Глава 9 Практическое применение методики бассейнового моделирования при оценке перспектив нефтегазоносности
Региональный прогноз
В настоящее время в подсолевых отложениях российской части Прикаспийской впадины открыто практически только одно промышленно значимое - Астраханское серогазоконденсатное месторождение. На весьма значительной территории бассейна, охватывающей его Волгоградский, Саратовский и Оренбургский секторы, примыкающие к более чем 2000 км. периметра впадины, пока не известно ни одного промышленного скопления нефти и газа. При этом в российской части НГБ, не считая месторождений Астраханского свода, получен ряд притоков УВ, это приток нефти на Упрямовской площади, аварийный выброс УВ на Ерусланской структуре и Южно-Плодовитенское месторождение, промышленное значение которого пока достаточно проблематично.
Высокие перспективы нефтегазоносности западной и северной частей бассейна подтверждает открытие крупнейшего Карачаганакского месторождения в его казахстанской части, расположенного в непосредственной близости от российских земель. Кроме того, в казахстанской части бассейна открыты Тенгизское, Кашаганское (шельф Каспийского моря), Королевское нефтяные и Жанажольская группа нефтяных и газоконденсатных месторождений на его восточной периферии.
По мнению автора, такая ситуация не может объясняться соответствующей разницей перспектив нефтегазосности разных частей НГБ, а в первую очередь, это результат разной степени их изученности. В такой ситуации весьма важно сопоставить и проанализировать перспективы нефтегазоносности слабо разведанных участков региона с районами известных месторождений. Основой такого анализа являются обоснование внешних границ нефтегазоносного бассейна (НГБ), рассмотрение комплексной модели нефтегазонакопления и обоснование внутреннего нефтегазогеологического районирования НГБ.
Предлагаемые в данной работе методические подходы позволили автору обосновать принятые в настоящее время границы северо-западной (российской) части Прикаспийского НГБ и его нефтегазогеологическое районирование (2001).
При количественных оценках ресурсов УВ, начиная с середины 70-х годов северная и западная границы Прикаспийской нефтегазоносной провинции (ПНГП) проводились, как отмечалось "с определенной долей условности", по северным и зaпaдным крыльям системы прибортовых среднекаменноугольно-нижнепермских поднятий, южные крылья которых сопряжены с седиментационными уступами в нижнепермских отложениях. При этом граница Прикаспийской синеклизы, как геологического объекта, проводилась по нижнепермскому бортовому уступу.
В результате при оценке ресурсов Волгоградско-Оренбургской системы поднятий, до получения данных о нефтегазоносности в ее пределах, на основании официально принятого варианта проведения северной и западной границ Прикаспийской нефтегазоносной провинции, в качестве эталонных участков использовались группы мелких скоплений УВ в нижнепермских отложениях внешней прибортовой зоны (месторождения Тепловское, Гремячинское, Карпенское и др.), миграционно изолированных от Прикаспийского НГБ.
Применение этих эталонов на объектах внутренней части впадины вследствие существенного различия их геологического строения заведомо приводило к качественному и количественному искажению оценки прогнозных ресурсов.
Однако именно нижнепермский уступ трассирует границу наиболее существенных параметров, определяющих особенности нефтегазоносности двух соседних НГП.
К таким параметрам относятся:
1. Граница распространения нижнепермского палеоседиментационного, глубоководного, некомпенсированного бассейна контролирует область вероятного развития крупных внутрибассейновых атолловидных построек карачаганакского типа. В результате этот элемент является границей, за которой резко возрастает роль каменноугольно-нижнепермского НГК в суммарных ресурсах УВ Прикаспийской НГП, в отличие от Волго-Уральской, где основные разведанные запасы связаны с девонскими отложениями.
2. Нижнепермский уступ определяет скачкообразное увеличение глубин залегания всех палеозойских НГК, что отражается в резком изменении качественно-фазовых характеристик флюидов и увеличении в 1,7-1,8 раза газоемкости единицы порового пространства коллекторов.
3. Этот уступ трассирует также резкое изменение как количественных (толщины), так и качественных (соляной тектогенез) показателей нижнепермской соленосной толщи, являющейся региональным флюидоупором и определяющей повышенную степень сохранности УВ, повышенную газонасыщенность подсолевых отложений, стратиграфическую приуроченность основных ресурсов УВ, особенности геотермического режима и т.п.
Таким образом, как было сказано выше, нижнепермский седиментационный уступ трассирует естественную границу, разделяющую две соседние НГП по условиям генерации миграции и аккумуляции УВ, характеру и перспективам их нефтегазоносности.
Принимая во внимание все вышеизложенное, автором было предложено проводить северную и западную границы Прикаспийской впадины и соответствующей ей Прикаспийской НГП по южным (восточным) крыльям системы прибортовых поднятий, т.е. по нижнепермскому седиментационному уступу (2001).
Вследствие слабой изученности региона, его внутреннее районирование, в отличие от внешних границ, значительно менее определенно. В результате практически при каждой очередной количественной переоценке ресурсов, "исчезали" старые и "появлялись" новые нефтегазоносные районы (НГР) и даже области (НГО).
В связи с этим для упорядочения внутреннего районирования Прикаспийской НГП, при оценке ресурсов региона по состоянию на 01.01.93г. были выделены, главным образом по подсолевому палеозою, две НГО (Рис. 6, 7) - Северо-Прикаспийская (Волгоградско-Оренбургская) и Южно-Прикаспийская (Астраханско-Актюбинская). Такое глобальное разделение НГБ Прикаспийской мегавпадины базируется на основных положениях методики бассейнового моделирования и объясняется значительными различиями онтогенеза нефти и газа и условий формирования скоплений УВ в выделяемых НГО. Границей Северной и Южной областей является нефтегазораздел (НГр) I-го порядка, который проводится по точкам максимальных глубин залегания подошвы соли в осевой части Сарпинского мегапрогиба, Центрально-Прикаспийской депрессии и восточнее долготы Оренбурга, резко поворачивает на север - в Предуральский прогиб. Таким образом, разграни-
Рис. 6 Схема весовых соотношений газообразных и жидких УВ в миграционных потоках НГС площадей Прикаспийской впадины.
Рис. 7 Нефтегазогеологическое районирование Российской части Прикаспийской НГП
чение их по линии, соединяющей точки наибольшего прогибания ложа региональной покрышки, обеспечивает миграционную изолированность Северо-Прикаспийской и Южно-Прикаспийской НГО друг от друга.
Для Северо-Прикаспийской НГО должен быть присущ исключительно платформенный онтогенез нафтидов. Формирование скоплений УВ в Южно-Прикаспийской НГО происходило за счет двух различных источников генерации. Первый из них заключен между рассмотренным выше нефтегазоразделом на севере и осевой привершинной линией Астраханско-Актюбинской системы поднятий - на юге. Для этой территории также характерен платформенный онтогенез УВ.
Территория, расположенная южнее и восточнее осевой линии системы поднятий и до южной и восточной границ Прикаспийской НГП, питалась углеводородами, генерированными собственными палеозойскими породами (платформенный онтогенез), а также за счет мощного источника УВ, расположенного в обрамляющих с юга и востока миогеосинклинальных прогибах (геосинклинальный онтогенез).
Нефтегазоносные районы выделялись, исходя из литологического состава основных нефтегазоносных комплексов, а также по весовому соотношению газообразных и жидких (Г/Ж) УВ в миграционных потоках.
В пределах Северо-Прикаспийской НГО выделен Карасальско-Алтатинский газонефтеносный район, включающий Карасальскую моноклиналь, Ахтубинско-Палласовский вал и Алтатинско-Никольскую группу поднятий. Отличительной чертой строения этого НГР является наличие в разрезе мощных зональных терригенных толщ-покрышек средне-верхнедевонского, тульско-бобриковского и верхнебашкирско-верейского (на юге до верхнекаменноугольного) возрастов. Соотношение Г/Ж в подсолевых НГК здесь колеблется от 3 до 4.4. Выделение данного НГР в качестве преимущественно нефтеносного (ранее оценивавшегося как газоносный) подтвердилось в последствии открытием Южно-Плодовитенского месторождения и притоками нефти на Упрямовской площади и Ново-Никольском пересечении.
Восточнее, на территории Казахстана выделяется Кузнецовско-Карачаганакский нефтегазоносный район, объединяющий ряд крупных поднятий и групп поднятий: Кузнецовская, Федоровская, Карачаганакская. Перечисленные выше терригенные толщи здесь значительно уменьшаются в мощности и постепенно замещаются карбонатными осадками. Отношение Г/Ж - 6.4-7.7.
Далее на восток, в Оренбургском секторе Прикаспийской НГП, выделяется Илекский нефтегазоносный район, в пределах которого доля карбонатов в разрезе наибольшая. Отношение Г/Ж - 7.4.
На территории российской части Южно-Прикаспийской НГО выделены два НГР. Это Астраханский нефтегазоносный район в пределах одноименного свода и его склонов и Каракульско-Смушковский предположительно нефтегазоносный район, промышленная нефтегазоносность палеозойских отложений которого пока не установлена.
Таким образом, впервые автором предложено понятное и обоснованное нефтегазогеологическое районирование Прикаспийской НГП принятое в 1994г. Центральной межведомственной экспертной комиссией по количественной оценке прогнозных ресурсов и, практически без изменений, примененное при последней количественной оценке на 01.01.1999г. (2001).
Одним из важнейших и вместе с тем спорных вопросов нефтегазовой геологии является вопрос оценки дальности латеральной миграции УВ.
Исследователь, решающий подобную задачу, как правило, имеет достаточно точные сведения о запасах УВ в залежи. Вопрос идентификации нефтегазоматеринских пород с конкретными залежами, как, впрочем, и вопрос диагностики НГМ пород в большинстве случаев дискуссионный и чаще всего не решается однозначно. Этим объясняются разногласия в оценке максимально возможной дальности латеральной миграции.
Очевидно, что для более определенного решения данного вопроса нужны подходы, исключающие неоднозначность получаемого результата. В любом случае необходимая (минимальная) дальность миграции прямо пропорциональна запасам УВ в залежи и обратно пропорциональна генерационным возможностям НГМ пород. Следовательно, задачу следует решать на основе количественных расчетов генерированных УВ и сопоставления полученных результатов с запасами конкретных месторождений.
Чтобы избежать ошибки в определении НГМ пород, рассчитывалось суммарное количество УВ, генерированных всеми литологическими разностями нефтегазоносного разреза. При расчетах использовался методический аппарат объемно-генетического метода (ОГМ) прогноза нефтегазоносности, который, как известно, часто дает цифры генерированных УВ, значительно превышающие их количество аккумулированных в залежах. Чтобы исключить такое несоответствие и оценить максимально необходимую дальность миграции, расчеты следует проводить для месторождений, содержащих наибольшие запасы УВ. Поэтому в качестве объекта исследований была выбрана впадина Альберта (Канада) с расположенным на ее восточной периферии (западный склон Канадского щита) гигантским скоплением нафтидов Атабаска.
Нефтематеринской толщей, обеспечившей формирование месторождений группы Атабаска, считается глинистая толща группы Мэнвилл раннемелового возраста Дж. Хант (1982), G. Deroo (1977).
В настоящее время залежи группы Атабаска содержат около 110 млрд.т высоковязких нефтей и асфальтов при плотности около 1,05 г/смз. По оценке автора первоначальные запасы нефти, при плотности исходной нефти 0,850 г/смз, сформировавшей это гигантское скопление, составляли приблизительно, 550 млрд.т. Аналогичные данные приводятся Дж. Хантом (1982).
Как показывают расчеты ОГМ, для формирования месторождения Атабаска не достаточно генерационного потенциала не только глин группы Мэнвилл, но и всего осадочного чехла впадины Альберта. Их генерационные возможности соответственно на два порядка и в два раза меньше первоначальных запасов нефти, сформировавших месторождение. Единственным источником, способным генерировать необходимое количество жидких УВ, могла быть геосинклиналь Скалистых гор.
Латеральная миграция в платформенную часть (впадину Альберта) палеонефтегазоносного бассейна охватывала комплекс отложений от верхнего девона (Вабамун) до нижнего мела и, очевидно, основными были базальные песчаники предмелового несогласия, к которым приурочено скопление Атабаска.
Таким образом, УВ генерированные в западной, миогеосинклинальной части палеонефтегазоносного бассейна, представляющей в настоящее время складчатое сооружение Скалистых гор, аккумулировались на территории его восточной, платформенной периферии. При этом дальность латеральной миграции составляла от 500 до 600 км.
Анализ возможности дальней латеральной миграции в пределах Прикаспийской НГП выполнен для НГСП Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ). Как показывают расчетные оценки генерационного потенциала (Орешкин И.В., 1983, 1991), одним из основных источников УВ в ОНГКМ являлись внутренние участки Прикаспийской впадины, объединенные в единую нефтегазосборную площадь с весовым соотношением эмигрировавших УВ Г:Ж = 7,25.
Более определенно существование подтока УВ из Прикаспийской впадины к Оренбургскому НГКМ подтверждается особенностями углеводородного состава аллохтонных битумоидов в нижнепермских отложениях. Как видно из таблицы, по мере удаления от впадины вверх по моноклинали наблюдается относительное обеднение эпигенетичных битумоидов ароматическими и обогащение парафиновыми УВ.
Объяснить такое направленное изменение состава эпибитумоидов можно как меньшей миграционной способностью ароматических углеводородов, так и более быстрым выпадением их из газоконденсатных смесей по мере их миграции вверх по моноклинали, в силу их худшей растворимости в УВ газах, по сравнению с парафиновыми (Жузе Т.П., 1981). При этом расстояние от Копанского до Шуваловского месторождения составляет 81 км. (Рис. 8). Следовательно, установив возможность латеральной миграции на расстояние 81 км, нетрудно представить себе и миграцию на расстояние в 200 – 250 км. Для этого необходимо соблюдение двух основных условий – наличие достаточно выдержанных каналов миграции и достаточного количества мигрирующих УВ.
Таблица 3
Углеводородный состав эпигенетических битумоидов нижнепермских
отложений Соль-Илецкого свода
| Залежь | Ароматические парфиновые |
| Копанская | 1,5 |
| Бердянская | 1,3 |
| Комаровская | 1,26 |
| Оренбургская | 1,22 |
| Шуваловская | 1,02 |
Рис. 8 Схема расположения залежей Соль-Илецкого выступа
Важнейшим, по мнению автора, фактором формирования Оренбургского НГКМ, расположенного явно за пределами от сколько-нибудь значительного очага генерации, явилось объединение вмещающего среднекаменноугольно-нижнепермского карбонатного нефтегазоносного комплекса (НГК) с нижележащими отложениями девонско-нижнекаменноугольными отложениями, обладающими наиболее значительным нефтегазоматеринским потенциалом, а также литологическая раскрытость этого объединенного резервуара в сторону Прикаспийской впадины.
Причем в условиях Прикаспийской НГП складываются наиболее благоприятные условия для миграции жидких УВ в газорастворенном (газоконденсатном) состоянии за счет повышенной доли газообразных УВ. Последнее обстоятельство обеспечивается высокой степенью катагенетической преобразованности подсолевых отложений, достаточно широким распространением процессов термической деструкции высокомолекулярных соединений, высокой степенью сохранности газообразных УВ за счет наличия надежной региональной соленосной покрышки.
Зональный прогноз