Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского

Глава 5. Перспективы нефтегазоносности Туапсинского прогиба и вала Шатского.

Восточно-Черноморский регион по И.О. Броду (1965 г.) относится к Восточно-Черноморскому нефтегазоносному бассейну (НГБ), который ограничен альпийскими складчатыми сооружениями Крыма и Большого Кавказа на севере и востоке, Малого Кавказа и горами Восточного Понта на юге. Западная граница проходит по хребту Архангельского и валу Андрусова.

В Восточно-Черноморском регионе как на суше, так и в море имеются нефтегазопроявления в мезокайнозойских отложениях, что свидетельствует о благоприятных перспективах нефтегазоносности этого НГБ. В 2005 г. в акватории Восточно-Черноморской впадины на глубине моря от 1700 до 2000 м (в районе г. Новороссийска) и 1100-1200 м (район г. Поти) сотрудниками ГНЦ ФГУГП <Южморгеология> и геологического факультета МГУ была отобрана нефть из голоценовых и новоэксинских илов и обломков брекчий среднего майкопа, приуроченных к грязевым вулканам. Донные осадки и породы здесь также насыщены метаном.

5.1 Обоснование нефтегазоматеринских толщ в геологическом разрезе, их глубинное залегание и площадное распространение

Основные данные о нефтегазоматеринских породах получены на прибрежной суше. Наиболее информативной была серия работ по проблеме нефтегазоматеринских пород региона, опубликованная специалистами МГУ О.К. Баженовой, Н.П. Фадеевой и др. Верхнеэоценовые и олигоценовые (майкопские) отложения оцениваются как основные нефтематеринские породы Черноморского региона. Исследования их генерационных возможностей показали, что значения ТОС составляют 0,2%-3,8%, водородный индекс достигает 600 мг УВ/г ТОС. Термическая зрелость органического вещества невысокая (Tmax до 434^o С). Кероген в эоцен-миоценовых отложениях II и III типов. Таким образом, эти отложения продуцировали нефть и газ.

Удалось также получить некоторые данные о нефтегенерационном потенциале глубоководной впадины Черного моря в рейсах, проводившихся по программе <Плавучий университет>. В.Н. Блиновой, Е.В. Козловой, А.Н. Стадницкой были проанализированы образцы глин, преимущественно, среднего майкопа из грязевулканических брекчий. Содержание Сорг. в глинистых породах изменяется от 0,6 до 9,3%. Значения генерационного потенциала (S₁+S₂) для глин изменяются в пределах от 0,7 до 17,9 кг УВ/т породы. Невысокие значения водородного индекса (HI=S₂/Copг), достигающие в отдельных образцах 360 мг УВ/г Сорг., характеризуют 0В, соответствующее керогену II и III типов. Максимальная температура пиролиза (Тмах) изменяется от 380^o до 440^oС. Это говорит о том, что сравнительно небольшая часть изученных образцов пород достигли главной зоны нефтеобразования (ГЗН).

В диссертации, по аналогии с Индоло-Кубанским и Керченско-Таманским прогибами, в Черном море выделены под дном моря следующие катагенетические зоны: ПК - до 3.0 км (Т^o≤ 90^o; R^o до 0,5); МК_1-2 - до 6.0 км (Т^o до 160^o; R^o до 0,85); МК₃ -6,0 км - 8,0 км (Т^o до 190^o; R^o = 0,85 - 1,15); МК_4-5 - 8,0 км - 10,0 км (Т^o до 220^o; R^o= 1,15-2,00) АК_1-2 - 10,0 км - 12,0 км (Т^o до 250^o; R^o= 2,00-3,5). Следовательно, в Восточно-Черноморской впадине и в Туапсинском прогибе верхнеэоценовые и нижнемайкопские отложения находятся, за исключением периферийных частей, в зонах МК₁ - МК₃, т.е. способны продуцировать нефть.

5.2 Нефтегазогеологическое районирование Восточно-Черноморского региона

Основными возможно нефтегазоносными областями (ВНГО) в северо-восточной части Черноморского региона являются ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского.

5.3 Выбор эталонов для ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского

В восточной акватории глубоководной впадины Черного моря нет глубокого бурения . Поэтому, для характеристики основных перспективных комплексов ВНГО Туапсинского прогиба и вала Шатского подобраны эталоны нефтегазоносных областей на суше. Такими эталонами являются НГО Западно-Кубанского прогиба и НГО Керческо-Таманского прогиба для ВНГО Тупсинского прогиба, а для ВНГО вала Шатского эталонами являются НГО Каневско-Березанского вала, Чаладидский НГР и Супсинский НГР.

5.4 ВНГО Туапсинского прогиба

Месторождения УВ в Туапсинском прогибе еще не обнаружены. Есть нефтегазопроявления в отложениях, возрастом от верхней юры до плиоцена.

Основными перспективными комплексами являются майкопский, среднемиоцен-плиоценовый комплексы. Более древние комплексы перекрыты олигоцен-миоценовой толщей, мощностью до 6-7 км и могут представлять интерес для поисков залежей УВ лишь в пограничных зонах с Западным Кавказом и с валом Шатского.

Прогнозируется суммарная мощность майкопских песчано - алевритовых коллекторов литологически экранированных залежей и пластово-сводовых залежей от 30 до 120 м, эффективная мощность от 4 до 16 м, пористость при глубинах залегания до 2.0 км от 10 до 25 %, проницаемость от 70 до 300мД. Предполагаемые фильтрацинно-емкостные свойства (ФЕС) среднемиоцен-плиоценового комплекса взяты по аналогии с месторождениями северного борта Западно-Кубанского прогиба, где мощность продуктивных пластов составляет от 70 до 200 м, эффективная мощность от 3 до 9 м, Пористость песчаников и алевролитов миоцена 15-25 %, проницаемость обычно от 15 до 100 мД. Глубины залегания залежей от 1,5 до 3,5 км.

Ловушки в Туапсинском прогибе будут связаны с глиняными складками. По аналогии с Керченско-Таманским прогибом, в Туапсинском прогибе можно предполагать пластово-сводовые ловушки, ловушки в песчаных прослоях на крыльях складок, литологически и тектонически экранированные. Каналами миграции углеводородов от нефтегазопроизводящих пород в ловушки могут быть как ядра диапиров, пронизанные многочисленными разломами, так и отдельные разломы. В северо-западной части прогиба имеются грязевые вулканы, которые являются наиболее эффективными каналами для миграции углеводородов. Флюидоупоры представлены глинами.

Намечены три главные зоны: северная, центральная зона и южная. ЗВНГН вытянутые. Их простирание определяется простиранием Туапсинского прогиба.

Северная зона включает складки, преимущественно, меловых и палеоцен-эоценовых пород. Площадь зоны 917 км², количество возможных ловушек - 13. Перспективы зоны можно оценить как средние на том основании, что вблизи этой зоны, на прилегающей суше, в меловых отложениях известно лишь одно забалансовое газовое месторождение Дообское и три крупных газопроявления, полученных в результате глубокого бурения.

Центральная ЗВНГН прогиба оконтурена в той части Туапсинского прогиба, которая характеризуется распространением наиболее мощных майкопских глин и где наиболее отчетливо выражены явления глиняного диапиризма, с приближением диапировых ядер к морскому дну. Площадь зоны 3200 км2, количество возможных ловушек - 26. Учитывая небольшую мощность среднемиоценовых-плиоценовых отложений на сводах складок, залежи, вероятнее всего, будут в этих отложениях на крыльях складок литологически и тектонически экранированные. Глубины залегания залежей 1,0 - 3,0 км под дном моря. По аналогии с месторождениями Таманского полуострова, коллекторы, в основном будут порового типа в песчано-алевритовых слоях, с эффективной мощностью до 25 м. Также возможны залежи в миоценовых рифовых известняках небольшой, до 20-30 м, мощности. Зона оценивается как перспективная, но уступающая в этом отношении южной зоне.

Площадь Южной зоны 2320 км², количество возможных ловушек - 23. Мощность майкопских глин здесь значительно меньше, явления диапиризма проявляются слабо. Майкопские отложения в сводовых частях складок перекрыты среднемиоцен-четвертичными отложениями мощностью до 1.0 - 1.5 км. Перспективны палеоцен-эоценовый, майкопский, а также миоцен-плиоценовый комплексы. Основные залежи предполагаются в миоцен-плиоценовых отложениях антиклинального, пластово-сводового типа. Предполагаемые параметры залежей взяты по аналогии с месторождениями северного борта Западно-Кубанского прогиба, где мощность продуктивных пластов составляет 70-200 м, эффективная мощность 3-9 м, Глубины залегания залежей 1,5-3,5 км под дном моря. Перспективы зоны оцениваются как высокие.

Активная неотектоника имеет двоякое значение для сохранности залежей УВ. Сильное погружение Черноморской впадины в плиоцен-четвертичное время способствовало сохранению залежей, а рост складок, часть из которых выражается в рельефе дна, привел к значительному сокращению мощности перспективного миоценового комплекса и, возможно, к разрушению залежей.

5.5 ВНГО вала Шатского

Вблизи вала Шатского в западном Закавказье известны нефтяные месторождения Чаладиди в меловых породах и Супсинское в сарматских песчаниках. Нефтегазопроявления известны в породах стратиграфического диапазона от нижней юры до плиоцена. На морском грязевом вулкане Долговского на валу были обнаружены карбонатные корки и микробиальные маты, свидетельствующие о современном интенсивном метановыделении.

Основные перспективные комплексы на валу Шатского, которые изучались сейсморазведкой - верхнеюрские и нижнемеловые отложения. Нижне-среднеюрские комплексы сейсморазведкой не изучены.

Мощность верхнеюрских отложений около 1 км. Потенциальными коллекторами могут быть трещинные и рифовые известняки верхней юры-нижнего мела с пористостью до 11%. Мощность нижнемелового комплекса на сводах структур около 0,5 км. Нижнемеловые образования обладают невысокими ФЕС (пористость 6,0% - 10,0% и проницаемость около 30 мД), но в результате вторичных преобразований развивалась повышенная трещиноватость, о чем свидетельствуют мощные притоки пластовых вод.

Флюидоупоры представлены, преимущественно, плотными глинами, в верхнеюрских отложениях флюидоупорами могут служить соленосные пласты.

По кровле юры, а также в нижнемеловых отложениях на валу Шатского установлен ряд пологих локальных поднятий, амплитуды которых измеряются двумя-тремя сотнями метров. В северо-западной половине вала эти поднятия, вероятно, связаны с магматическими образованиями байосса. Некоторые поднятия в верхнеюрских-нижнемеловых отложениях интерпретируются как рифогенные образования. В вышележащих отложениях амплитуда поднятий становится значительно меньше и основная часть потенциальных антиклинальных ловушек раскрывается.

На неотектоническом этапе развития Черноморской впадины разломы на валу Шатского действовали как каналы миграции углеводородных флюидов. Долгоживущий разлом вдоль юго-западной границы вала образовал зону вертикальной деструкции, по которой происходило интенсивное движение флюидов. Об этом свидетельствует широкое распространение здесь такого сейсмического атрибута, как динамические аномалии типа <яркое пятно>. Открыт ряд грязевых вулканов в северо-западной части вала Шатского.

Очертания крупных сводовых поднятий вала дают изометричные контуры ЗВНГН. Локальные поднятия пород мезозоя и нижнего палеогена по скоплениям возможных антиклинальных ловушек объединены в пять зон возможного нефтегазонакопления: Северо-Черноморскую ЗВНГН, площадью 7580 км², количеством возможных ловушек-14 Восточно-Черноморскую ЗВНГН площадью 2600 км², количеством возможных ловушек - 11 (одна из которых крупная, остальные - мелкие), Южно-Адлерскую ЗВНГН площадью 2730км², количеством возможных ловушек - 7 (одна из которых крупная, остальные - мелкие), ЗВНГН Северного склона площадью 1070 км², количеством возможных ловушек - 5, Гудаутскую ЗВНГН площадью 2000 км² (на Гудаутском своде имеется три небольших антиклинальных осложнения).

По показателям площади и количеству возможных ловушек наиболее перспективна Северо-Черноморская ЗВНГН, перспективны Восточно-Черноморская, Южно-Адлерская, Гудаутская ЗВНГН. ЗВНГН Северного склона имеет среднюю перспективность.

Глубины залегания верхнеюрского перспективного комплекса в зонах нефтегазонакопления от 2 км до 5 км под дном моря. Наименее погружен этот комплекс в Гудаутской ЗВНГН и наиболее погружен на Северо-Черноморской ЗВНГН.

Перспективным для возможного обнаружения ловушек УВ неантиклинального типа является выполнение погребенной среднемиоценовой долины на северном склоне вала Шатского. Там не исключено нахождение песчаных линз в сарматских и мэотических отложениях, связанных с песчано-алевритовыми русловыми и дельтовыми отложениями.

Оценка прогнозных ресурсов углеводородов по категории Д₂ Туапсинского прогиба и вала Шатского проведена объемно-генетическим методом количественной оценки ресурсов нефти и газа. Для Туапсинского прогиба прогнозные ресурсы составляют 718 млн. т нефти и 266 млрд. м³ газа, а для вала Шатского - 1456 млн. т нефти и 433 млрд. м³ газа.