Перспективы нефтегазоносности палеоген-миоценовых отложений Шамахы-Гобустанского района

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОГЕН-МИОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ШАМАХЫ-ГОБУСТАНСКОГО РАЙОНА

А.А.Фейзуллаев, Г.Г.Исмайлова

Расположенный на южном склоне Большого Кавказа Ша-махы-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 Шама-хы-Гобустанского нефтегазоносного района (НГР) является то, что здесь на сравнительно небольшой территории выведен на дневную поверхность обширный комплекс ме-зокайнозойских отложений, что дает возможность детально исследовать их условия залегания, пет-рофизические, 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 (Али-заде А.А. и др., 1968; [2, 4]).

Методика и объем исследований

В основу компьютерного изучения закономерностей распределения по площади и со стратигра-

фической 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 (RJ.

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 гео-

химических исследовании, 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 (8-1 + 82) характеризуются олигоценовые и миоценовые отложения. Эоценовые отложения отличаются относительно низким содержанием ОВ [3] (рис. 1, А).

Изучение качественной характеристики ОВ (Н1) показало, что в целом для пород всего исследуемого стратиграфического интервала характерен смешанный конти-нентально-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 нефтеге-нерации свойствами. Важно отметить, что чаще всего они приурочены к олигоценовым и миоценовым и очень редко к эоценовым породам (Гулиев И.С., Тагиев М.Ф., Фейзул-лаев А.А., 2000; [5]).

Рис. 1. АННОТАЦИОННЫЕ ДИАГРАММЫ ПИРОАИЗНЫХ ПАРАМЕТРОВ

100

.а

a

о е

t.

м

>>

-

<s

1П ++

tК

10

0,1

_ А

Отличный

~Хороший Средний о

♦6 «¡Я Saar«3 U °

Плохой♦ ^^ "i Д|Хороший Отличный

0,1 Средний 1 10

ТОС, %

100

800

и

Н 600

(ч

aa

£ 400

S

200

I *

1-й тип

°2-й тип

о

OQO

3-й тип о

Б

♦ 1

о 2 л 3

о О

400

420

440 Т 0С

Т макс' С

460

480

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

0

Таким образом, основываясь на количественных и качественных оценках ОВ палеоген-миоценовых пород, можно заключить, что слои с благоприятным нефтегенерирую-щим потенциалом в Шамахы-Гобу-станском НГР (в палеоген-миоценовом стратиграфическом интервале) наиболее характерны для олигоце-новых и миоценовых отложений. Поэтому эти отложения можно отнести к комплексу, содержащему горизонты с потенциально нефтеге-нерирующими свойствами. Однако для реализации этого потенциала необходимы определенные температурные условия.

Согласно палеотемператур-ным данным (результаты измерения палеоген-миоценовые отложения в зонах их естественного обнажения не подвергались высоким температурным воздействиям, достаточным для достижения пика преобразования ОВ в нефть. Среднее значение вычисленное на основании всех имеющихся данных, составляет 0,4 % (ниже верхнего порога начала генерации нефти — ~ 0,5 %). Исключение составляют породы майкопа на есте-

ственном обнажении в районе с.Ла-гич (^ - до 1,1 %).

Если исходить из закономерности изменения и ТоС 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 нефте-материнских 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 Шама-хы-Гобустанском НГР зоны, где существуют благоприятные температурные условия для нефтеобразо-вания в олигоценовых и миоценовых отложениях (рис. 3).

Согласно этим схемам наиболее глубокое залегание как олиго-ценовых, так и миоценовых отложений отмечается в пределах Джей-ранкечмезской депрессии. Причем погружение этих отложений происходит в направлении с северо-запа-

да 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 олигоцено-вых 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 литофациаль-ной характеристики пород палеоген-миоцена (по естественным обнажениям) показало, что они имеют преимущественно глинистый (более чем 80 % разреза) состав (табл. 1).

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

0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 Я 0,% 0

1000

2000

3000

4000

5000 Н, км

1-1-1-1-1-г

А

0

0

1000 2000 3000 4000 5000

6000 Н, км

40

Верхний порог I нефтеобразования  0,5 %)

80 Г,°С

1 о 1 а 1 'а а 1 о а 1 ~ = Б

а * 5 а , К а о

Зона флюид

- о о °° о о 1 1,<Ь N !♦ _ |о ол°в ♦ 1 о 2 Д 3  4

д

1 - миоцен; 2 - продуктивная толща (ПТ); 3 - эоцен; 4 - Майкоп

Однак° в разрезе майк°пских (°лиг°цен — нижний ми°цен) и ч°к-ракских °тл°жений в °пределенных частях рай°на встречаются г°ри-з°нты с благ°приятными к°ллек-т°рскими св°йствами (табл. 2) как для аккумуляции, так и для разработки пр°мышленных ск°плений нефти и газа. Эт° п°дтверждается результатами п°иск°в°-развед°ч-ных раб°т, выявивших в майк°п-ских и ч°кракских °тл°жениях пр°-мышленные ск°пления нефти и газа на пл°щади Умбакы и их пр°мыш-ленные прит°ки из майк°пских °т-л°жений на пл°щадях Гадживели, Рагим, Арзани, Д°нгуздык, Гыр-гышлак и др. [2].

Как п°казал анализ изменения к°ллект°рских св°йств п°р°д °лиг°-цен-ми°цена п° пл°щади, наилучшие их значения °тмечены для юг°-в°с-т°чн°й части Г°бустана, °хватываю-щей юг°-западный б°рт Джейран-кечмезск°й депрессии. Здесь п° данным исслед°вания керна скважин и естественных °бнажений п°р°ды

°лиг°цена и ми°цена в б°льшей мере выражены в песчан°-глинист°й лит°фации. Эт° п°дтверждается и наличием среди с°п°чн°й брекчии грязевых вулкан°в М.Кянизадаг, Б.Кянизадаг, Чухур°глыб°зы, От-манб°здаг и др., пр°питанных нефтью кварцевых песчаник°в майк°п-ск°й свиты и ч°кракск°г° г°риз°нта

(Сулейман°ва С.Ф., Исмайл°ва Г.Г., Алиева Э.А., 1999; [1]).

Несм°тря на вышеизл°жен-н°е, °лиг°цен-ми°цен°вые п°р°-ды, представленные преимущест-венн° глинами, имеют °граничен-ные в°зм°жн°сти для аккумуляции всег° °бъема нефти и газа, °бразующег°ся в этих °тл°жениях.

Таблица 1

Сравнительная характеристика состава палеоген-миоценовых пород Гобустан-Западно-Апшеронского района

Стратиграфия Суммарная мощность исследованных разрезов, м Глины, % Песчано- алевриты, % Известняки, % Грубообло-мочные разности, %

Майк°п 5177 84 11,0 3,7 1,33

Ч°крак 3016 82 8,7 5,8 3,55

Диат°м 6427 85 9,0 3,2 2,70

ПТ (нижний 1775 58 41,0 - 1,00

пли°цен)

OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS

Pue. 3. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ЗОН, БЛАГОПРИЯТНЫХ ДЛЯ ГЕНЕРАЦИИ НЕФТИ, В МИОЦЕНОВЫ1Х И ОЛИГОЦЕНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Арзани-клыч

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

Таблица 2

Коллекторские свойства палеоген-миоценовых пород Гобустан-Западно-Апшеронского района по данным средних значений, вычисленных по отдельным плошадям

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

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

Относительно более песчаный состав и лучшие фильтрационно-емкостные свойства ПТ в Шамахы-Гобустанском НГР (Джейранкеч-мезской депрессии) по сравнению с таковыми пород олигоцен-миоцена наглядно видны из данных, приведенных в табл. 1. Как видим, если в породах майкопа, чокрака и диато-ма содержание песчано-алеврито-вой 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, нефтегазопроизво-дящими, чем нефтегазоаккумулиру-ющими. 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-Гобу-станском НГР нарушения будут играть как отрицательную роль с точки зрения сохранности в олиго-цен-миоценовых отложениях синге-нетичных нефтегазовых скоплений, так и положительную - с точки зрения формирования эпигенетичных скоплений в вышезалегающей ПТ.

Таким °браз°м, м°жн° заключить, чт° для п°иска крупных ск°п-лений нефти и газа в Шамахы-Г°бу-станск°м НГР наиб°лее благоприятным °бъект°м является ПТ. При эт°м важн° °тметить, чт° при °цен-ке перспектив п°иск°в нефти в эт°й т°лще важн°е значение при°брета-ет детальн°е исслед°вание разл°м-н°й тект°ники Шамахы-Г°бустан-ск°г° НГР.

Для п°иска ск°плений нефти в °лиг°цен-ми°цен°вых °тл°жениях наиб°лее перспективен юг°-запад-ный б°рт Джейранкечмезск°й депрессии, где °ни °бладают наиб°-лее благ°приятными фильтраци°н-

н°-емк°стными св°йствами. Здесь имеются °птимальные усл°вия для ф°рмир°вания залежей нефти не-антиклинальн°г° типа (тект°ниче-ски экранир°ванные и в песчаных г°риз°нтах, лит°л°гически выклинивающихся в б°рт°вых частях депрессии).

Литература

1. Алиев А.Г., Ахмедов Г.А. Коллекторы нефти и газа мез°з°йских и третичных °тл°жений Азербайджана. — Баку: Азернешр, 1958.

2. Ахмедов Г.А. Ге°л°гия и неф-тен°сн°сть К°быстана. — Баку: Азнеф-теиздат, 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-миоцено-вые отложения Юго-Восточного Кавказа и их нефтегазоносность. — Баку: Изд-во АН Азерб. ССР, 1951.

5. Guliyev I.S., Feyzullayev A.A., 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

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.