимущественно молассами разного типа, характеризуется схожими условиями осадконакопления и однообразным набором Ф во всех впадинах Тянь-Шаня. Это принципиально отличает развитие разных частей Тянь-Шаня в платформенный и постплатформенный этапы. В верхнем олигоцене-миоцене получила развитие Ф красноцветных моласс, внутри которых, в пределах Ферганской впадины и во впадинах расположенных северо-восточнее ТФР, выделяются соленосно-глинистая субформация и субформация черных аргиллитов, субаквального, скорее всего, озерного генезиса. Эти субформации присутствуют совместно, сливаясь, видимо, иногда в единую субформацию. Формационные ряды во всех впадинах заканчиваются, сформировавшимися в плиоцен-антропогеновое время, Ф буроцветных моласс.

Основная часть ресурсов и доказанная нефтегазоносность связаны с мезозойско-кайнозойскими отложениями АТВ и Ферганской впадин. Наиболее богатой запасами УВ и регионально нефтегазоносной является палеогеновая терригенно-карбонатная Ф, выделяемая в обоих впадинах. В отношении неразведанных ресурсов наиболее богатой является келловей-оксфордская карбонатная Ф АТВ.

Нефтегазоносность меловых терригенных Ф (пестроцветной и глауконитовой) более широко представлена в Ферганской впадине. Здесь открыты как нефтяные, так и газовые залежи, с большей долей газовых. В пределах АТВ установлены в основном газовые залежи.

В юрских отложениях установлена в основном газоносность, что связано с преимущественно континентальным характером субугленосных Ф. В Ферганской впадине месторождения открыты в пределах Южной ступени и Майлисуйского выступа. В юрских отложениях АТВ газовые месторождения открыты в отдаленно-карбонатной Ф Душанбинского прогиба и одно месторождение (Гаджак) установлено в карбонатной Ф Байсунского прогиба. В остальной части АТВ залежи УВ пока не установлены, что обусловлено, глубоким залеганием юрских отложений.

Ввиду того, что Алайская впадина подобна по истории развития и набору формаций АТВ и Ферганской, где установлена региональная нефтегазоносность палеогеновых, меловых и юрских отложений, прогнозируются перспективы осадочного комплекса и в Алайской депрессии в аналогичных Ф.

Нефтеносность неогеновых отложений установлена в Ферганской впадине (месторождения Мингбулак, Гумхана, Караджида и др.). В большинстве случаев, нефтеносность их объясняется вертикальной миграцией из регионально нефтегазоносной палеогеновой терригенно-карбонатной Ф. Однако по данным Г.Н. Гордадзе, неогеновые нефти содержат хемофоссилии характерные как для палеогеновых, так и новые, не обнаруженные в палеогеновых. Происхождение неогеновой составляющей нефтей связывается с субформацией черных аргиллитов, в которой содержится повышенное количество РОВ. Количественное соотношение объемов неогеновой и палеогеновой нефти в этих залежах не ясно.

Не отрицая полностью возможности открытия нефтяных месторождений в неогеновых молассах во впадинах, расположенных северо-восточнее ТФР, надо отметить, что наличие только субформации черных аргиллитов (при отсутствии терригенно-карбонатной морской Ф палеогена), по-видимому, недостаточно для формирования значительных скоплений УВ.

Таким образом, можно сделать вывод о том, что нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений межгорных впадин Тянь-Шаня, наряду с другими факторами, контролируется формационным составом комплекса их выполнения. Этот контроль выражен, прежде всего, разделением впадин на продуктивные и непродуктивные. Нефтегазоносность впадин контролируется составом вертикальных формационных рядов, а именно наличием или отсутствием в разрезе осадочного чехла Ф, породы которых могли продуцировать углеводороды. Размещение скоплений нефти и газа по разрезу продуктивных впадин слабо контролируется Ф. Выделить в межгорных впадинах Тянь-Шаня типовые Ф продуктивные и непродуктивные не удается, также как и в других районах мира. Можно лишь говорить об особенностях нефтегазоносности той или иной Ф. Причина - в вертикальной миграции углеводородов, которая обеспечивает продуктивность красноцветных, пестроцветных и других Ф, заведомо не содержащих нефтегазопроизводящих толщ.

В разделении межгорных впадин Тянь-Шаня на продуктивные и непродуктивные важнейшую роль играл ТФР, но не собственно как разлом, а как граница, разделяющая два крупных сегмента нынешнего Тянь-Шаня с принципиально разной историей развития в юрско-палеогеновое время и соответственно разными формационными рядами.

В третьей главе с позиций плей-анализа весь объем осадочного выполнения впадин расчленен на направления ГРР (плеи). Рассмотрены критерии выделения плеев, дан анализ особенностей нефтегазоносности и современного состояния ГРР каждого плея.

Эффективность освоения того или иного перспективного на нефть и газ региона во многом зависит от решения стратегической задачи поисков - научного обоснования наиболее рациональных направлений ГРР. Выбору направлений ГРР и конкретных объектов поисков в пределах межгорных впадин Тянь-Шаня в разные годы были посвящены работы многих ученых и геологов-производственников: Г.С. Абдуллаева, А.А. Абидова, П.К. Азимова, А.М. Акрамходжаева, Т.Л. Бабаджанова, М.В. Васильчикова, П.В. Глумакова, А.Д. Джумагулова, Л.В. Есениной, И.П. Зубова, А.Г. Ибрагимова, Р.У. Каломазова, К.Н. Кравченко, Н.А. Крылова, Е.В. Лебзина, Г.Н. Малашенкова, С.И. Мусаева, Д.С. Оруджевой, Ю.Г. Педдера, Г.И. Руднева, М.С. Сайдалиевой, А.М. Силича, И.П. Соколова, В.И. Соколова, Б.Б. Таль-Вирского, А.Р. Ходжаева, А.Х. Ходжиматова, А.М. Хуторова, Л.Г. Штейнберга и др. Их выводы нашли отражение, как в научных трудах, так и в оперативных производственных решениях.

Само понятие “направление работ” появилось в отечественной геологической литературе в конце 70-х годов прошлого столетия. Впервые оно было сформулировано Н.А. Крыловым. Наряду с категориями нефтегеологического районирования и расчленения разреза на нефтегазоносные комплексы, понятие о направлении ГРР, также связано с разделением перспективного на нефть и газ пространства. В этом случае подразумевается не одномерное или двумерное, а объемное деление, и важными критериями разделения являются единство типа строения залежей и единство методики и средств ведения поисково-разведочных работ. В англоязычной литературе широкое распространение получило понятие Play, exploration play, являющееся идентичным по смыслу с понятием “направление ГРР” (White D.A., Shirley P.Dutton и др.).

Плей - совокупность однотипных залежей (открытых и предполагаемых), поиски и разведка которых ведутся по одной методике (и одинаковым комплексом технических средств), сосредоточенных в одном нефтегазоносном комплексе и в пределах одной тектонической или фациальной зоны, включающей один или несколько смежных структурных элементов.

Иногда, плей трактуется несколько упрощенно как нефтегазоносный комплекс или как совокупность скоплений нефти и газа в пределах единого структурного элемента и одного нефтегазоносного комплекса. Однако единство типа строения залежей и единство методики и средств ведения поисково-разведочных работ следует обязательно учитывать в определении объема плея. Эти признаки могут контролировать объединение в одном плее ряда смежных структурных элементов или диктуют разделение одного структурного элемента на части. Эти же признаки определяют и стратиграфический объем плея.

Учитывая высокие темпы развития технологий глубокого бурения и добычи УВ, а также совершенствование методики проведения сейсморазведочных и других работ, позволяющих повышать точность и качество построенных на их основе геологических моделей, объемы плеев могут изменяться, не только по вертикали или латерали, но и во времени.

Предложенные критерии выделения направлений работ позволяют наиболее объективно определять крупные объекты для дальнейшей постановки в их пределах рационального комплекса поисково-разведочных работ, а также проводить прогноз показателей ГРР на перспективу.

Основываясь на предложенном принципе выделения направлений ГРР, в пределах АТВ выделены следующие плеи:

- Верхнеюрские подсолевые карбонатные и нижнемеловые отложения Байсунского прогиба. Подсолевые отложения АТВ изучены бурением только на западе впадины, в Байсунском прогибе, ввиду того, что на остальной территории они находятся на значительной глубине, видимо, более 6000 м.

Резкое различие в глубинах залегания келловей-оксфордской карбонатной формации в Байсунском прогибе и в пределах остальной (глубокопогруженной) части АТВ позволяет выделить келловей-оксфордскую формацию Байсунского прогиба в отдельный самостоятельный плей. В этот же плей следует включить нижнемеловые отложения Байсунского прогиба (учитывая установленные залежи газа в этих отложениях на месторождении Гаджак), так как их разведка будет идти совместно с юрскими отложениями.

Опыт разведки месторождения Гаджак показал, что газ верхнеюрских карбонатных отложений характеризуется высоким содержанием сероводорода (до 6,15 % об.), дебиты скважин варьируют в широких приделах от 124 тыс. м³/сут. до 2,4 млн. м³/сут. Разведка подсолевых отложений осложняется аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) (до 660 атм., на глубине 3 - 3,5 км.), наличием мощной толщи рапоопасных солевых отложений (до 600 м), что ведет к увеличению числа аварийных скважин и применению более технологичных методов проводки скважин, что в свою очередь увеличивает затраты на бурение.

- Верхнеюрские подсолевые карбонатные отложения глубокопогруженной части АТВ. За пределами Байсунского прогиба было пробурено более 50 глубоких скважин, заложенных на крупных положительных структурных элементах - Кафирниганской и Обигармской антиклинорных зонах. Максимальная глубина пробуренных скважин - 6102 м (скв. 1П Южный Каратау). Подсолевая юра из-за сложной надвиговой тектоники и сгруживания масс в антиклинорных зонах вскрыта не была. Проведенные сейсморазведочные работы пока не дают четких представлений о геологическом строении верхнеюрских подсолевых карбонатных отложений глубокопогруженной части АТВ.

Освоение ресурсов данного плея связано с целым рядом проблем:

· не изучены истинные глубины залегания и не выделены участки, где юра достижима бурением (менее 6000 м);

· не выяснена структура, нет ни одного подготовленного или достоверно установленного локального перспективного объекта;

· не изучены фациальные условия карбонатной толщи, в частности, положение прибрежных фаций, фаций биогермов, восточная граница развития карбонатов и др.

В силу неясности этих проблем весь карбонатный комплекс глубокопогруженной части АТВ выделяется как единый генерализованный плей, который со временем может быть разделен на более мелкие плеи, или по структуре подсолевого этажа, или по фациальным признакам.

- Палеогеновые и сенонские отложения на антиклинальных структурах в Сурхандарьинском, Вахшском и Кулябском прогибах. Плей охватывает три прогиба, разделенных Обигармской и Кафирниганской зонами поднятий. Возраст нефтегазоносных коллекторов, их литологический состав, коллекторские свойства, строение и состав покрышек на месторождениях, расположенных в трех прогибах являются весьма близкими. Объединение в едином плее трех разобщенных поднятиями прогибов аргументируется принципиальным сходством развитых здесь в палеогене и сеноне залежей и единством условий поисково-разведочных работ. В связи с этим такое соединение представляется обоснованным и рациональным. Вместе с тем, можно было бы, рассматривать этот комплекс раздельно в трех прогибах, в качестве отдельных плеев, но такое решение не представляется лучшим.

Объединение в одном плее палеогеновых и сенонских отложений аргументируется тем, что эти отложения сближены в разрезе, имеют карбонатные коллектора и представляют собой один этаж поисков.

- Палеогеновые (и возможно сенонские) отложения в поднадвиговых структурах бортовых частей Вахшского прогиба и южных и северных частей Кафирниганской зоны поднятий. По многим характеристикам объекты этого плея близки к предыдущим. Главное отличие - залегание под надвинутыми пластинами, что может осложнить подготовку и в ряде случаев увеличить глубины бурения. Например, неогеновые отложения, залегающие непосредственно под надвигом, характеризуются сильной раздробленностью, что создает определенные сложности для интерпретации материалов сейсморазведки по целевым горизонтам палеогена, а также приводит к усложнению буровых работ. Включение сенонских отложений в объем рассматриваемого плея возможно при достижимости этих отложений бурением. Особенности поисково-разведочных работ диктуют включение поднадвиговых объектов в самостоятельный плей.

- Подтуронские (сеноман-нижнемеловые) отложения на структурах Сурхандарьинского, Вахшского и Кулябского прогибов. Туронские отложения характеризуются АВПД, и нижележащие отложения остаются практически неизученными, являясь перспективными по геологическим соображениям, в большей степени на газ. Так, например, в Бухаро-Хивинской области под региональной туронской покрышкой выявлены немногочисленные, но крупные залежи газа. Здесь на месторождении Газли установлены крупнейшие залежи IX и X горизонтов сеномана. Суммарные запасы газа по категории АВС₁ этих залежей составляют более 345 млрд. м³. Это обстоятельство указывает на перспективность рассматриваемого плея.

- Мезозойско-палеогеновые отложения Душанбинского прогиба обычных антиклинальных и поднадвиговых структур. Прогиб, располагается в северной части АТВ. Он отделен от более южных структур Илякским разломом и характеризуется субширотным простиранием, а также уменьшением мощности мезозойско-кайнозойской толщи, в частности сокращением мощности и стратиграфической полноты юрских отложений, редуцированных в сульфатно-галогенную толщу.

Ферганская впадина, также как и АТВ, относится к перспективной для поисков нефти и газа территории с доказанной нефтегазоносностью и является одним из старейших объектов добычи УВ и геологического изучения. В пределах впадины выделены следующие плеи:

- В пределах Центрального грабена (исключая Переходную зону) выделяется три плея, сменяющие друг друга по вертикали: Мезозойские отложения Центрального грабена; Палеогеновые отложения Центрального грабена; Неогеновые отложения Центрального грабена. Большие глубины залегания основных продуктивных отложений диктуют разделение палеогеновых и мезозойских отложений на два разных плея, так как их разведка будет вестись с большим временным разрывом и требует разного комплекса технических средств. Наиболее перспективными и к настоящему времени наиболее изученными в пределах Центрального грабена являются палеогеновые отложения. Выделение неогеновых отложений в отдельный плей обусловлено рядом геологических признаков. Это континентальные отложения, частично субаквальные. Они характеризуются сильной фациальной изменчивостью и, как следствие, невыдержанностью пластов-коллекторов по площади, что принципиально отличает их от палеогеновых отложений. Залежи в неогеновых отложениях в значительной степени контролируются литологическим фактором, тогда как в палеогене при формировании залежей главенствующую роль играет структурный фактор.

- Палеогеновые и мезозойские отложения на антиклинальных структурах Переходной зоны. Различные глубины залегания основных продуктивных отложений переходной зоны и соседствующих с ней структурных элементов, а также особенности развитых здесь залежей, определяют выделение палеогеновых и мезозойских отложений переходной зоны в единый самостоятельный плей. Объединение в одном плее палеогеновых и мезозойских отложений объясняется сближенностью этих отложений в разрезе, что позволяет осваивать их ресурсный потенциал совместно.

- Палеогеновые и мезозойские отложения Южной ступени. Южная ступень является одним из старейших направлений работ в Ферганской впадине. Первое месторождение нефти здесь было открыто в 1904 г. (Чимион). За все время проведения ГРР здесь накоплен значительный объем работ. По степени изученности этот плей является наиболее изученным во всей впадине, здесь достигнут самый высокий коэффициент успешности - 0,5.

- Палеогеновые и мезозойские отложения на антиклинальных структурах Майлису-Карагундайского поднятия. В тектоническом плане этот плей охватывает два структурных выступа Майлисуйский и Карагундайский, образующих единую зону поднятий.

- Неогеновые отложения Нарынской и Андижанской моноклиналей. Плей в плане частично перекрывает палеогеновые плеи Майлису-Карагундайского поднятия и Южной ступени. Имеющийся опыт свидетельствует о незакономерном характере распространения залежей в неогене и сложном строении самих неогеновых залежей. На данном этапе их поиски следует вести попутно с поисками в палеогене, отступая в некоторой мере от одного из требований определения плея. Данный плей мог бы быть объединен с плеем “неогеновые отложения Центрального грабена”, с которым соприкасается. Препятствием к этому, по мнению автора, являются принципиально разные глубины залегания неогеновых коллекторов.

- Палеогеновые и мезозойские отложения Северной тектонической зоны (Ходженская ступень). Ходженская ступень представляет собой наклоненную на север структурную форму, осложненную цепочкой линейно вытянутых антиклинальных складок. Здесь насчитывается свыше 10 структур. Продуктивность этого плея до сих пор не подтверждена. Поисковое бурение проводилось на 6 площадях. Глубины залегания кровли палеогеновых отложений составляют от 4,5 до 6,5 тыс.м. В вышележащих миоценовых отложениях присутствует соль, условия залегания которой не вполне ясны. Кроме наличия соленосных отложений, в пределах плея установлено АВПД, что в совокупности осложняет проведение буровых работ. Значительные глубины залегания основных продуктивных горизонтов и сложные условия видения ГРР определяют выделение этой зоны в отдельный плей.

- Палеогеновые и меловые отложения на антиклинальных структурах под надвигами Северной надвиговой зоны. Главным критерием выделения этого плея является залегание продуктивных отложений под обширными надвигами палеозоя, горизонтальные перемещения по которым могут достигать 5-6 км.

- Палеогеновые и неогеновые отложения Чуст-Пап-Наманганской ступени. Особенностями данного плея является ухудшение коллекторских свойств палеогеновых отложений и незначительные размеры установленных месторождений, а так же подготовленных и выявленных структур. В пределах ступени можно выделить еще один плей - Мезозойские отложения Чуст-Пап-Наманганской ступени, однако, следует учитывать значительные глубины залегания этих отложений.

- Мезозойские отложения на структурах различного типа Кугартского прогиба. Сейсморазведочные работы в его пределах проводились 1995-1999 и 2006 гг. Прогиб является изолированным от остальной части Ферганской впадины Ачисайским выступом и Андижанской моноклиналью. В пределах последней установлены месторождения Сузак и Чигирчик с залежами газа в мезозое, что является положительным признаком в оценке перспектив нефтегазоносности рассматриваемого плея.

- Палеогеновые отложения Кугартского прогиба. По мнению ряда исследователей, палеогеновые отложения в пределах прогиба размыты, а отложения неогена с размывом залегают на меловых породах. На развитие и перспективы нефтегазоносности палеогена Кугартского прогиба имеется и другая точка зрения. Как полагает А.Д. Джумагулов, полный размыв палеогеновых отложений возможен в сводовых частях структур, при этом, возникают благоприятные условия для формирования стратиграфически экранированных залежей УВ на крыльях структур.

Учитывая особенности геологического строения и крайне малую изученность Алайской впадины (пробурена всего одна скважина), на современном этапе плеи здесь можно выделить лишь условно. По структурно-тектоническим особенностям - мел-четвертичные отложения Центрального грабена; мел-четвертичные отложения Северного борта; мел-четвертичные отложения Южного борта. Имея в виду, различия в строении юрских формаций развитых в пределах южного борта и остальной территории впадины - юрские отложения Центрального грабена могут быть обособленны от юрских отложений южного борта.

Перспективы поисков нефти и газа в осадочном чехле межгорных впадин, расположенных северо-восточнее ТФР, могут быть связаны с неогеновыми отложениями, в местах распространения субформации черных аргиллитов. Нефтегазоносность этого плея, несмотря на значительный объем проведенных работ, до сих пор не установлена и предполагается по аналогии с Ферганской впадиной, где на месторождениях Караджида, Гумхана, Мингбулак и ряде структур Андижанской группы месторождений открыты небольшие по запасам залежи нефти.

В четвертой главе проведена сравнительная оценка плеев, по результатам которой определены первоочередные направления ГРР, где возможно получение прироста запасов УВ в ближайшее время, а также плеи, получение результата в которых на ближайшую перспективу не прогнозируется. Сформулированы первоочередные задачи геологоразведочных работ, которые необходимо решить для освоения ресурсного потенциала отдельно каждого плея, дан прогноз возможных результатов работ на перспективу.

В АТВ к плеям, где прирост запасов возможен в сроки до 5 лет относятся:

- Верхнеюрские подсолевые карбонатные и нижнемеловые отложения на антиклинальных структурах Байсунского прогиба. В настоящее время в пределах этого, небольшого по площади плея сконцентрирован значительный объем ГРР. За все время работ оценку бурением получило 4 объекта, еще 4 находится в бурении. Открыто одно газовое месторождение Гаджак, являющееся самым крупным из всех открытых месторождений УВ в Тянь-шаньской провинции. Запасы его по категории С₁+С₂ превышают 120 млрд.м³. Кроме этого перспективные ресурсы этого плея оцениваются в объеме более 100 млрд. м³, а прогнозные ресурсы получили оценку в 377 млн. т.н.э.

Первоочередными ГРР здесь являются работы поисково-оценочного этапа - подготовка к поисковому бурению выявленных структур (7 объектов) и ввод в поисковое бурение уже подготовленных (2 объекта). Для повышения эффективности поисковых работ необходимо изучить фациальные особенности келловей-оксфордской карбонатной формации, так как продуктивность карбонатной формации верхней юры значительным образом зависит от типа слагающих ее фаций.

- Палеогеновые и сенонские отложения на антиклинальных структурах Сурхандарьинского, Вахшского и Кулябского прогибов. В данном плее открыта большая часть известных в АТВ месторождений УВ (20 из 25), но по объему запасов все они относятся к категории мелких, суммарные текущие запасы их составляют 24 млн. т.н.э. (здесь и далее приводятся извлекаемые запасы по состоянию на 1.01.1991 г.). В плее имеется фонд выявленных (34) и подготовленных к бурению (10) структур. Перспективные ресурсы оцениваются в объеме 58 млн. т.н.э., прогнозные ресурсы составляют порядка 100 млн. т.н.э. Во всех прогибах первоочередными следует считать детализационные сейсморазведочные работы с целью качественной подготовки выявленных структур и переподготовки числящихся в фонде подготовленных. Затем - поисковое бурение. Пополнение фонда выявленных структур представляется задачей второй очереди.

- Палеогеновые и возможно сенонские отложения в поднадвиговых структурах бортовых частей Вахшского прогиба и южных и северных частей Кафирниганской зоны поднятий. Хотя в этом плее и нет открытых месторождений, учитывая доказанные перспективы нефтеносности палеогеновых и газоносности сенонских отложений в прогибах (Сурхандарьинский, Вахшский, Кулябский), перспективы этого плея оцениваются высоко. Технически доступные для бурения глубины, позволяют предположить, что при целенаправленном видении поисковых работ, здесь в кратчайшие сроки, возможно, подготовить структуры для поискового бурения.

- Подтуронские (сеноман-нижнемеловые) отложения на структурах Сурхандарьинского, Вахшского и Кулябского прогибов. Оценка неразведанных ресурсов проводилась в целом по меловым отложениям. В первом приближении ресурсы по категории Д₁+Д₂ данного плея можно оценить в объеме 160 млн. т.н.э. Освоение этих ресурсов потребует бурение параметрических скважин на 1-2 структурах известных по палеоген-сенонскому комплексу и дополнительно подготовленных по сеноману-нижнему мелу. При такой постановке задачи, бурение на подтуронские отложения следует отложить до тщательной подготовки структур по нижнемеловому этажу.

- Мезозойско-палеогеновые отложения Душанбинского прогиба на обычных антиклинальных и поднадвиговых структурах. В пределах АТВ этот плей является наиболее изученным. Здесь открыто 3 месторождения нефти и газа, но к настоящему моменту одно из них списано с балансов как выработанное, а остальные сильно истощены. Объем оцененных остаточных ресурсов в плее невелик, но имеется значительный фонд выявленных структур. Подготовленных к поисковому бурению структур в пределах данного плея нет. Поэтому первоочередными должны быть сейсморазведочные работы, направленные на подготовку выявленных структур.

В АТВ к плеям, где имеются предпосылки открытия месторождений, но степень геологической освоенности их не позволяет рассчитывать на прирост запасов ранее 5 лет относится плей - Верхнеюрские подсолевые карбонатные отложения глубокопогруженной части АТВ. Неразведанные ресурсы этого плея составляют по разным оценкам от 900 до 2000 млрд. м³ газа. По геологическим прогнозам это - самый богатый ресурсами плей АТВ. На современном этапе изучения подсолевых отложений определить точно количественную оценку перспектив рассматриваемого плея не возможно, ввиду крайне низкой его изученности. Освоение ресурсов данного плея требует решения задач, прежде всего, регионального этапа. При этом первоочередной проблемой изучения следует считать выявление современными сейсмическими методами зон доступных для бурения глубин залегания подсолевого комплекса. Задачи последующих временных этапов: изучение фациальных особенностей верхнеюрского комплекса, в частности изучение границ распространения карбонатной формации на восток и выделение в ее границах различных фациальных зон; создание общей тектонической модели подсолевой юры. Решение перечисленных проблем потребует параметрического бурения. Попытки открыть месторождение в подсолевой юре, минуя решения задач регионального этапа, как показывает опыт пяти десятков глубоких скважин, обречены на неудачу.

В Ферганской впадине к плеям, где прирост запасов возможен в сроки до 5 лет относятся:

- Палеогеновые отложения Центрального грабена. Ресурсы категории С₃ на подготовленных объектах оцениваются в объеме 55,8 млн. т. нефти и 2 млрд. м³ газа. Прогнозные ресурсы оцениваются в 185 млн. т.н.э. Первоочередными здесь следует считать детализационные сейсморазведочные работы на структурах, числящихся в фонде подготовленных с целью их переподготовки. Одновременно с этим необходимо проводить сейсморазведочные работы с целью подготовки объектов, числящихся в фонде выявленных, а также работы по выявлению новых объектов.

- Палеогеновые и мезозойские отложения на антиклинальных структурах Переходной зоны. Территория плея относительно слабо изучена сейсморазведочными работами и здесь имеются перспективы для выявления новых поисковых объектов. Здесь имеется фонд подготовленных к бурению структур (4). Ресурсы категории С₃ на этих объектах оцениваются в объеме 14 млн. т. нефти. Прогнозные ресурсы палеогеновых отложений переходной зоны оцениваются в 10,8 млн. т.н.э.

- Палеогеновые и мезозойские отложения Южной ступени. Несмотря на высокую степень изученности большинства районов Южной ступени, здесь существуют недостаточно изученные сейсморазведкой участки, в пределах которых возможно выявление новых ловушек нефти и газа. На современной стадии изученности плея фонд простых антиклинальных ловушек истощен. Поэтому дальнейший прирост запасов нефти связан, главным образом, с трудоемким поиском неструктурных ловушек, а ожидаемые к открытию месторождения нефти и газа будут отличаться усложнением геологических условий залегания продуктивных горизонтов.

- Палеогеновые и мезозойские отложения на антиклинальных структурах Майлису-Карагундайского поднятия. Здесь открыто самое большое месторождение УВ Ферганской впадины - Майлису-IV - Вост. Избаскент, которое относится к категории средних. Учитывая, что фонд простых антиклинальных структур истощен, доля неструктурных ловушек в дальнейшем будет увеличиваться.

Попутно с освоением ресурсов рассмотренных выше плев необходимо вести работы по выявлению залежей в пределах плев - неогеновые отложения Центрального грабена и неогеновые отложения Нарынской и Андижанской моноклиналей. Теоретически, целесообразно было бы готовить детальной сейсморазведкой специфические ловушки неогена отдельно, но отсутствие надежной методики прогноза нефтяных залежей в континентальной толще неогена диктует целесообразность совмещения поисков в, несомненно, различных плеях.

К числу плеев в которых прирост запасов возможен в сроки до 5 лет можно отнести - палеогеновые и неогеновые отложения на антиклинальных структурах Чуст-Пап-Наманганской ступени; мезозойские отложения на структурах различного типа Кугартского прогиба и палеогеновые и мезозойские отложения Северной тектонической зоны. Но в общей структуре приростов запасов эти плеи, по-видимому, будут занимать незначительный объем.

В Ферганской впадине к плеям, где имеются предпосылки открытия месторождений, но степень геологической освоенности их не позволяет рассчитывать на прирост запасов ранее 5 лет относятся:

- Палеогеновые и меловые отложения под надвигами Северной надвиговой зоны. Первоочередными работами на этом направлении следует считать региональные сейсморазведочные работы, с целью изучения структуры поднадвиговых отложений, а также характера сочленения Северной надвиговой зоны с Центральным грабеном, а также с Северной тектонической ступенью и Чуст-Пап-Наманганской ступенью.

- Мезозойские отложения Центрального Грабена. Большие глубины залегания мезозойских отложений (более 7 тыс. м.) не позволяют прогнозировать здесь открытия месторождений в ближайшие годы. Плей является перспективным по аналогии с одновозрастными отложениями переходной зоны и южной ступени, однако освоение ресурсов данного плея будет вестись с большим временным разрывом по отношению к основным на данный момент плеям.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проведенное обобщение геологических материалов позволило с единых позиций составить схему вертикальных и горизонтальных формационных рядов мезозойско-кайнозойских отложений всех межгорных впадин Тянь-Шаня. По результатам формационного анализа установлен формационный фактор, влияющий на нефтегазоносность впадин Тянь-шаньского региона.

В нефтегеологическом районировании важную роль играет линия ТФР, которая делит территорию на две области с различными условиями осадконакопления в верхней юре, мелу и палеогене (платформенный этап) и схожими условиями в неогене и антропогене (орогенный этап). Различие в условиях осадконакопления на платформенном этапе привело к тому, что северо-восточнее ТФР отсутствуют формации с относительно богатыми нефтегазоматеринскими толщами. Так, во впадинах расположенных северо-восточнее ТФР отсутствует палеогеновая терригенно-карбонатная Ф морского генезиса, нефтегазоматеринскими толщами которой контролируется нефтегазоносность не только палеогеновых отложений Афгано-Таджикской и Ферганской впадин, расположенных юго-западнее ТФР, но и в значительной мере миоценовой Ф красноцветных моласс в Ферганской впадине.

...