VIP Studio ИНФО Плей-анализ на примере Афгано-Таджикской впадины
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Н.А. Крылов, М.С. Кучеря,  (ВНИИгаз)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-4
 

 

“Плей” – совокупность однотипных месторождений открытых или предполагаемых, поиски и разведка которых ведутся по одной методике и одинаковым комплексом технических средств, сосредоточенных в одном нефтегазоносном комплексе в пределах одной тектонической зоны, включающей один или несколько смежных структурных элементов. Плеи как геологические объемы, содержащие однотипные месторождения, могут сменять друг друга в вертикальном разрезе или латеральном направлении. Плеи могут иметь прерывистый характер в геологическом пространстве. “Плей” – понятие, широко используемое в англоязычной геологической литературе [4, 5]. Русским синонимом “плея” является “направление геолого-разведочных работ” (Крылов Н.А., 1982; [2]).

Плей-анализ начинается с разделения всего геологического пространства, перспективного для поисков УВ, на плеи. В рамках плей-анализа изучается геологическое строение выделенных плеев и проводится ретроспективный анализ результатов геолого-разведочного процесса с определением коэффициента успешности разведки, размеров месторождений, фонда подготовленных к бурению структур и их параметров. Это, в свою очередь, позволяет уточнить объем неразведанных ресурсов УВ, глубину бурения поисковых и разведочных скважин и дать прогноз средних запасов вновь открываемых месторождений (а также всего вероятного набора неоткрытых месторождений при достаточном объеме статистических данных по открытым месторождениям) в плее и эффективности работ в перспективе. Рассмотрим на конкретном примере главные аспекты геологического анализа плеев.

Проведем плей-анализ на примере Афгано-Таджикской впадины, межгорной впадины Памиро-Гиссарской горной системы, выполненной мощными комплексами мезозойских и кайнозойских отложений. Афгано-Таджикская впадина расположена в пределах Юго-Западного Таджикистана, Южного Узбекистана и Северного Афганистана. В мезо-палеогеновое время развитие современной впадины шло по платформенному типу. Вплоть до олигоцена эта впадина, совместно с мегантиклиналью юго-западных отрогов Гиссарского хребта и Амударьинской синеклизой, являлась частью единого седиментационного бассейна со сходной историей тектонического развития отдельных районов (Крылов Н.А., Васильев Е.П. и др., 1974). Об этом свидетельствуют распространение однотипных платформенных формаций на всей указанной территории, близкие значения мощностей и характера их изменений с субширотной палеотектонической и фациальной зональностью [3]. В результате неоген-антропогеновой активизации тектонических движений произошло формирование современной структуры Афгано-Таджикской впадины, характеризующейся сложной надвиговой тектоникой, которая за счет сильного сжатия с востока в западном направлении сформировала систему сложных складчатых аллохтонов со срывом по соленосным отложениям верхней юры, разделив осадочное выполнение впадины на два различных структурных этажа: подсолевой юрский и надсолевой. В надсолевом этаже обособились Кулябский, Вахшский и Сурхандарьинский прогибы с разделяющими их зонами поднятий (рис. 1).

 

Рис. 1. СХЕМА ТЕКТОНИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ АФГАНО-ТАДЖИКСКОЙ ВПАДИНЫ
1 – выходы на поверхность палеозойских образований; граница: 2 –  впадины, 3 – тектонических элементов Афгано-Таджикской впадины

 

В пределах Афгано-Таджикской впадины можно выделить целый ряд плеев: в подсолевом этаже один генерализованный и в вышележащих отложениях несколько, с  учетом структуры надсолевого этажа. В надсолевом комплексе выделим и рассмотрим следующие основные плеи: палеогеновые и сенонские отложения крупных депрессий (Сурхандарьинский, Вахшский и Кулябский прогибы); палеогеновые (и, возможно, сенонские) отложения восточного и западного бортов Вахшского прогиба под надвигами Обигармской и Кафирниганской антиклинорных зон; подтуронские меловые отложения Вахшского, Кулябского и Сурхандарьинского прогибов; мезозойские и палеогеновые отложения Душанбинского прогиба.

По степени перспектив особо можно выделить плей верхнеюрские подсолевые карбонатные отложения Афгано-Таджикской впадины. По площади это самый крупный плей, который охватывает всю территорию впадины. Подсолевые отложения изучены бурением только на западе впадины, в Байсунском прогибе, ввиду того, что на остальной части впадины они находятся на значительной глубине (видимо, > 6000 м) из-за сложной надвиговой тектоники и сгруживания масс в антиклинорных зонах аллохтонов. Проведенные сейсморазведочные работы пока не дают четких представлений о геологическом строении плея. Несколько десятков глубоких скважин, пробуренных на юрские отложения за пределами Байсунского прогиба, не вскрыли целевые отложения.

Несмотря на незначительный объем фактического материала, по аналогии с Байсунским прогибом и более западными районами юго-западных отрогов Гиссарского хребта, верхнеюрские отложения оцениваются как высокоперспективные. Для суждения о качественных и количественных показателях продуктивности верхнеюрских карбонатов Афгано-Таджикской впадины эталоном является месторождение Гаджак в Байсунском прогибе, в самой западной части впадины. Предварительно оцененные запасы газа этого месторождения составляют > 100 млрд м3. Месторождений такого масштаба в Афгано-Таджикской впадине ни в одном другом плее открыто не было. Количественная оценка прогнозных ресурсов газа этого плея неоднозначна, но обычно превышает 1 трлн м3.

Опыт разведки месторождения Гаджак показал, что газ верхнеюрских карбонатных отложений характеризуется высоким содержанием сероводорода (до 6,15 %), дебиты скважин варьируют в широких приделах – от 124 тыс. до 2,4 млн м3/сут. Разведка подсолевых отложений осложняется аномально высокими пластовыми давлениями (до 6,6 МПа на глубине 3,0-3,5 км), наличием мощной толщи рапоопасных солевых отложений (до 600 м), что ведет к увеличению числа аварийных скважин и применению более технологичных методов бурения скважин, что, в свою очередь, увеличивает затраты на бурение.

Освоение ресурсов этого плея связано с целым рядом проблем: не изучены истинные глубины залегания и не выделены за пределами Байсунского прогиба участки, где юрские отложения достижимы бурением (< 6 тыс. м); не выяснена структура; нет ни одного подготовленного или достоверно установленного локального перспективного объекта; не изучены фациальные условия карбонатной толщи, в частности положение прибрежных фаций, фаций биогермов, восточная граница развития карбонатов и др.

В силу неясности этих проблем, весь карбонатный комплекс выделяется как единый генерализованный плей. По аналогии с юго-западными отрогами Гиссара карбонатная толща верхней юры в пределах Афгано-Таджикской впадины может быть представлена тремя группами фаций, характеризующихся разной продуктивностью: слоистых карбонатов (шельфовые фации), биогермно-рифовых известняков (условно рифовые фации) и глубоководных фаций с единичными биогермами. В зоне развития шельфовых фаций дебиты скважин изменяются от 400 до 100 тыс. м3/сут. Рифовые фации характеризуются более высокой продуктивностью. В перспективе рассматриваемый плей может быть разделен на более мелкие: или по элементам подсолевого структурного плана, или по фациальным особенностям карбонатного комплекса, которые пока остаются невыясненными.

Данный генерализованный плей на современной стадии изучения должен являться объектом, прежде всего, региональных работ для решения перечисленных проблем.

    Палеогеновые и сенонские отложения на антиклинальных структурах в Кулябском мегапрогибе, Вахшском прогибе и Сурхандарьинском мегапрогибе Афгано-Таджикской впадины. Плей охватывает три прогиба, разделенных Обигармской и Кафирниганской зонами поднятий (рис. 2).

 

Рис. 2, A.  ПЛЕЙ ПАЛЕОГЕНОВЫЕ И СЕНОНСКИЕ
ОТЛОЖЕНИЯ НА АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУРАХ АФГАНО-ТАДЖИКСКОЙ ВПАДИНЫ

 
 

Рис. 2, Б.  ПЛЕЙ ПАЛЕОГЕНОВЫЕ И СЕНОНСКИЕ
ОТЛОЖЕНИЯ НА АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУРАХ АФГАНО-ТАДЖИКСКОЙ ВПАДИНЫ

 
 

Рис. 2, В.  ПЛЕЙ ПАЛЕОГЕНОВЫЕ И СЕНОНСКИЕ
ОТЛОЖЕНИЯ НА АНТИКЛИНАЛЬНЫХ СТРУКТУРАХ АФГАНО-ТАДЖИКСКОЙ ВПАДИНЫ
А – Сурхандарьинский мегапрогиб: граница: 1 – Афгано-Таджикской впадины, 2 – тектонических элементов; 3 – нефтяные месторождения: 1 – Миршады, 2 – Коштар, 3 – Ляльмикар, 4 – Джалаир, 5 – Хаудаг, 6 – Кокайты, 7 – Актау, 8 – Учкызыл, 9 – Джейранхона, 10 – Корсаглы, 11 – Амударья, 12 – Южная Курганча; структуры: 4 – выявленные, 5 – предполагаемые; Б – Вахшский прогиб: 1 – контуры структур; 2 – флексурно-разрывные зоны; 3 – взбросы и взбросонадвиги; 4 – прочие разрывные нарушения; 5 – зона нефтегазонакопления; 6 – граница Вахшского прогиба; 7 – скважины: а – параметрические, б – поисковые, в – разведочные; месторождения: 1 – Кызыл-Тумшук, 2 – Акбаш-Адыр, 3 – Кичик-Бель; В – Кулябский мегапрогиб: 1 – контуры структур; 2 – взбросы и взбросонадвиги; 3 – прочие разрывные нарушения; граница: 4 – Кулябского прогиба, 5 – Афгано-Таджикской впадины; 6 – зона нефтегазонакопления; 7 – скважины: а – параметрические, б – поисковые, в – разведочные; месторождения: 1 – Бештентяк, 2 – Сульдузы, 3 – Южный Пушион, 4 – Ходжасартис, 5 – Узунохор

 

Объединение в одном плее палеогеновых и сенонских отложений аргументируется тем, что эти отложения сближены в разрезе, имеют карбонатные коллекторы и представляют собой один этаж поисков. Газоносность сенонских отложений (V горизонт) установлена на месторождениях Кызылтумшук Вахшского прогиба и Ляль-Микар в Сурхандарьинском мегапрогибе.

Возраст нефтегазоносных коллекторов, их литологический состав, коллекторские свойства, строение и состав покрышек на месторождениях, расположенных в трех прогибах, весьма близки. Объединение в едином плее трех разобщенных поднятиями прогибов аргументируется принципиальным сходством развитых здесь в палеогене и сеноне залежей и единством условий поисково-разведочных работ. В связи с этим, такое соединение представляется нам обоснованным и более рациональным. Вместе с тем можно рассматривать этот комплекс раздельно в трех прогибах, в качестве отдельных плеев, но такое решение не представляется лучшим.

Дифференциация плея на более мелкие единицы почти всегда возможна и целесообразна. В данном конкретном плее в каждом из прогибов выделяются зоны нефтегазонакопления, контролируемые линейными антиклинальными зонами субмеридионального простирания. Так, в Кулябском прогибе выделяются пока две зоны нефтегазонакопления: Сульдузы-Бештентякская и Ходжасартис-Южнопушионская.

В объеме плея отмечаются вариации распространения коллекторских свойств продуктивных горизонтов, свойств нефтей и структурных характеристик складок. Например, учитывая развитие в Кулябском мегапрогибе соляных диапиров, здесь возможно наличие приштоковых, экранированных солями ловушек. В Сурхандарьинском и Вахшском прогибах открытые месторождения содержат залежи высоковязкой нефти на глубине до 3 км, приуроченные к узким антиклинальным ловушкам, разбитым продольными нарушениями. Залежи Кулябского мегапрогиба характеризуются наличием газовых шапок и нефтяных оторочек, которые приурочены к отдельным блокам, ограниченным продольными и поперечными нарушениями. Залежи массивные и содержат маловязкие нефти.

Нефтегазоносность плея установлена открытием месторождений: 3 – в Вахшском прогибе, 5 – в Кулябском и 12 – в Сурхандарьинском прогибе [1]. В Кулябском прогибе выявлено 8 структур, Вахшском – 10, Сурхандарьинском – 16. В Вахшском и Кулябском прогибах – по 2 подготовленные структуры и в Сурхандарьинском прогибе – 6 структур. Глубина поисковых скважин на этот плей варьирует в широких пределах: от 1,5 до 5,0 тыс. м. Достигнутый коэффициент успешности разведки в Вахшском прогибе составляет 0,13, Кулябском – 0,18, самый высокий коэффициент успешности достигнут в Сурхандарьинском прогибе – 0,4. Залежи в палеогеновых отложениях в основном нефтяные. Для плея характерна низкая степень заполнения ловушек нефтью, которая находится в пределах 0,3-0,4.

Оценка прогнозных ресурсов в Афгано-Таджикской впадине проводилась не по плеям, а стратиграфическим комплексам и структурным элементам. Неразведанные ресурсы палеогена трех рассматриваемых прогибов суммарно составляют 160 млн т. К ним следовало бы прибавить ресурсы сенонского надъяруса и вычесть ресурсы поднадвиговых структур, соизмеримые по объему. В связи с этим, неразведанные ресурсы плея в первом приближении можно принять в объеме 160 млн т н.э.

Ресурсы УВ категории С3 (извлекаемые) палеогеновых отложений Вахшского прогиба составляют 3,2 млн т усл. топлива, Кулябского – 2,5 млн т усл. топлива, Сурхандарьинского – 51,8 млн т усл. топлива.

Степень разведанности начальных суммарных ресурсов (НСР) в Кулябском прогибе составляет 15,2 %, Вахшском – 12,5 %, Сурхандарьинском прогибе – 13,4 %. Такая степень освоения ресурсов дает основание к ожиданию повышения эффективности в ходе дальнейших работ. Все месторождения плея мелкие по запасам. Для построения модели распределения числа месторождений этого конкретного плея по классам крупности статистического материала оказывается недостаточно, а это не позволяет дать математически обоснованный прогноз распределения неоткрытых месторождений по классам крупности. По экспертным оценкам средний запас вновь открываемых месторождений УВ в Кулябском прогибе составит 1,5-2,0 млн т н.э, Вахшском прогибе – 2,0-2,5 млн т н.э., а в Сурхандарьинском прогибе – 4-5 млн т н.э.

Разработка месторождений ведется на естественном водонапорном режиме, коэффициент извлечения нефти для высоковязких нефтей невысокий и составляет не более 0,2.

В этом плее, по оценке авторов статьи, в ближайшие 2-3 года в палеогеновом комплексе возможно открытие небольших по запасам преимущественно нефтяных залежей в интервале глубин 3-5 км и преимущественно газовых залежей в сенонских отложениях.

    Палеогеновые (и, возможно, сенонские) отложения в поднадвиговых структурах в бортовых частях Вахшского прогиба и южной и северной частях Кафирниганской зоны поднятий. Выявлен ряд объектов под надвигами Кафирниганской и Обигармской антиклинорных зон на Вахшский прогиб (Нарын и Северный Каратау – поднадвиг), в южной части Кафирниганской зоны в межантиклинальных понижениях (Буюн и др.). Всего выявлено 4 объекта. По многим характеристикам объекты этого плея близки к предыдущим. Главное отличие – залегание под надвинутыми пластинами, что может осложнить подготовку и в ряде случаев увеличить глубину бурения. Особенности поисково-разведочных работ и диктуют включение этих объектов в самостоятельный плей. Ресурсы этого плея отдельно не оценивались. Работа по выявлению объектов пока проводилась нецеленаправленно и в недостаточном объеме.

    Подтуронские (сеноман-нижнемеловые) отложения на структурах Сурхандарьинского, Вахшского и Кулябского прогибов. Туронские отложения характеризуются аномально высоким пластовым давлением, коэффициент аномальности достигает 2,2, и нижележащие отложения остаются практически неизученными, являясь перспективными по геологическим соображениям, в большей степени на газ. В Бухаро-Хивинской области под региональной туронской покрышкой выявлены немногочисленные, но крупные залежи газа, как, например, крупнейшая залежь IX горизонта сеномана месторождения Газли. Это обстоятельство свидетельствует о перспективности направления.

Решение поисковой задачи на одном из месторождений Вахшского и Кулябского прогибов являлось бы и решением задачи регионального этапа по определению перспектив плея как такового.

Оценка неразведанных ресурсов проводилась в целом по меловым отложениям. Начальные суммарные ресурсы мелового комплекса Вахшского прогиба составляют 16,1 млн т н.э., накопленная добыча из этих отложений – 190,0 тыс. т н.э., прогнозные ресурсы УВ – 15,9 млн т, неразведанные ресурсы газа – 13,9 млрд м3 (в том числе 10,9 млрд м3 по категории С3), прогнозные ресурсы нефти – 2,0 млн т.

В Кулябском прогибе НСР оцениваются в 23 млн т. По фазовому составу прогнозные ресурсы мела составляют: 20 млрд м3 – газ, 2 млн т – нефть, 1 млн т – конденсат. Считаются подготовленными по нижнемеловым отложениям три структуры в Вахшском прогибе.

В Сурхандарьинском прогибе НСР мелового комплекса оцениваются в 121,1 млн т усл. топлива. Накопленная добыча незначительна и составляет 0,6 млн т усл. топлива. Прогнозные ресурсы 119,5 млн. т усл. топлива, из них по категории С3 – 7,1 млн т усл. топлива.

Фонд выявленных структур в этом плее значителен, так как включает все месторождения с залежами в палеогене, все выявленные структуры по палеогену и структуры, выведенные из разведки по палеогену.

В Интернете в материалах рекламного характера в качестве первоочередной на подтуронские отложения указана структура Кичик-Бель в Вахшском прогибе с ожидаемыми ресурсами 5 млрд м3 газа. Обоснование этой оценки не дано, но она не представляется заведомо завышенной.

    Палеогеновые и мезозойские отложения Душанбинского прогиба Афгано-Таджикской впадины. Прогиб расположен в северной части впадины. Он отделен от более южных структур Илякским разломом и характеризуется субширотным простиранием (см. рис. 1), а также уменьшением мощности мезо-кайнозойской толщи, в частности сокращением мощности и стратиграфической полноты юрских отложений, редуцированных в сульфатно-галогенную толщу. В пределах плея надвиговые зоны развиты ограниченно, поднадвиговые структуры – только юго-восточнее месторождения Шаамбары.

В пределах Душанбинского прогиба открыты три месторождения: Шаамбары – нефтяное, Андыген и Комсомольское – газовые. Достигнутый коэффициент успешности разведки 0,21. Глубина поисковых скважин на этом направлении составляет 3-5 тыс. м, а разведанность НСР – 18,4 %. Неразведанные ресурсы палеоген-мезозойских отложений Душанбинского прогиба оцениваются весьма скромно. Размеры выявленных структур изменяются от 4´1 до 6´2 км.

Можно прогнозировать средний запас вновь открываемых месторождений УВ (1,0-0,8 млн т н.э.).

Кроме описанных плеев, в Афгано-Таджикской впадине могут быть намечены еще два.

Эоценовые, олигоценовые и неогеновые отложения на структурах (и, возможно, объектах другого типа) в депрессионных зонах. Перспективы этих молодых отложений в депрессии не установлены, но не отрицаются полностью, имея в виду аналогию с Ферганской впадиной. Это – попутное направление работ. Количественная оценка ресурсов этого плея отдельно не дана, неогеновые отложения не оценивались.

Теоретически может быть выделен еще один плей: палеоген-меловые отложения Кафирниганской и Обигармской антиклинорных зон в аллохтонах (надвинутые структуры). Успешность предыдущих работ ничтожна, хотя эти зоны привлекали внимание в первую очередь. Здесь опоисковано около 30 структур. Открыто два очень небольших месторождения. Геологическая раскрытость упомянутых поднятий по наднадвиговому структурному этажу не дает оснований считать этот плей первоочередным.

Проведенная работа преследовала две цели. Во-первых, авторы статьи пытались продемонстрировать методику плей-анализа и показать его преимущества. К последним относятся, в частности, простота и ясность выбора главных направлений геолого-разведочных работ и конкретных геологических задач для каждого плея, возможность обоснованного выбора частных задач и конкретных объектов в объеме каждого плея. Во-вторых, дать обзор и сравнительную характеристику плеев Афгано-Таджикской впадины, в связи с возможным участием российских организаций в проведении поисковых работ на нефть и газ в государствах Центральной Азии.

По результатам проведенного анализа можно провести ранжирование выделенных плеев по степени их перспектив и возможности получения результатов в ближайшее время.

Один из основных плеев в пределах Афгано-Таджикской впадины – палеогеновые и сенонские отложения на антиклинальных структурах в Кулябском и Сурхандарьинском мегапрогибах, Вахшском прогибе. По геологическим материалам в этом плее возможно открытие месторождений уже в ближайшие годы. Одновременно с подготовкой объектов в палеогеновых отложениях в этот процесс необходимо включить и подтуронские отложения.

В ближайшие годы поисковый интерес будет представлять плей палеогеновые (и, возможно, сенонские) отложения в поднадвиговых структурах в бортовых частях Вахшского прогиба, южной и северной частях Кафирниганской зоны поднятий. Решение геологических задач в части надежного выделения поднадвиговых структур и дальнейшая постановка на них поискового бурения позволят прирастить запасы нефти по палеогеновому комплексу и, возможно, запасы газа по сенонским отложениям верхнего мела.

По геологическим прогнозам самый богатый плей – верхнеюрские подсолевые карбонатные отложения Афгано-Таджикской впадины. Этот плей, как отмечалось, является в основном объектом регионального изучения. Главная задача на первом этапе изучения  подсолевых отложений – выделение зон, где карбонатные отложения юры достижимы бурением для дальнейшей постановки параметрического бурения. Игнорирование положений стадийности геолого-разведочных работ, попытка решить собственно поисковые задачи без геологического базиса, который должны дать региональные работы, могут привести к бурению новой серии весьма дорогих скважин, не решающих проблему продуктивности подсолевого этажа.

Остальные плеи представляют меньший интерес. Из них можно выделить палеогеновые и мезозойские отложения Душанбинского прогиба Афгано-Таджикской впадины, где объем оцененных остаточных ресурсов невелик, но имеется фонд выявленных структур, и где можно прогнозировать запас вновь открываемых месторождений УВ около 1 млн т н.э.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г.Васильев, В.И.Ермаков и др. – М.: Недра, 1983.
2. Тер-Саркисов Р.М. Прогнозы динамики добычи газа в России в XXI веке / Р.М.Тер-Саркисов и др. – М.: Изд-во ВНИИгаз, 2005.
3. Цейслер В.М. Введение в тектонический анализ геологических формаций. – М.: Наука, 1977.
4. Dutton Shirley P. Play analysis and leading-edge oil-reservoir development methods in the Permian basin: Increased recovery through advanced technologies / Shirley P.Dutton, Eugene M.Kim, Ronald F.Broadhead // AAPG Bulletin. – 2005. – V. 89.
5. White D.A. Assessing oil and gas plays in facies-cycle wedges: AAPG Bulletin. – 1980. – V. 64.


©  Н.А. Крылов, М.С. Кучеря, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru