Д.Е. Вахания, (НК “Грузнефть”)
З.В. Мгеладзе, (Грузинский технический Университет)
В результате геолого-геофизических исследований и буровых работ в Грузии были открыты залежи нефти и газа и зафиксированы многочисленные нефтегазопроявления. Сопоставление поверхностных выходов нефтегазопроявлений из разновозрастных пород осадочного чехла с их глубинными аналогами должно оказать существенную помощь при оценке перспектив нефтегазоносности и разработке рекомендаций. Наиболее древней стратиграфической единицей, с которой связаны поверхностные выделения нефти и газа, являются кварц-аркозовые песчаники, аргиллиты и глинистые сланцы тоара и аалена (рис. 1).
![]()
Рис. 1. СХЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕПРОЯВЛЕНИЙ В ОСАДОЧНОМ ЧЕХЛЕ ЗАПАДНОЙ ГРУЗИИ Обильное нефтегазопроявление отмечено из родника жидкой нефти с выделением горючего газа (с сероводородной водой) из нижнего байоса у с.Цона. Выделение жидкой нефти и газа из вулканогенных пород наблюдалось при проходке штолен на баритовом месторождении у с.Чорди, а газопроявления отмечались в процессе бурения у Сачхере. Метановый газ из сероводородных источников наблюдается вблизи курорта Кверети. С верхним байосом связано высачивание нефти у с.Верхний Теделети, в структурных скважинах Ткибульского угольного месторождения были получены устойчивые притоки метанового газа, а на участке Шаорского угольного месторождения наблюдались обильные проявления нефти. В юго-восточной части Колхидской зоны в процессе бурения структурных скважин (у сел Маглаки и Парцханаканеви) при поисках подземных хранилищ газа из верхнего байоса были получены притоки газа. Особого внимания заслуживают приток газа и нефтепроявления из батского яруса в скважинах, заложенных у с. Кутаиси, и нефтегазопроявления, отмеченные в процессе бурения у Очамчире. В процессе бурения в пределах Ткварчельского угольного месторождения наблюдались обильные выделения метанового газа. В разрезе нижнего бата в окрестностях сел Оджола и Дгнориса выделяются пачки битуминозных горючих сланцев, а Дзмуиси – высачивание нефти из верхнебайос-батских отложений. На западной периферии Окумского структурного мыса в процессе структурного бурения из верхней юры отмечался выброс метанового газа с дебитом 5000 м3/сут, а с глубины 940-1140 м был получен слабый приток нефти (Вахания Д.Е., 1984; 2001; Мехтиев Ш.Ф., 1985; [3]). В 1990 г. в глубокой поисковой скважине у с.Окуми первоначальный приток нефти из этих же отложений составил 20-25 т/сут, а в процессе опробования глубокой скв. 1 у Очамчире был получен приток хлоркальциевой воды с выделением метанового газа (Вахания Е.К., 1976; [2]). Обильные нефтегазопроявления из верхнеюрских отложений наблюдались в процессе глубокого бурения на многих участках Колхидской (западной) зоны погружения Грузинской глыбы. У сел Чибреви и Корта (Рача) с песчаниками и известняками верхней юры связаны выделения жидкой нефти и горючего газа. В Джавском районе в процессе бурения разведочной скважины с глубины 130-140 м был поднят керн рифогенных известняков верхнего оксфорда, трещины которого были заполнены полужидкой нефтью. Такие же признаки нефти наблюдаются по трещинам доломитов и доломитовых известняков всей верхнеюрской карбонатной толщи, слагающей Гагрский хребет и смежные участки Западной Абхазии [2, 3]. В процессе бурения гидрогеологических скважин в окрестностях Гагры из карбонатной толщи верхней юры получены нефтегазопроявления, сопровождающие приток сероводородной воды. Многочисленные нефтегазопроявления были зафиксированы из байос-батских и верхнеюрских отложений в процессе бурения в разных районах Колхидской зоны. В нижнемеловых отложениях поверхностные нефтепроявления в виде загустевшей нефти и полужидкого асфальта наблюдаются в обнажениях известняков нижнего мела на разных площадях южного склона Гагрского хребта (особенно по Черноморскому побережью). Нефтегазопроявления были получены в процессе бурения глубоких скважин на ряде площадей Колхидской зоны (Вахания Е.К., 1976; [2]). Восточнее, в Амбролаурском районе (по р.Риони), в разрезе барремского яруса выделяется пачка тонкослоистых плитчатых битуминозных темных мергелей и известняков. В верхнемеловых отложениях в 50-х гг. у с.Чаладиди была открыта залежь нефти, которая связана с трещиноватыми известняками верхнего мела. Проявления из верхнего мела метанового газа (с минерализированной водой) наблюдались во время бурения у с.Телети, а из палеоцена – нижнего эоцена дебит газа составил 250 тыс. м3/сут (рис. 2).
![]()
Рис. 2. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В Притбилисском районе в результате геолого-разведочных работ были открыты эксплуатируемые до сегодняшнего дня нефтегазовые залежи, связанные с трещиноватыми вулканогенными породами среднего эоцена. Эти массивные залежи сводового типа, имея надежную покрышку в виде глинисто-песчанистых отложений верхнего эоцена, обладают водонапорным режимом (многие скважины вступили в эксплуатацию при дебите от 500 до 1000 т/сут), а в процессе бурения в окрестностях Тбилиси на Самгорской, Телетской и Руставской площадях из различных слоев палеоцен-эоцена были зафиксированы обильные проявления нефти, сопровождаемые сероводородной водой с газом. Эти данные в совокупности с литофациальной и структурной характеристиками осадочного чехла позволяют относить верхнемеловые и палеогеновые отложения в пределах юго-восточной Грузии к перспективным комплексам для поисков в них скоплений нефти и газа (Гамкрелидзе И.П., 1999; Мгеладзе З.В., 1991; Папава Д.Ю., 1976). В структурных скважинах, пробуренных у сел Ахалкалаки и Метехи, из верхнеэоценовых отложений были получены притоки нефти, а в процессе бурения у с.Кавтисхеви из эоценовых отложений наблюдались обильные нефтегазопроявления. В среднеэоценовой вулканогенной толще с давних времен известны поверхностные выходы нефти, а нефтегазопроявления из этой толщи наблюдались в процессе бурения и в Гурии. С молассовой формацией олигоцен-плиоцена в пределах Закавказской межгорной области кроме многочисленных нефтегазопроявлений связаны залежи нефти [1-5]. При этом значительные нефтегазопроявления отмечаются в олигоцене – нижнем миоцене прибрежной части Колхидской зоны (рис. 3).
![]()
Рис. 3. СХЕМА РАСПОЛОЖЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ СТРУКТУР НА НЕФТЬ И ГАЗ Из поверхностных нефтегазопроявлений следует отметить: 1 – пачку (5-10 м) нефтеносных белых кварцевых песчаников олигоцена, трансгрессивно перекрывающих отложения нижнего мела и верхней юры; 2 – капельно-жидкое высачивание нефти из трещин септарий глинистой толщи той же серии у сел Мугти и Чониши; 3 – выходы нефти из нижнеолигоценовых песчаников, несогласно залегающих у с.Теделети в верхнем байосе. Из среднемиоценовых отложений нефтегазопроявления известны только на северном склоне Имеретинского хребта, где с песчаниками караганского горизонта связано капельно-жидкое высачивание нефти. Нефтегазопроявления (с водой) наблюдались из различных отложений миоцен-плиоцена в процессе бурения скважин на ряде площадей Колхидской зоны. Для выявления нефтегазоносности в молассовой формации важное значение имеет характеристика старых залежей нефти [1-5]. Можно отметить, что нефтегазоносность связана с различными по возрасту и составу породами осадочного чехла Грузинской глыбы, начиная от тоара и аалена вплоть до плиоцена. Нефтепроявления известны и в постплиоценовых слоях (Гурия), а битумоносные пески связаны с Черноморской террасой. Учитывая способность миграции УВ на большие расстояния, можно полагать, что значительная часть отмеченных нефтегазопроявлений или залежей имеет собственный источник и связана с более благоприятными для нефтегазонакопления породами, но определить их генезис из-за отсутствия достаточных геохимических анализов затруднительно. Однако закономерность распределения нефтегазонасыщенности осадочного чехла с учетом литофациальной, структурно-тектонической и физико-химической характеристик способствует более правильному выбору поисковых объектов на нефть и газ. Резко неравномерное размещение залежей нефти и газа в земной коре обусловлено различным геологическим строением и особенностями истории развития, а также вертикальной зональностью гидрогеохимических условий формирования залежей. Необходимо также учитывать, что в разных регионах Грузинской глыбы мощность осадочного чехла колеблется от 3-4 (Имеретинская зона воздымания) до 8-10 км (Колхидская и Картлийская зоны погружения) и достигает до 14-15 км (Кахетинская зона погружения). Известно, что первичная миграция происходит в потенциальных коллекторах, где УВ-флюиды накапливаются под водоупорными породами, а излишние флюиды начинают мигрировать латерально. Процесс миграции становится более интенсивным при активных тектонических движениях, когда нефть и газ достигают наиболее приподнятых структурных форм, а находящаяся пластовая вода поддерживает постоянное давление. Анализ и обобщение фактического материала по закономерностям залегания нефти, газа и воды не оставляют сомнения в том, что материалом для нефтегазообразования служат мантийное вещество и рассеянное ОВ (РОВ). Материнским веществом для образования нефти, с одной стороны, являются газопаровая смесь, которая своим происхождением обязана дегазации мантии, магматической деятельности, а в глубинных депрессиях еще и расщеплению керогена пород под влиянием высоких температур, а с другой – РОВ пород, с которыми соприкасается газопаровая смесь* (Мехтиев Ш.Ф., 1985; Гамкрелидзе И.П., 1999). Процессы нефтеобразования протекают в очагах глубокого заложения [1-4]. Вместе с тем теория тектоники литосферных плит, повлекшая за собой пересмотр общепризнанных теоретических представлений, обусловила новый подход к выявлению закономерностей размещения в земной коре полезных ископаемых, в том числе нефти и газа, и по-новому осветила проблему их происхождения. В частности, она указала на возможность генерации УВ в зонах подвига плит (субдукции) за счет термолиза ОВ, затянутого туда вместе с осадками, и их миграцией из-под надвинутых структур. Известно, что глубинные разломы и рифтовые структуры оказывают влияние на нефтегазонакопление. * Редколлегия журнала не разделяет мнение авторов об участии в процессах нефтеобразования газопаровой смеси, образующейся за счет дегазации мантии и вулканической деятельности. Признаки нефтегазоносности делятся на две группы: прямые и косвенные. К прямым относятся:
Косвенные признаки определяются:
Для оценки нефтегазоносности важное значение имеют: расположение региона в тектонических зонах; мощность осадочного чехла; наличие в отдельных формациях нефтегазопроизводящих, потенциальных коллекторов и водоупорных пород; гидродинамический режим; конфигурация локальных складок; наличие поверхностных разрывных нарушений и глубинных разломов; распространение вулканогенных пород большой мощности; наличие интрузивных тел; присутствие соленосных отложений. В разрезе юрского комплекса нижнебайосские и верхнебатские породы содержат как проницаемые потенциальные коллекторы (гранулярные и трещинные), так и водоупорные горизонты. Спорным является вопрос о благоприятности нефтегазообразования глинистых пород верхнего байоса и батского яруса, так как, с одной стороны, требуются детальные геохимические анализы, а с другой – могут ли только нижнеюрские породы (1000-3000 м) насытить вышезалегающие коллекторы – тоар-ааленского (1000 м), верхнебайосского (500-1000 м), батского (300 м) ярусов, верхней юры (500 м) и нижнего мела (500 м) УВ-флюидами. Из этих комплексов только верхнеюрская карбонатная толща и глинистые породы нижнего бата могут быть благоприятными для нефтегазообразования [2, 3]. Анализируя данные геохимии и гидрогеологии, можно сказать, что нижнемеловые отложения (за исключением некоторых участков) в основном насыщены термально-лечебными высокотемпературными водами. С верхнемеловой карбонатной толщей связана Чаладидская залежь нефти. В обеих формациях в процессе глубокого бурения на ряде площадей Колхидской зоны наблюдались обильные нефтегазопроявления. Из палеоген-неогеновых комплексов можно выделить миоценовые песчаники, с которыми в различных районах связаны нефтегазопроявления, а в Гурии – залежи нефти (см. рис. 1). В Картлийской зоне нижнеюрская нефть, вероятно, сохранилась в структурах западной и северной частей данной зоны, о чем свидетельствуют эффективные проявления, зафиксированные в пределах соответственно Гагрско-Джавской и Имеретинской зон. Из мел-палеогеновых и неогеновых отложений в первую очередь заслуживают внимания верхнемеловая карбонатная толща (особенно в южной части) и песчаники олигоцен-миоцена. На территории Грузии выявленные залежи, возможные скопления нефти и газа можно сгруппировать в следующем порядке:
В прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря вероятность открытия залежей увеличивается в связи с более благоприятными геодинамическими и структурно-тектоническими условиями. В осадочном чехле Грузинской глыбы и смежных территориях все перечисленные нефтегазосодержащие породы перекрыты водоупорными глинистыми породами тоар-ааленского и байос-батского ярусов, верхней юры, альб-сеноманского ярусов, палеоцен-эоцена, олигоцена-миоцена и плиоцена. Вместе с тем водоупорами могут служить лавы, дайки, соленосные породы, глины и др. Проблема дифференцированного прогнозирования зон преимущественно нефте- и газонакопления связана с изучением пространственной фазовой зональности УВ. Поскольку литология и мощность пород определяют генерацию УВ, о чем свидетельствуют проявления и залежи нефти и газа как в пределах Закавказской межгорной области, так и складчатой системе Малого Кавказа и прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря, нефтегазоносность мезо-кайнозойского осадочного чехла всех зон (тектонических и нефтегазоносносных) Грузинской глыбы следует рассматривать в совокупности со смежными районами. Таким образом, осадочный чехол Грузии характеризуется обилием нефтегазопроявлений, число которых увеличилось в результате бурения в разных районах. Интенсивная добыча нефти в Грузии началась с 1940 г. и до 1973 г. было открыто 7 нефтяных залежей (Супса, Чаладиди, Норио, Сацхениси, Тарибани, Мирзаани, Шираки). С 1974 г. в Притбилисском районе был открыт высокоэффективный нефтегазоносный горизонт в вулканогенно-осадочной свите среднего эоцена (Самгори-Патардзеули, Телети, южный купол Самгори), в результате эксплуатации которого с 1980 г. добыча нефти возросла до 3,5 млн т/год. В последующий период (с 1984 г.) было открыто еще 6 залежей нефти и газа (Рустави, Западное Рустави, Ниноцминда, Мцарехеви, Назарлеби и Байда) в отложениях палеоцен-эоцена и олигоцен-плиоцена (см. рис. 1, 2). Для поддержания уровня добычи нужно открывать залежи с промышленными запасами 25-30 млн т. Решить задачу можно только с помощью детальных геолого-геофизических, гидрогеологических, геохимических исследований и поискового бурения. Территория Грузии изучена неравномерно, что обусловлено, во-первых, распределением в осадочном чехле нефтегазопроявлений, за счет которых были освоены старые залежи и смежные с ними участки, во вторых, часть поисковых объектов перекрыта рыхлыми галечниками плиоцен-постплиоцена, заболоченными участками, густо населенными пунктами с резко расчлененным рельефом, что препятствовало проведению сейсморазведочных работ. Изучение глубинного строения мезо-кайнозойского осадочного чехла Грузии всегда вызывало интерес среди ученых. С 1980 г. в акватории Черного моря проводятся геофизические исследования разными экспедициями причерноморских стран (совместно с Италией и Францией). Сегодня поисковые работы в пределах акватории морей и океанов осуществляются во многих странах. По аналогии можно считать, что в подобных структурно-тектонических условиях в акватории Черного моря следует ожидать значительные по запасам скопления нефти и газа. Прогнозная оценка ресурсов нефти по основным поисковым объектам Колхидской зоны составляет 400 млн т, а в пределах прилегающей к Западной Грузии акватории Черного моря – около 1 млрд т, при этом учитываются глубокозалегающие (> 5 км) участки. В Имеретинской зоне прогнозные ресурсы по перспективным структурам составляют 200 млн т, в Картлийской зоне и смежных с ней районах – около 600 млн т. До 1995 г. в Грузии суммарная добыча нефти составила около 30 млн т, из них основная часть приходится на Притбилисский район. Остаточные промышленные запасы нефти составляют 30 млн т. Резерв, который в результате бурения можно перевести в промышленные запасы, на сегодняшний день определяется в 40 млн т (на суше). Прогнозные ресурсы газа на суше Грузии в целом определяются в 170 млрд м3, а перспективны газоносности осадочного чехла восточной части акватории Черного моря будут уточнены после изучения высокоаномальных зон концентрации газогидратов и участков метановыделений со дна акватории (таблица). ![]()
Для правильного выбора основных направлений поисковых работ рекомендуется:
ЛИТЕРАТУРА
|