Актуальность работы. Крупные тектонические элементы Восточно-Черноморского региона уже давно представляют интерес для поисков нефти и газа в мезо-кайнозойской части разреза. Туапсинский прогиб располагается вдоль южного склона Западного Кавказа, начинаясь на востоке у Гагры и Сочи и заканчиваясь несколько западнее Анапы. Геологическое строение этой части Кавказа изучено достаточно подробно, однако с глубиной достоверность наших знаний быстро уменьшается. Большая часть прогиба находится в пределах акватории и только небольшой сегмент (ок. 5%) юго-восточной периклинали, известной в литературе как Адлерская депрессия, выходит на поверхность в районе Сочи-Адлера. Состояние изученности нефтегазоносности Туапсинского прогиба находится в целом на региональной стадии (в его пределах не пробурено скважин).
Необходимо отметить, что освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, об экономической целесообразности которой в последнее десятилетие декларируется органами власти Российской Федерации на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. С одной стороны, развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируясь геологическими и технологическими рисками с другой, связанными с финансовьши вливаниями на геологоразведочные работы, вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря. Это делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.
Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и УВ-генерации, а также последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров средыи моделирование углеводородных систем. Моделирование УВ-систем подразумевает прогноз генерации нефти и газа в площадном и количественном показателях, объемы эмиграции, пути и объемы вторичной миграции, сохранность и аккумуляции УВ. Все эти процессы сопряжены с объемным прогнозом коллекторов, покрышек и палинспастическими реконструкциями формирования ловушек в геологическом времени.
Моделирование углеводородных систем позволяет ответить на вопросы, такие как:
1. Формировались. ли в принципе углеводороды? Здесь понимается полный спектр опций по оценке генерационной способности различных зон бассейна, заканчивая оценкой ресурсов.
2. Где формировались углеводороды? Следующей задачей при условии формирования, является выяснение зон локализации УВ.
3. Когда формировались углеводороды? Существует множество примеров, когда перспективные структуры оказывались неудачными при разведке из-за «временных» проблем. К примеру, нефть и газа формировались задолго до формирования ловушек, где они могли быть аккумулированы.
4. Могли ли углеводороды мигрировать в рассматриваемую ловушку? Моделирование динамических процессов генерации, эмиграции и вторичной миграции дает возможность определить возможность заполнения ловушки.
5. Каковы свойства углеводородов? Моделирование изменения компонентного состава УВ в процессе миграции, аккумуляции и потерь позволяет прогнозировать фазовый тип флюидов, а также их свойства.
Эти вопросы формулируют ряд задач моделирования УВ-системы, в рамках бассейнового моделирования, последовательно решаемых в разделах диссертации.
В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения ГРР владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежат участки «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также частично его покрывают участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз» принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный». Переход к следующему этапу ГРР для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с серьезнейшими капиталовложениями для бурения поисковых скважин. В принципе, буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, станут мировыми пионерами в проходке скважин в существующих условиях (глубины моря ок. 2000 м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения ГРР. В прогибе закартировано более 30 крупных ловушек. Первоочередность разбуривания тех или иных структур связана: с определенным набором рисков, как геологических рисков внутри самой структуры, так и рисков, влияющих на дальнейшие ГРР во всем прогибе. Среди них выделяются: достоверность структурного плана в связи с неопределенностью глубинно-скоростной моделиуменьшение площадей майкопских залежей и значительное смещение свода с глубинойгидродинамическая раскрытость куполов структур на участках эрозионных срезов на различных временных отрезках в процессе накопления олигоцен-плиоценовой толщисохранность коллекторов на больших глубинахадекватность принимаемых кинетических спектров созревания органического вещества в нефтематеринских свитах. Этот далеко не полный список факторов, влияющих на оценку прогнозных ресурсов в выделенных структурах. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто имеющая место быть проблема несоответствия главной фазы эмиграции УВ и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенности эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.
Применение большого количества методик для оценки прогнозных ресурсов как первого критерия, влияющего на сравнительную характеристику перспективности структур, благодаря разности подходов дает более объективное представление. Автором используется также инновационный геосинергетический подход к анализу бассейна Туапсинского прогиба (А.Н. Резников, 2008). Помимо прогноза физических параметров среды на глубину осадочного заполнения, также оценены ресурсы прогиба, что верифицирует и дополняет подсчеты по вышеназванной методике, а также объемы ресурсов, выполненные другими исследователями. Оценка ресурсов проводилась специалистами ГНЦ ФГУП «Южморгеология» (Мейснер и др., 2002) — специалистами ООО «НПЭ» (Самойленко и др., 2005), Долинским И. Г. в 2007 г., специалистами ООО «НК «Роснефть-НТЦ» (М.В. Губарев и др., 2008). Комплексной оценкой перспектив нефтегазоносности Туапсинского прогиба на основе технологии бассейнового моделирования занимались Круглякова М. В., Лавренова Е. А., Сенин Б. В., 2010; Никишин A.M., Ершов A.B., 2008 г.
Подход использованный автором, помимо перечисленных особенностей, отличается также большей опорой на фактические данные литологических исследований обнажений. С использованием результатов литолого-фациального и стадиального анализа проведены палеогеографические реконструкции, построена секвенс-стратиграфическая модель седиментации, что прямым образом повлияло на дальнейшие процедуры бассейнового моделирования и оценки ресурсов.
Проблемой, которая оставляет множество неопределенностей на пути к достоверной оценке ресурсов, является определение объемов сохранности УВ после эмиграции и соответственно оценка объемов аккумуляции этих УВ на современный момент. Более подробные реконструкции истории формирования ловушек, а также разломной тектоники, являются дальнейшим направлением в решении проблем оценки нефтегазоносности Туапсинского прогиба.
Целью диссертационной работы является количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели с применением различных методик бассейнового анализа.
Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решались следующие задачи.
1. Анализ и выявление закономерностей, геологического строения Туапсинского прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории, Черного моря структур, а также структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и Западно-Кубанского передового прогиба.
2. Обоснование методов исследований.
3. Проведение литологического моделирования.
4. Проведение бассейнового моделирования.
5. Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, а также с применением геосинергетической методики.
Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационной работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за время обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог. км сейсмических профилей Туапсинского прогибакаротажные диаграммы 120 буровых скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогибаописано и опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а также на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория и Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов, проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.
Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой: охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осадочно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.
Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.
Научная новизна состоит в том, что: обоснована лйтолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогибана этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;
— на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная тектоническая схема;
— составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцепа, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;
— с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);
— в программной среде Ре1тотос1, а также путем применения инновационного подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных залежей Туапсинского прогиба;
— на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогибагеосинергетическим методом для Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.
Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование ГРР и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.
Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва) — «Губкинские чтения — 2009» (г. Москва) — «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей», 2009, 2010 (г. Геленджик) — Восьмая конференция «Молодежь XXI века — будущее российской науки», 2010 (г. Ростов-на-Дону) — «Международный донской нефтегазовый конгресс», 2010 (г. Ростов-на-Дону) — 12-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель — 2010» (г. Геленджик) — «Геленджик-2011. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения. 8-ая международная конференция», 13-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель — 2011» (г. Геленджик), где получили одобрение ведущих специалистов. На 18-ой международной научной конференции (школе) по. морской геологии (г. Москва) Астахов С. М. был награжден дипломом за лучший доклад, сделанный молодыми учеными.
Полученные результаты исследований прошли апробацию путем публикации на момент утверждения настоящего заключения 10 научных работ. 3 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 1 в материалах конференций «Осадочные формации юга России и связанные с ними полезные ископаемые»).
В диссертации защищаются следующие положения: 1. Установлена литолого-фациальная зональность Туапсинского прогиба на основе определения общности трендов обстановок и режимов осадконакопления в пределах Западно-Кубанского и Туапсинского прогибов.
2. Предложена секвенс-стратнграфическая модель седиментации, согласно которой в средне-майкопское время в погруженной части бассейна Туапсинского прогиба, у подножия континентального склона, формировались седиментационные ловушки углеводородов, представляющие собой грубозернистые турбидитные покровы и относящиеся к парасеквенциям нижнего системного тракта.
3. Обоснован новый подход пофазной эмиграции, установленный на основе учета изменения плотностей потока эмиграции углеводородов различного фазового состояния на определенных стадиях процесса генерации и экстракции из участвующих в нем нефте-газоматеринских свит. Определение изменения площади ловушек, привязанное к палинспастическим построениям, позволяет уточнить коэффициенты сохранности и аккумуляции углеводородов по каждой отдельной ловушке и оценить заполненность каждого локального поднятия Туапсинского прогиба. Таким образом, выполнен прогноз фазового состояния углеводородов и дана оценка ресурсов.
Публикации. Основные положения опубликованы в 11 научных работах, 2 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы. Объем работы — 237 машинописных страниц. Текст дополняют 62 рисунка и 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 110 наименований.
Заключение
.
Подводя итог всей работе, мы должны ответить на вопросы, «Достигнута ли конечная цель, заявленная перед началом исследования? Проведена ли количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба? Для осуществления такой оценки, создана ли комплексная геологическая модель с применением различных методик бассейнового анализа?» Двигаясь к достижению этой цели, последовательно решались поставленные задачи:
1) Изучено геологическое строение акватории на современном этапе;
2) Обоснованы методы исследований;
3) Проведено литологическое моделирование;
4) Проведено бассейновое моделирование и оценены ресурсы с использованием как методов, основанных на традиционных подходах, так и с применением геосинергетической методики.
Важнейшей задачей, на основании которой была достигнута цель работы, являлась оценка ресурсов по каждой отдельно взятой ловушке.
Каждая задача разбивалась на целый ряд подзадач — отправных точек для проведения последующих исследований. По объемным задачам (таким как литологическое и бассейновое моделирование) подзадачи группировались в логические блоки и этапы. При исследовании геологического строения акватории, в первую очередь было уделено внимание историографическому моменту.
История геологических исследований берет начало с конца 19 века. Применение аппаратурных методов изучения разделено на 4 этапа. Последним является применение сейсморазведки МОГТ в ЗД модификации в последнее пятилетие. Показана роль предшествующих исследований с тенденцией к интенсификации частных исследований как отдельных проблематик, так и обобщающих монографий за последние десять лет, благодаря интересу к участку Туапсинского прогиба со стороны крупнейших мировых нефтяных компаний (Роснефть, Газпром, Total, Eni, ExxonMobil).
Далее следует описание физико-географической характеристики района исследований. При изучении тектонической структуры Туапсинского прогиба дано современное состояние изученности тектоники, как в целом Восточно-Черноморского региона с прилегающим Кавказом и Западно-Кубанским прогибом, так и собственно Туапсинского прогиба. Констатируется невысокий уровень дифференциации тектонических элементов II порядка. Такая детализация впервые проведена автором на основании анализа структурных планов кровли и подошвы майкопского комплекса, в рамках одной из подзадач литологического моделирования. Здесь пока установлены коренные различия домайкопского структурного этажа и позднемайкопско-плиоценового. Геодинамическая история развития, основываясь на тектонике плит, также дана с разбивкой на эти два этапа. Она характеризуется сменой в Майкопе субдукционного режима на коллизионный. Важной частью изучения геологического строения акватории является установление литолого-стратиграфических характеристик слагающих Туапсинский прогиб пород. Описаны отложения Адлерской депрессии, находящейся на суше и являющейся центриклинальным замыканием прогиба.
При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой — охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения ОПБ на первых позициях стояли: Технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, Геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и Секвент-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туаписинском прогибе.
Секвенс-стратиграфический анализ использовался как инструмент прогноза в Туапсинском прогибе определенных типов отложений, характерных для выявленных системных трактов. Он включал выводы по изучению образцов керна и естественных отложений, установленных палеогеографических обстановок, а также результатов сейсмофациального анализа, имеющихся в базе данных профилей. Прогнозирование в центральной части бассейна парасеквенций, связанных с глубоководной фановой системой с площадным (покровным) распространением турбидитных грубозернистых отложений кореллируется с выявленными на сейсмических разрезах высокоамплитудными пакетами отражений.
Бассейновое моделирование, как методика, является инструментом прогноза физических параметров среды, а также всех процессов, связанных с образованием скоплений углеводородов: генерацией, миграцией, аккумуляцией. При этом, оценивая ресурсы на основе бассейнового моделирования, произведен переход от понятий УВ-системы к понятию зоны нефтегазонакопления.
Геосинергетика изучает эволюцию углеводородных скоплений осадочного чехла земной коры, которые могут быть уподоблены диссипативным структурам. Для их изучения Резниковым А. Н. с 1976 года разрабатывается хронобаротермический метод, который является основным методом синергетики нефтегазоносных бассейнов. Он использует комплексные показатели (контролирующие, управляющие параметры): экспоненциальная геохронотерма (ЭГХТ, ех), экспоненциальный хронобарический градиент (ЭХБГ, s в), условный показатель динамокатагенеза (УПДК, D) и бифуркационный коэффициент (BF).
Основными результатами литологического моделирования являются разрезы псевдоскважин выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фацальных зон. Задача разбивалась на три блока:
1. Литолого-фациальная зональность Западно-Кубанского прогиба, как основа для соответствующей зональности в Туапсинском. Проведено детальное описание литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Построены эталонные разрезы зон.
2. Второй этап представлял собой выявление закономерностей между Западно-Кубанским и Туапсинским прогибами для установления трендов общности обстановок и режимов осадконакопления. Установлено, что тектонический режим отдельно взятых поперечных ступеней оказывал влияние на преобладание того или иного литотипа в литолого-фациалыюй зоне. Построенная детализированная схема тектонического строения Туапсинского прогиба является предпосылкой для установления его литолого-фациальной зональности. Также важнейшим источником информации по восстановлению условий образования отложений майкопской серии явился стадиальный и фациальный анализ образцов керна и обнажений участков Туапсинского прогиба, представленных на суше. Общность этих условий была сопоставлена с развитием аналогичных кондиций в Западно-Кубанском прогибе. Квинтэссенцией всего комплекса проведенных исследований данного блока явились построенные секвент-стратиграфический и хроностратиграфический профили. Несогласные напластования секвенций, присутствующие на профилях, послужили основанием для выделения различных парасеквенций системных трактов. Прогнутая часть характеризуется развитием отложений разных системных трактов, ввиду отсутствия продолжительных эрозионных периодов. Прогнозируется привязка определенных комплексов к конкретным стратиграфическим диапазонам. Так, парасеквенции нижнего системного тракта прогнозируется для позднего Олигоцена. Конденсированные разрезы, характерные для тракта высокого стояния моря, трансгрессивный системный тракт, а также окраинно-шельфовый тракт характерны для раннего миоцена. Адлерская депрессия — это дельтовые и авандельтовые образования трансгрессивного системного тракта и тракта высокого стояния моря.
3. Третий блок заключался в проведении результатов 1 блока через, так сказать, фильтр 2 блока. Были построены разрезы псевдо-скважин Туапсинского прогиба путем выделения на сейсмических разрезах пачек-коллекторов и пачек-неколлекторов, используя тесную корелляцию с эталонными разрезами литолого-фациальных зон Западно-Кубанского прогиба. Были выделены зоны: Адлерская, Сочинская, Новомихайловская, Геленджикская, Агойская, Новороссийская, Абрау, Барьерная — на Северном борту и Туапсинская, Южная — на южном борту. Результатами проведенного литологического моделирования для выделенных в пределах Туапсинского прогиба литолого-фациальных зон являются построенные разрезы псевдо-скважин по схеме коллектор-неколлектор. В основе методики интепретации лежит создание сети профилей, привязанных к колонкам, на которых коррелировались основные стратиграфические горизонты исследуемого разреза, выделялись пачки песчаников. После корреляции сейсмических разрезов Туапсинского прогиба и колонок Западно-Кубанского прогиба, происходила корректировка разрезов и построение псевдо-скважин в соответствии с картиной сейсмических профилей. В базу «псевдо-скважинных» данных вошли 16 скважин, выделенных в пределах 10 зон литолого-фациальных генетических зон кластической седиментации майкопского моря на южном склоне Кавказской орогенической системы.
Последняя важнейшая задача, заключавшаяся в проведении комплексных процедур Бассейнового моделирования, разбита на 6 этапов. В целом, источниками данных для блоков бассейнового моделирования (анализов геологических процессов, которые сопровождают эволюцию осадочного бассейна) являются результаты предшествующих исследований и результаты исследований, проведенных в ходе работы над диссертацией. Исходные данные в формализованном виде локализованы в паспортах псевдо-скважин. Результаты проведенного бассейнового моделирования структурированы по этапам (анализам), согласно происходящим в бассейне геологическим процессам.
Анализ уплотнения и давления. Осуществлена реконструкция истории погружения осадочного бассейна.
По результатам проведенного моделирования прогнозируется развитие АВПД. В зонах Агойская, Адлерская, Абрау АВПД отсутствует. Коэффициенты аномальности Ка=Рпл/Ргидр в среднем составляют 1,3. Наибольшие значения определены в зонах с наиболее мощными глинистыми интервалами (Туапсинской, Новомихайловской и Лазаревской) со значениями до 1,5−1,7. Пластовое же давление на глубине 8000 м для скв. ІЧоуотісЬ-1 достигает 135 МПа.
Процедура разуплотнения бассейна представляет собой восстановление пористостей пластов от начала его образования по настоящий момент. Общим выводом может служить небольшой разброс значений пористости (18−22%) в зависимости от глубин нахождения коллекторов, истории погружения, характера переслаивания разреза Пример: для песчаной пачки «lp-mkpl» погружение за последние 16 млн. лет с глубины 4000 м до 8000 м охарактеризовано изменением пористости на 0,7% (с 20 до 19,3%). Ясно, что особенности выделяются в хронологически наиболее приподнятых относительно других зонах: Адлерской и Абрау. Здесь пористость увеличивается до 30 процентов на глубинах до 1500 м. Характерно уменьшение пористости глин под коллекторскими слоями. Примечательно, что по результатам процедуры разуплотнения мощность майкопской серии для скв. Novomich-1 по состоянию на конец раннего миоцена составляла ок. 4000, тогда как на настоящий момент — 3420 м (14,5%).
Анализ теплового потока и термической эволюции. В результате проведенного теплового анализа установлено, что самыми прогретыми зонами являются Геленджикская и Новомихайловская. Максимальные современные температуры для подошвы нижнемайкопской толщи составляют для Новомихайловской подзоны 200−210 °С для глубин более 8000 м. Самыми непрогретыми зонами оказываются Адлерская депрессия со значениями на глубине ок. 1500м — 60 °C, и зона Абрау (65 °С на глубинах около 2000 м). Средние значения по зонам 100−140 °С, с тенденцией увеличения в наиболее погруженных зонах.
Анализ нефтегазоматеринских пород и состава генерируемого флюида. Согласно моделированию, органическое вещество пород кровли палеоцен-эоценовой толщи разрезов псевдоскважин Gelendzh-1 и Novomich-1 на максимальных глубинах 6800 и 8150 м, соответственно, достигло степени зрелости Ro=2,12 и 3,0% при современных температурах Т=195 и 230 °C, соответственно. По характеристикам степени созревания органического вещества этих осадков в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1 в настоящее время относится к газогенерирующему, пройдя «окно генерации нефти» еще в олигоцене.
В пределы окна генерации жирного газа (1,30% < Ro < 2,00%) попадают породы той же майкопской толщи из глубинного интервала 6000 — 8000 м в в скв. Gelendzh-1 и Novomich-1. Самые низы Майкопа Новомихайловской зоны относятся по степени ОС витринита к генерирующим сухой газ (2,0% < Ro < 4,0%). Скважина Adler-1, заложенная в сухопутном фрагменте Адлерской депрессии и скв. Abrau-1 характеризуются полностью незрелым майкопом. В остальных зонах низы Майкопа преимущественно попадают в «окно генерации основной нефти» (Ro=0,7-l, 0%) (скв. Tuapse-1,2,3- Sochi-1,2,3- Novoross-1- Agoj-1), средний Майкоп в «окно генерации ранней нефти» (Ro=0,55−0,7%). Низы Майкопа скважин Uzhnaja-1,2- Barier-1 находятся в «окне генерации ранней нефти» (Ro=0,55−0,7%).
Верхний майкоп в основном является незрелым со значениями Ro < 0,5%, только в скв. Novomich-1, Gelendzh-1 и Lazar-1 находясь в «окне генерации ранней нефти».
Таким образом, уже начиная с анализа нефтегазоматеринских свойств разреза, в структуре выходных параметров отчетливо становится видна зональность более крупного порядка. Выделяется зона наибольшей прогретости и преобразованное&tradeOB, которая объединяет лито-фациальные зоны Новомихайловская, Лазаревская и Геленджикская в I.
Туапсинском прогибе. Оконтуривается «центральная» группа максимально прогнутой части. Южная, Адлерская, Абрау и Барьерная, расположенные по периферии прогиба, являются группой с наихудшими показателями вышеназванных параметров («Пришельфовая» группа). Остальные зоны со скважинами группируются по признаку меньшей относительно первой группы прогретости и преобразованности органического вещества.
Таким образом, по зрелостным характеристикам породы майкопской свиты являются, в основном, нефтегенерирующими.
Анализ генерации. В разрезах хорошим генерационным потенциалом обладают нижнемайкопские, верхнеэоценовые отложения, среднемайкопские. Началом генерации в Центральной группе определена временная отметка Тген=26,6 млн. лет. Активная фаза начинается со скорости генерации Уген=4,3 мгУВ/гСорг*млн.лет, возрастая за 1,7 млн. лет до Уген=96,6 мгУВ/гСорг*млн.лет, и заканчивается на временной отметке 23.0 млн. лет (Уген=35,7 мгУВ/гСорг*млн.летС)ген (накопленный объем)=3,95Мт). Далее следует остаточная фаза до рубежа 16,1 млн. лет до нулевых отметок скорости, QreH достигает значений 4,65Мт.
Породы скважины Adler-1 (пришельфовая группа), практически не генерировали углеводородов из-за низкой преобразованности органического вещества на ранних стадиях катагенеза.
Для скважины Tuapse-2 (переходная группа), в целом характеризующей общие тенденции генерации для остальных зон, основная генерация в Майкопе начинается с плиоцена (5,2 млн. лет по настоящее время, QreH=4,8 Мт/км2).
Анализ миграции. Исключительным потенциалом эмиграции майкопской серии в пределах бассейна обладают зоны «центральной» группы. Выделяется Геленджикская зона (наиболее погруженная). Объемы эмиграции за первую интенсивную фазу составили Q3M=16.3 млн. т/км2 нижнемайкопской нефти. «Переходная» группа характеризуется средними показателями эмиграции. На примере Туапсинской зоны характерна ситуация скважины Tuapse-2. Весь миоцен (23.5 млн. лет) в нижнемайкопской толще идет первая слабая фаза эмиграции, со средними скоростями Vcp=0,06 млн. т/км2*млн.л. Накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Q3M=1,1 млн. т/км. С начала плиоцена и до плейстоцена скорости линейно возрастают до Vcp=0,63 млн. т/км2*млн.л. Общий накопленный объем эмигрировавшей нефти составляет Q3M=4,3 млн. т/км2.
Объемная оценка ресурсов. Среди остальных полученных результатов оценки ресурсов выделяется приуроченность более 40% всей массы аккумулированных УВ к 3 ловушкам (№№ 18, 19, 26). Это вызвано существованием в основную фазу эмиграции УВ.
1, из нижнемайкопских (23−16 млн. л.) и верхнеэоеценовых нефтегазоматеринских отложений (27−16 млн.л.), а также их размерами и наличием пород-коллекторов. Распределение объемов аккумулированных в ловушках УВ по фазам следующее: 28.4.23- 129.5 млн. т. УТ- 23.16.1 — 1235,17 млн. т. УТ- 16.1.5.2 — 185,71 млн. т. УТ- 5.2.0 — 476,974 млн. т. УТ Общий объем прогнозных ресурсов, согласно результатам объемной оценки ресурсов, представленной в табл. 39, составил 2 027 354 тыс. т УВ условного топлива. Причем основная часть (ок. 75%) принадлежит двум зонам Новомихайловской и Геленджикской. На Лазаревскую зону приходится ок. 16% от общей массы.
В распределении объемов накопленных ресурсов УВ по фазам миграции наблюдается следующее распределение. Основная масса аккумулированных УВ (61%) приходится на фазу эмиграции 23. 16.1. Также довольно большим удельным весом (23%) в структуре ресурсов занимает масса аккумулированных УВ в последнюю фазу 5.2.0. Это большинство ловушек Новомихайловской и Лазаревской зоны. В среднем их ресурсы составляют 30−40 млн.т.
Рекомендуемыми ловушками для дальнейшего проведения ГРР и постановки детализационным работ, а также бурения параметрических и поисковых скважин являются следующие структуры. Ловушки 19 и 20 обладают наилучшими характеристиками основных четырех показателей УВ-системы: количество аккумулированных УВ, качество и мощность покрышек, качество и мощность коллекторов, временное соответствие.
Как альтернативный подход использовался геосииергетический метод оценки и моделирования ОПБ (Резников, 2007). Сопоставляя результаты, мы наблюдаем в них как схождения, так и расхождения. Общими выводами прогноза РТ-кондиций по отношению к данным бассейнового 'моделирования, проведенного в среде Petromod, являются некоторая завышенность прогнозных температур (6−10%), и заниженное давление (515%). Используя бифуркационную фазовую диаграмму, как и в случае анализа состава генерируемого флюида в среде Petromod, порядка 90% флюида залежей Туапсинского прогиба должно содержать нефть. Начальные суммарные ресурсы по результатам оценки геосинергетическим методом: QrH = 1515.14 млн.т. У. Т. Этот результат принят за 50% вероятность открытия ресурсов. При Qm = 909.1 млн.т. У. Т можно говорить о 90% вероятности, а при QrH = 2424.2 млн.т. У. Т — о 10% вероятности. В первом случае результаты объемной пофазной оценки заполненности ловушек составили QrH — 2027.35 млн.т. Очевидно, что объемы оцененных ресурсов двумя различными методами — одного порядка. Это говорит * о сходимости результатов и повышает достоверность прогнозируемых объемов углеводородов.
В целях верификации и сравнения приведем оценку ресурсов других авторов по Туапсинскому прогибу.
Оценка ООО «НПЭ» (Самойленко Ю.Н., 2005) — 2 880,1 млн. т у.т. (Кизвл=0.4, Объемно-статистический метод) — Резников А. Н., 1999 — 900 млн. т. у.т. (Геосинергетический метод) — ГНЦ ФГУГП Южморгеология (Л.Б. Мейснер, 2002) — 760 млн. т. у.т. при (Как =1%, Объемно-генетический метод) — Долинский И. Г., 2007 — 300 млн.т. у. т (Кизвл=0.3, Метод удельных плотностей) — Мейснер А. Л., 2010 г. — 984 млн.т. у.т. (Объемно-генетический метод).
Видно, что результаты оценки, представленные в настоящей работе, несколько отличаются от остальных. Каждая такая оценка сильно зависит на данном этапе ГРР от входных «граничных условий», которые в каждом случае авторской оценки являются гипотетичными и не верифицированы по факту глубинными скважинными данными. В большинстве приведенных авторских оценках довольно пространно определены коэффициенты аккумуляции и эмиграции. Стоит отметить, что применяя подход пофазной эмиграции, привязанной к палинспастическим построениям, автором уточнены вышеназванные коэффициенты по каждой отдельной ловушке. Обоснованно утверждать, что подход к оценке запасов является более детальным, чем используемая повсеместно объемно-генетическая методика. Тем не менее, подход достаточно прост и не требует сложного математического аппарата для вычисления фильтрационных моделей ЗД-моделирования и соответствующих затрат на приобретение комплекса, а также обучения персонала. Подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но и дифференцированно подойти к сравнительной оценке перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование ГРР и расчет экономики проектов, чтобы не вызывать удивление геологов, а также их работодателей, после «сухих» поисковых скважин на перспективных до бурения структурах.
Как уже было отмечено, помимо общенаучной значимости, решенные в диссертации задачи могут быть использованы в производственном процессе недропользователями, ведущими ГРР в Туапсинском прогибе. Компанией «Роснефть» вложены серьезные, по меркам региона, средства в целях, выяснения первоочередных структур для разбуривания, специалистами научно-технических и производственных подразделений компании обоснованы места заложения скважин. Тем не менее автор, широко используя возможности комплексного подхода бассейнового моделирования, предлагает следующие структуры, как первоочередные объекты: ловушки №№ 20 и 19.
Дальнейшая детализация и расширение прогнозного аппарата методик и подходов, объединяемых понятием «бассейнового моделирования» является одним из основных перспектив развития нефтяной геологии как предиктора направлений геологоразведочных работ на всех этапах.
