Оценка условий формирования и распределения ловушек и залежей в Каспийском регионе

Источниками информации для оценки условий формирования и распределения указанных категорий ловушек и залежей углеводородов (УВ) в Каспийском регионе стали нефтегазогеологические характеристики морских и континентальных месторождений, содержащиеся в известных справочных изданиях разных лет Северного Кавказа, Каспия и Прикаспия. Разнообразие типов ловушек и залежей углеводородов в месторождениях в нефтегазоносных провинциях и соответствующих областей Каспийского региона отражено в таблице 1. В соответствии с определениями и характеристиками некоторых типов ловушек и залежей, приведенными выше, а также данными о месторождениях разного флюидного состава и возраста вмещающих толщ в регионе, изложенных в справочных и прочих литературных источниках, вся совокупность анализируемых характеристик, отражающих принадлежность месторождения к тому или иному классу, распределена по отношению к двум факторам — структурному и седиментационному (литолого-стратиграфическому).

Методика исследований

Первый фактор определяет полную конфигурацию месторождения в геологическом пространстве (т.е. обобщенную морфологию занимаемой им части этого пространства), второй, совместно с первым или самостоятельно, — внутреннюю структуру месторождения, образуемую одной или несколькими залежами. К структурному фактору в процессе анализа (см. табл. 1) отнесены приводимые в отмеченных выше справочных и научных публикациях (см. табл. 1) типы структурных элементов в генерализованном, сокращенном до 5 основных форм варианте (антиклиналь, брахиантиклиналь, купол, диапировая структура, моноклиналь). Седиментационный (литолого-стратиграфический) фактор в указанной таблице представлен четырьмя основными типами элементарных (единичных) залежей: литологически ограниченными (ЛО), литологически экранированными (ЛЭ), стратиграфически экранированными (СЭ), связанными с биогенными выступами (БВ). При этом литологически экранированные залежи вместе с литологически ограниченными при анализе включены в сводную условную группу литологически обусловленных.

Результаты исследований

С учетом принятых и приведенных выше условий по каждому из месторождений УВ Каспийского региона произведена выборка соответствующих анализируемых характеристик, которые собраны в таблице типов и стратиграфического распределения залежей и ловушек.

При анализе полученных характеристик возникла необходимость принять дополнительное условие, которое вытекает из наблюдаемых вариантов сочетания седиментационного и структурного факторов в строении месторождения. Из таблицы следует наличие трех вариантов, в соответствии с которыми устанавливается тип ловушки, определяющей все месторождение в целом: 1 — оно формируется только за счет седиментационного фактора (структурный фактор не выражен в характеристике); 2 — то же за счет структурного фактора (седиментационный фактор не выражен в характеристиках); 3 — то же за счет сочетания седиментационного и структурного факторов. В первом случае не только залежь, но и вся ловушка рассматриваются как неструктурная, то есть литологическая, стратиграфическая или литолого-стратиграфическая. Во втором — как структурная, в третьем — как комбинированная структурно-литолого-стратиграфическая.

Общая характеристика распределения месторождений УВ в нефтегазоносных провинциях и областях Каспийского региона по стратиграфическим интервалам и флюидному составу представлена нарисунке 1 и в таблицах 2 и 3. Скопления углеводородов в Каспийском регионе распределены в трех нефтегазоносных провинциях (см. рис. 1) [1]. Две из них — Северо-Кавказско-Мангышлакская и Южно-Каспийская — практически полностью расположены в пределах региона, а одна — Прикаспийская — входит в него своей южной частью, географически соответствующей Северо-Каспийскому мелководью и прилегающим низменным территориям Прикаспийской впадины.

Месторождения/скопления нефти, газа и конденсата крайне неравномерно распределены по выделяемым здесь нефтегазоносным провинциям (рис. 1, табл. 2).

В частности, показано, что наибольшее число месторождений разного состава связано с новейшим (44%) и альпийским (около 40%) тектоно-седиментационными циклами и что в месторождениях развиты как газовая и конденсатная фазы флюидного состава, так и нефтяная.

В порядке детализации этой характеристики и на основе проведенного анализа необходимо добавить, что более половины всех месторождений региона (более 53%) связано с отложениями кайнозоя, в составе которого 28% скоплений приходится на средний плиоцен — Южно-Каспийской НГП и около 53% — на отложения олигоцена и миоцена (включая майкопскую толщу и надмайкопский миоцен) Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП [16]. Оставшаяся часть месторождений распределена в палеоцен-эоценовых горизонтах разрезов, относящихся к Северо-Кавказско-Мангышлакской и Прикаспийской провинциям.

Немногим менее половины месторождений региона (около 46%) связано с отложениями мезозоя. В их составе наибольшее число месторождений (41%) выявлено в нижнемеловых отложениях [2]. Остальные скопления примерно в равных долях (13—16% от общего числа месторождений) распределены между продуктивными горизонтами верхнего мела, верхней и средней юры и триаса.

Наименьшее количество месторождений (менее 1% от их общего числа региона) в границах рассматриваемого региона приходится на средне-верхнепалеозойские карбонаты морских и приморских районов Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Обсуждение результатов

Распределение месторождений по составу образующих их флюидных компонент (фазовому составу) в разных стратиграфических интервалах продуктивного разреза представлено на рисунке 2. Оно оценивается по сумме компонент (нефть, газ, конденсат), представленных на разных уровнях разреза в составе 375 скоплений УВ (см. табл. 2), учтенных в рамках Каспийского региона по материалам публикаций [8][9].

Отражаемый на рисунке характер соотношения флюидных компонент в продуктивных интервалах разреза Каспийского региона показывает его отчетливое разделение на области преобладающей или преимущественной нефтеносности всего разреза к востоку от Центрально-Предкавказской ГНО и преобладающей газо- и конденсатоносности к западу от нее [5]. Это разделение следует, вероятно, понимать как свидетельство роли рассмотренного выше Транскавказского поперечного поднятия в распределении скоплений, которое проявилось во всем продуктивном диапазоне разреза [22].

Данные о компонентном (фазовом) составе углеводородных месторождений и проявлений в континентальных и морских областях Каспийского региона, дополненные опубликованными материалами геолого-геохимического изучения их разрезов и результатами анализа размещения месторождений относительно разновозрастных структурно-геодинамических и бассейновых систем, позволяют представить прогнозную схему районов возможного преобладания разных типов флюида в составе потенциальных скоплений и проявлений УВ на территориях и в акваториях региона (рис. 3).

Согласно этой схеме и в соответствии с результатами проведенного анализа разрезы субрегиона Каспийского моря, включающего и приморские территории западного, северного, северо-восточного и юго-восточного Прикаспия, могут содержать скопления, в которых в разных сочетаниях и количествах присутствуют нефть, газ и конденсат, а на отдельных участках преобладание нефтяной компоненты будет иметь абсолютный характер.

В направлении на запад и северо-запад происходит сокращение площадей, где возможно присутствие в скоплениях нефтяной фазы, их замещение районами ожидаемого развития преимущественно газовых и газоконденсатных скоплений. На представленной схеме (рис. 3) эти районы образуют пояс, окаймляющий южную окраину Восточно-Европейской платформы.

Преобладающим газовым составом будут отличаться скопления Черноморской провинции, на что указывают и открытия последнего времени, сделанные в глубоководных секторах румынского и турецкого районов акватории. В то же время здесь намечаются и вероятные нефтяные тренды, приуроченные к северо-западному и восточному присклоновым районам глубоководной впадины.

С глубоководными впадинами Каспийского морей связаны также районы развития в верхней части осадочного чехла газогидратов [4]. Наиболее крупные из них предполагаются в Южно-Каспийской впадине.

Анализ распределения типов залежей и ловушек в нефтегазоносных провинциях Каспийского региона показывает следующее.

В Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции, согласно результатам исследований выявлено 463 месторождения нефти, газа и конденсата в продуктивных интервалах разреза от триаса до плиоцена. Наибольшим количеством скоплений углеводородного сырья характеризуются отложения миоцена, майкопской толщи и нижнего мела, содержащие 60% всех месторождений провинции (миоцен — 18%, майкоп — 18%, нижний мел — 24%). Наименьшую долю от общего числа месторождений (около 1,5%) составляют скопления в плиоцене и нижней юре [15]. Остальные месторождения относительно равномерно (в долевом отношении от 7,0до 8,2%) распределены в стратиграфических интервалах палеоцена-эоцена, верхнего мела, верхней и средней юры и триаса.

Ввиду особенностей территориального распределения толщ в границах провинции, в частности отсутствия или значительного сокращения мощности отдельных региональных продуктивных комплексов кайнозоя в области кряжа Карпинского и восточной части Среднего Каспия, отсутствуют или весьма редки в этих областях и связанные с ними месторождения или проявления УВ [20].

Продуктивность нижнемеловых отложений установлена во всех областях провинции [7]. При этом наибольшее число связанных с ними месторождений сосредоточено в платформенной части провинции и в Терско-Каспийской нефтегазоносной области. Продуктивность средне-верхнеюрских отложений наиболее выражена в восточной части провинции. В ее западных, северо-западных и северных районах на всех уровнях разреза преобладают газовые и газоконденсатные скопления.

Терско-Каспийская НГО включает 49 месторождений с абсолютным преобладанием нефтяных залежей. Залежи 11 месторождений из этого числа относятся к литологическому типу и одного (Дузлак) — стратиграфическому (стратиграфически экранированному). Практически все залежи локализуются в антиклинальных или, значительно реже, в брахиантиклинальных структурах за исключением Тернаирского месторождения [21]. В последнем одна литологически экранированная залежь в чокракских песчаниках приурочена к моноклинали.

Восточно-Предкавказская НГО насчитывает 105 месторождений, в флюидном составе которых на всех стратиграфических уровнях продуктивности существенно преобладает нефть. Из общего числа месторождений 20 сформировано залежами литологического типа и 2 — стратиграфически экранированными залежами. Абсолютное большинство залежей локализуется в антиклинальных, брахиантиклинальных и, значительно реже, — в куполовидных структурах, в связи с чем полные конфигурации ловушек, с которыми связаны месторождения, квалифицируются как комбинированные. Исключение составляет Емельяновское нефтяное месторождение в среднеюрских песчаниках и алевролитах, образованное стратиграфически экранированной залежью и связанное с моноклиналью.

Кряж Карпинского НГО включает 41 месторождение. Скопления представлены нефтью, газом и конденсатом и распределены как непосредственно в системе структур континентальной части кряжа, так и в системе продолжающих его по простиранию валообразных структур северной части Каспийского моря и коррелируемых с ними в структурно-тектоническом и нефтегазогеологическом отношении структур Бузачинского свода. Основные продуктивные интервалы этой НГО образованы отложениями нижнего мела и средней юры. Сравнительно редки залежи в отложениях палеоцена-эоцена и верхней юры. В общем числе месторождений шесть формируются залежами литологического типа, пять из которых локализуются в антиклинальных структурах. Шестая — литологически экранированная нефтяная залежь в аптских песчаниках месторождения Двойного приурочена к моноклинали.

В прочих нефтегазоносных областях провинции конфигурация месторождений, согласно имеющимся данным, определяется исключительно структурными ловушками.

В целом по Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции суммарная доля литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек в общем числе известных здесь месторождений составляет около 28%. При этом их бóльшая часть представляет собой комбинацию структурной формы и расположенных в ее контуре залежей литологического, стратиграфического или литолого-стратиграфического типа. Ловушки собственно литолого-стратиграфического характера, сформированные без явного участия или при ограниченном (моноклиналь) участии структурного фактора, составляют до 6% от общего числа ловушек, определяющих конфигурацию месторождения [14]. Наибольшее количество таких ловушек в границах этой провинции связано с восточным предгорным районом Индоло-Кубанской НГО.

Прикаспийская нефтегазоносная провинция (см. табл. 3 и 4) в границах рассматриваемого региона включает 52 месторождения, из состава которых данные о типах залежей и ловушек известны по 51площади [12]. Во флюидном составе рассмотренных месторождений существенно преобладает нефть, хотя имеются также месторождения газа и конденсата, среди которых уникальное по объему запасов Астраханское месторождение. Продуктивные горизонты присутствуют во всех стратиграфических подразделениях мезозоя (от триаса до верхнего мела), в подсолевых карбонатах девона — среднего карбона; редкие скопления УВ связаны также с отложениями палеогена и неогена.

Астрахано-Калмыцкая НГО в границах рассматриваемого региона включает в свой состав 10 месторождений, среди которых, согласно изученным источникам, не выявлены ловушки и залежи литолого-стратиграфического или комбинированного типа.

Южно-Эмбенская НГО в границах региона включает 41 месторождение. Их флюидный состав представлен преимущественно нефтью. В двух месторождениях, относящихся к Прорвинской группе, присутствуют также газ и конденсат. Стратиграфический интервал продуктивности, как и в предыдущей НГО, охватывает весь мезозой от триаса до верхнего мела, а также отложения среднего-верхнего подсолевого палеозоя. В общем числе два — Доссор и Кошкар Южный — содержат залежи литологического типа, а одно — Искине — стратиграфически экранированную залежь. При этом залежи всех трех месторождений локализуются в ловушках, связанных с диапировыми (галокинетическими) структурами. Четыре месторождения (Тенгиз, Кашаган, Кашаган Юго-Западный, Актоты) этой области приурочены к ловушкам типа «биогенный выступ».

Таким образом, общая доля ловушек литолого-стратиграфического и комбинированного типов в данной области составляет около 17% от общего числа месторождений, а в пределах южной части Прикаспийской провинции, относящейся к Каспийскому региону в целом — до 14%.

В Южно-Каспийской нефтегазоносной провинции (см. табл. 3 и 4) рассмотрено распределение залежей и ловушек входящих в ее состав 112 месторождений, распределенных в шести нефтегазоносных областях. Абсолютное большинство месторождений здесь связано с плиоценовыми отложениями, в составе которых выделены две основные синхронные (средний плиоцен) нефтегазоносные толщи: Продуктивная в западной части провинции и Красноцветная в ее восточной части. Местами в число продуктивных включаются и более молодые (верхний плиоцен) отложения. Более древние нефтегазопродуктивные интервалы, включающие горизонты от верхнего мела до миоцена, установлены в Кобыстано-Куринской НГО.

В числе 65 месторождений Апшероно-Прибалханской НГО выявлено 5 месторождений, залежи которых относятся к литологическому типу, и 2 месторождения со стратиграфически экранированными залежами. Все эти месторождения локализуются в контурах брахиантиклинальных или куполовидных структур.

Из 17 рассмотренных месторождений Восточно-Азербайджанской НГО только одно, Дуванный-суша, связанное с антиклинальной ловушкой, содержит залежи литологического типа [19].

Аналогичная ситуация характерна для Западно-Туркменской НГО, где в составе газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений лишь одно — газоконденсатное Эрдекли, связанное с брахиантиклинальной ловушкой, содержит пять литологически экранированных залежей в верхнемиоценовых отложениях (акчагыл) [23].

В Кобыстано-Куринской НГО, включающей 14 нефтяных месторождений, 5 скоплений, связанных с антиклинальными ловушками, образованы залежами литологического типа (литологически ограниченные или литологически экранированные).

Таким образом, в целом в составе Южно-Каспийской провинции, согласно данным справочных источников и прочих публикаций, от 12 до 13% от общего числа открытых здесь месторождений связаны скомбинированными ловушками, образованными при участии литолого-стратиграфического и структурного факторов [13].

Литологические и палеогеографические условия, определяющие распространение на месторождениях Каспийского региона литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек, оцененные на основании результатов, представлены на рисунке 1.

Как следует из приведенной схемы (см. рис. 4), в границах Южного Каспия их формирование в значительной степени связывается с песчаными и песчано-алевролитовыми комплексами неогеновых и неоген-четвертичных палеодельт и конусов выноса, а также зон развития турбидитов в их внешних зонах [10]. Пример развития таких комплексов в Южном Каспии представлен на рисунке 5.

С устьевыми участками палеоген-неогеновых палеодолин и подгорными молассовыми шлейфами, в формировании которых участвует обломочный материал, выносимый этими долинами, связаны литолого-стратиграфические и комбинированные ловушки в межгорных и предгорных (краевых) прогибах альпийских складчато-орогенных систем и сопряженных платформенных зон [25].

В затопляемых приорогенных впадинах платформенной области Северо-Кавказско-Мангышлакской провинции и орогенных прогибах альпийских горно-складчатых сооружений образование литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек определяется зонами проградирующих разгрузок юрских, меловых и палеогеновых потоков осадочного материала за бровками внутренних уступов и валообразных поднятий континентального шельфа, зонами мезозойских и кайнозойских молассовых шлейфов и проградационно заполняемых орогенных и прочих впадин складчато-орогенных систем.

Заключение

Преимущественно в платформенных шельфовых условиях и на локальных участках относительной стабилизации или слабых колебательных движений образование литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек может быть связано с разнообразными аккумулятивными и эрозионно-аккумулятивными формами прибрежных и удаленных от берега обособленных мелководий [11]. Наконец, отдельные группы ловушек образуются в периоды относительной геодинамической стабилизации, в акваториях, где обеспечиваются условия карбонатонакопления и образования биогенных сооружений.

Сводные количественные характеристики типов ловушек в нефтегазоносных провинциях Каспийского региона, а также распределение залежей в литолого-стратиграфических и комбинированных ловушках по стратиграфическим интервалам представлены в таблицах 3 и 4.

Из таблиц следует, что доля литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек в составе месторождений региона составляет немногим более 25% (см. табл. 3) [17]. При этом число залежей литологического, стратиграфического, литолого-стратиграфического типов и связанных с биогенными выступами превышает общее число литолого-стратиграфических и комбинированных ловушек (см. табл. 4), определяющих полный контур месторождения, что обусловлено наличием как однозалежных, так и многозалежных скоплений, локализованных в одной объединяющей их ловушке.

Доля собственно «неструктурных» ловушек, образование которых связано с действием седиментационных факторов (литологическое ограничение или экранирование, стратиграфическое экранирование, формирование биогерма — как формы и как резервуара), составляет около 5% от общего числа месторождений региона. Они представлены в основном теми классическими объектами, которые были изучены и описаны в этом регионе И.М. Губкиным, М.Ф. Мирчинком и другими исследователями, и, как показывает приведенный анализ, структурный фактор все же принимает косвенное участие в их формировании, определяя направление миграционных потоков УВ и объединяя отдельные скопления УВ в зоны нефтегазонакопления.

Существенное участие структурного фактора в формировании большинства комбинированных ловушек региона отчасти может объясняться высоким уровнем его тектоно-геодинамической активности в мезозое и кайнозое, которая была показана выше. Она обусловлена тесным соседством и взаимодействием молодой платформы и области альпийской и новейшей складчатости, с контрастными орогенными движениями и образованием высоких горных систем и глубочайших впадин. Это взаимодействие определяет не только разнообразие условий осадконакопления и формационного состава, размывов и несогласий в прилегающих к орогенным системам областях подвижной платформы, но также движения и структурообразование в этих областях как на уровне блоков и глыб фундамента, так и на уровне осадочного чехла, как это было показано в предыдущих разделах данного проекта [18]. Надо полагать, что в геодинамически более спокойных, удаленных от зон активной геодинамики и тектогенеза платформенных регионах роль «неструктурных» ловушек, образование которых контролируется преимущественно или исключительно седиментационными (литологическими, стратиграфическими) факторами в формировании месторождений УВ, может быть более существенной.

Еще одной причиной относительно небольшой доли «неструктурных» ловушек, определяющих полную конфигурацию скопления УВ в составе месторождений региона, является, очевидно, установившаяся стратегия и тактика поисков УВ, которая ориентируется на поиски «локальных поднятий» как главных объектов, определяющих результативность [24]. Этапы геофизических поисков, относительно просты для определения их геометрических параметров, последующей ресурсной оценки и планирования дальнейших геолого-разведочных работ.

Совершенствование геофизических методов, технологий сбора и обработки информации, уже сегодня позволяющих получать достаточно детальную картину объемной (3D) структуры геологического разреза, очевидно, будет способствовать увеличению числа «неструктурных» ловушек в нефтегазоперспективных объектах региона.