viagra super force

+7(495) 123-XXXX  г. Москва

Выпуски журналов

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

      Б.М. Авербух, С.А. Алиева, (Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия)

 

 

 

Северная зона шельфа Каспийского моря (к северу от условной линии о-в Чечень – мыс Тюб-Караган) вплоть до начала 80-х гг. прошлого столетия в геологическом отношении представляла собой слабоизученный регион с невыясненными перспективами нефтегазоносности.

По этой шельфовой зоне имелись лишь разрозненные построения, в основном по результатам региональных гравимагнитных исследований и нескольким региональным сейсмопрофилям, выполненных трестами “Южморнефтегазгеофизразведка” и “Каспморнефтегазгеофизразведка”, которые не были увязаны между собой, а также со структурными построениями в береговых зонах Северного Каспия.

В связи с тем, что в сопредельных районах, окружающих шельф Северного Каспия, в подсолевых отложениях были выявлены такие крупные месторождения УВ, как Карачаганакское, Астраханское, Оренбургское, Тенгизское, Жанажольское, Кенкиякское и другие, возникла необходимость детального изучения глубинного геологического строения шельфа Северного Каспия для определения перспектив нефтегазоносности этого региона. Поэтому указанным геофизическим трестам министерствами геологии и нефтяной промышленности б.СССР было поручено провести полудетальные сейсморазведочные работы для изучения тектонического строения осадочного чехла шельфа Северного Каспия. Эти работы были начаты в 80-х гг.

В 1985 г. по заданию Министерства геологии СССР на кафедре поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Азербайджанского Института нефти и химии (Азербайджанская государственная нефтяная академия) была создана группа специалистов-геологов, основными задачами которой были выяснение перспектив нефтегазоносности шельфа Северного Каспия и разработка основных направлений дальнейших поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом малоизученном регионе.

В результате научно-исследовательских работ, проведенных этой группой с 1985 по 1990 гг. с использованием материалов геофизических исследований по шельфу Северного Каспия и геолого-геофизических данных по прилегающим береговым зонам, удалось выяснить тектоническое строение этого региона по фундаменту, подсолевым и надсолевым отложениям, провести тектоническое, а затем и нефтегазогеологическое районирование Северо-Каспийского региона, оценить перспективы его нефтегазоносности и разработать научно обоснованные направления дальнейших геолого-геофизических исследований – для поисков нефтегазовых месторождений в шельфовой зоне Северного Каспия.

Не вдаваясь детально в полученные результаты указанных исследований, которые подробно освещены в работах В.Ю.Керимова и др. (1989, 1990, 1992), Б.М.Авербуха и др. (1991, 1992), С.А.Алиевой (1991), отметим лишь самые главные из них, которые легли в основу оценочных критериев перспектив нефтегазоносности этого сложнопостроенного в геологическом отношении региона.

Прежде всего, для Северо-Каспийского региона было проведено новое нефтегазогеологическое районирование (Керимов В.Ю., Авербух Б.М., Алиева С.А., 1991; Авербух Б.М., 1995), основанное на системных принципах с использованием полученных геофизических данных о строении фундамента и различных структурных этажах осадочного чехла, выявленной нефтегазоносности по береговой зоне как по подсолевым (средне-верхнепалеозойским), так и надсолевым (верхнепалеозой-мезозойским) образованиям, а также опираясь на новую геодинамическую модель развития этого региона, подтверждаемую формационным и геотектоническим анализами, была восстановлена история эволюции осадочно-породных бассейнов, существовавших в этом регионе на палеозой-мезозозойском временном интервале (Халилов Э.А. и др., 1991). Эта схема нефтегазогеологического районирования принципиально отличается от ранее разработанных, которые основывались лишь на изучении геологии и нефтегазоносности надсолевых отложений в береговой зоне [1].

Было установлено, в частности, что северная зона Северо-Каспийского региона на средне-позднепалеозойском этапе во время формирования таких основных нефтегазоносных комплексов, как среднефранско-нижневизейский, верхневизей-нижнебашкирский, верхнебашкирско-нижнемосковский и верхнемосковско-артинский представляла собой осадочно-породный бассейн, изолированный от центральной части Прикаспийской мегавпадины островодужной системой субширотного простирания. Позже, начиная с конца ранней перми, когда формировались основные нефтегазоносные комплексы надсолевых образований (верхнепермско-триасовый, средне-верхнеюрский, нижнемеловой, верхнемел-палеогеновый), Северо-Каспийский и Центрально-Прикаспийский бассейны объединились в единый крупнейший мегабассейн.

Исходя из изложенных данных, территория крупного Северо-Каспийского осадочно-породного бассейна, где в береговых зонах была установлена нефтегазоносность как в подсолевых, так и в надсолевых образованиях, была классифицирована как Северо-Каспийская нефтегазоносная субпровинция, входящая в Прикаспийскую нефтегазоносную провинцию. В этой субпровинции с севера на юг в соответствии с особенностями геологического строения и развития были выделены три нефтегазоносные области: Эмбинская, Астрахано-Приморская и Каракульско-Бузачинская.

Крайняя юго-западная часть Северо-Каспийского региона относится к Скифской плите эпипалеозойской платформы (Северо-Кавказско-Мангышлакская нефтегазоносная провинция), где в пределах рассматриваемого региона были выделены две нефтегазоносные области: Южно-Калмыцкая и Восточно-Предкавказская.

Во всех нефтегазоносных областях в соответствии с системным принципом районирования были выделены нефтегазоносные или перспективно нефтегазоносные районы, а также зоны нефтегазонакопления (рис. 1). Разработанная новая схема нефтегазогеологического районирования Северо-Каспийского региона составила основу для оценки перспектив нефтегазоносности этого региона и определения дальнейших направлений поисковых работ на нефть и газ в его шельфовой части.

Рис. 1. СХЕМА НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ СЕВЕРО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РЕТРОСПЕКТИВНОГО АНАЛИЗА ОСАДОЧНО-ПОРОДНЫХ ПАЛЕОБАССЕЙНОВ


Границы: 1 – нефтегазоносных провинций (НГП), 2 – Северо-Каспийской субпровинции (НГСП),
3 – нефтегазоносных областей (НГО), 4 – нефтегазоносных (НГР), нефтеносных (НР) и перспективно нефтегазоносных (ПНГР) районов,
5 – зон нефтегазонакопления (ЗНГН); крупные нефтегазовые местоскопления, открытые в Северо-Каспийском регоне: 6 – нефтяные,
7 – нефтегазовые, 8 – газоконденсатные (Аст – Астраханское; Тен – Тенгизское; Кр – Королевское; Тж – Тажигалинское; Каш – Кашаганское; Хв – Хвалынское; Ко – Корчагино); ПС – Прикаспийская мегасинеклиза (Прикаспийская НГП): А – южная часть Прикаспийской мегасинеклизы (Северо-Каспийская нефтегазоносная субпровинция (НГСП) Прикаспийской НГП): АI – восточная часть погребенной барьерной островодужной системы поднятий по подсоли и фундаменту (Эмбинская НГО), АI1 – северная зона погребенных островодужных поднятий (Кошалакско-Карабатанский НГР), AI11 – Доссорская ЗНГН, АI2 – южная зона погребенных островодужных поднятий (Кобяковско-Новобогатинский НГР), AI21  – Октябрьская ЗНГН, АI3 – восточная зона погребенных островодужных поднятий (Гурьевско-Кульсаринский НГР), AI31  – Байчунас-Корсакская ЗНГН, AI32  – Кульсаринская ЗНГН, АII – Заволжско-Тугаракчанская депрессионная область (Астрахано-Приморская НГО), АII1 – Заволжский прогиб и Астраханское погребенное поднятие (Астраханский НГР), AII11 – Аксарайская ЗГН, АII2 – Хазарский прогиб (Хазарский НГР), AII21 – Кашаганская ЗНГН (выделена после открытия Кашаганского нефтяного местоскопления), AII3 – Тугаракчанский прогиб и Приморская зона поднятий (Приморский НГР), AII31 – Тажигали-Каратонская ЗНГН, All32 – Тенгизско-Королевская ЗНГН, АII4 – Южненско-Елемесская тектоническая зона (Южненско-Елемесский НГР), AII41  – Елемес-Шолькаринская ЗНГ, АIII – переходная покровно-надвиговая область (Каракульско-Бузачинская НГО), АIII1 – Каракульско-Смушковская зона дислокаций (Смушковский НГР), АIII2 – Северо-Бузачинское поднятие (Северо-Бузачинский НГР), AIII12 – Каражанбасская ЗНГН, АIII3 – Южно-Эмбинское поднятие (Южно-Эмбинский НГР); Б – Скифско-Туранская эпигерцинская плита (Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП): БI – кряж Карпинского (Южно-Калмыцкая НГО), БI1 – восточное погружение кряжа Карпинского (НГР восточной части кряжа Карпинского), БI11 – Промысловско-Цубукская ЗНГН, БI12  – Камышанско-Каспийская ЗНГН, БII – Восточно-Предкавказская тектоническая область (Восточно-Предкавказская НГО), БII1 – зона Манычских прогибов и Прикумская зона поднятий (Терско-Кумский НГР), БII11  – Восточно-Манычская ЗНГН, БII12 – Западно-Прикумская ЗНГН, БII13 – Восточно-Прикумская ЗНГП; БIII – Терско-Каспийский передовой прогиб (Терско-Каспийская НГО); СУ – Северо-­Устюртская тектоническая область (Северо-Устюртская самостоятельная НГО)

 

Для научно обоснованной оценки перспектив нефтегазоносности рассматриваемого региона был использован многофакторный анализ основных критериев нефтегазоносности, а также результаты сравнительного анализа сходных по геологическому строению зон в пределах берегового обрамления с установленной нефтегазоносностью – с перспективно нефтегазоносными зонами в шельфовой части Северо-Каспийского региона.

По результатам указанных анализов были сделаны следующие основные выводы по перспективам нефтегазоносности шельфа Северо-Каспийского региона.

В пределах шельфа Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции наибольшие перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений прогнозировались в пределах Астрахано-Приморской нефтегазоносной области. Здесь в пределах крупной Заволжско-Хазарско-Тугаракчанской тектонической зоны, испытавшей длительное прогибание, накопились терригенно-карбонатные образования мощностью до 8-10 км. Расчетные значения температур на глубине 5 км, соответствующей усредненной глубине залегания кровли подсолевых образований, в рассматриваемой зоне составляют 110-130 оС, что благоприятно для катагенетических преобразований ОВ.

Таким образом, характер формационных рядов, геодинамическая обстановка и температурный режим оказались весьма благоприятными для генерации, миграции и аккумуляции УВ в пределах развитых здесь тектоноседиментационных поднятий верхнего девона – нижней перми, образованных шельфовыми биогермами, барьерными рифами, а также крупными рифогенными атоллами, сформированными над древними прогибами, с которыми связаны такие крупные месторождения УВ в береговой зоне, как Тенгизское, Астраханское и Королевское.

Проведенные структурные построения по реперным горизонтам в подсолевых отложениях (данные сейсморазведки) показали, что выявленные в восточной и центральной частях шельфовой зоны Заволжско-Тугаракчанского прогиба (Приморский и Хазарский нефтегазоносные районы) рифогенные поднятия Кер-оглы – Нубар, Шабурбалинское, Исатайское, Новое и другие имеют связь с крупным погребенным Каратон-Тенгизским атоллом, а также с поднятиями, образующими единую внешнюю зону на склонах этого атолла. По предварительным расчетам размер внешнего кольца этого атолла составляет 250 ´ 180 км (рис. 2).

Рис. 2. СХЕМАТИЧЕСКАЯ СТРУКТУРНАЯ КАРТА КРУПНОЙ АТОЛЛОВОЙ СИСТЕМЫ
В С-D3 ВОСТОЧНОЙ ЗОНЫ СЕВЕРО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА ПО ПОВЕРХНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ОБРАЗОВАНИЙ

 

1 – изогипсы поверхности сейсмического горизонта П1, км
(по данным комплексирования геофизических методов и бурения (в береговой зоне);
2 – изогипсы поверхности сейсмического горизонта П1, км
(по данным комплексирования геофизических методов (в шельфовой зоне);
3 – береговая линия; рифогенные поднятия:
I – Кер-Оглы, II – Нубар, III – им. Афрата, IV – им. Бакиханова, V – Комсомольское-Восточное,
VI – Шабурбалинское, VII – Пустынное – Шабурбали, VIII – Королевское, IX – Тенгизское, X – Огайское

 

Аналогичные гигантские кольцевые атолловые системы в других регионах мира (Эль-Абра, Поса-Рика) известны как крупные зоны нефтегазонакопления. Все указанные рифогенные поднятия верхнедевон-нижне-среднекаменноугольного и нижнепермского возраста, выявленные на шельфе Северного Каспия, были отнесены к наиболее перспективно нефтегазоносным ловушкам по подсолевым отложениям, поскольку они располагаются в непосредственной близости от зон наибольшей генерации УВ, то должны обладать (как рифогенные постройки) высокими нефтевмещающими свойствами и надежно изолированы региональной эвапоритовой покрышкой кунгурского возраста.

Другие нефтегазоносные области Северо-Каспийского региона по данным многофакторного анализа обладают меньшим нефтегазоносным потенциалом.

Исследование перспектив нефтегазоносности надсолевых отложений показало, что эти отложения в основном перспективно нефтегазоносны в юго-западной части Северо-Каспийского региона, где в шельфовой зоне отмечается продолжение крупных тектонических элементов, известных по западному береговому обрамлению (восточная зона кряжа Карпинского, зона Манычских прогибов, Прикумская зона поднятий и Ногайская ступень), где в валообразных поднятиях, выявленных геофизиками, а также в литолого-стратиграфических ловушках перспективно нефтегазоносны отложения от нижне­триасовых до палеогеновых включительно. По результатам исследований были составлены карты перспектив нефтегазоносности (Керимов В.Ю. и др., 1992; Авербух Б.М., Алиева С.А., 1992; Алиева С.А., 1991). Исходя из сделанных выводов по перспективам нефтегазоносности Северо-Каспийского региона, были даны научно обоснованные рекомендации по проведению дальнейших геолого-геофизических работ на нефть и газ в шельфовой зоне этого региона (Алиева С.А., 1991; Авербух Б.М., 1992) (рис. 3).

Рис. 3. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПОИСКОВЫХ РАБОТ
НА НЕФТЬ И ГАЗ В АКВАТОРИИ СЕВЕРО-КАСПИЙСКОГО РЕГИОНА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ИССЛЕДОВАНИЙ 1985-1990 гг.

 

 1 – первоочередные детальные сейсморазведочные работы МОГТ для подготовки к поисковому бурению выявленных рифогенных поднятий в подсолевых отложениях с попутной детализацией строения надсолевого комплекса отложений; 2 – зоны первоочередных поисковых геофизических исследований (детальная гравиразведка, МОГТ и др.) для выявления поднятий и уточнения строения подсолевых и надсолевых образований; 3 – те же работы по объектам второй очереди; 4 – выступы, зоны поднятий, валы (по верхнему палеозою – в пределах акватории Северо-Каспийской НСП и по мезозою – в пределах Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП: I – зона Манычских прогибов и Прикумская зона поднятий, II – Камышанско-Каспийский вал, III – Цубукско-Промысловский вал, IV – Северо-Кулалинский вал, V – Полдневский вал, VI – Кулалинское поднятие, VII – поднятие Исатайское-море, VIII – поднятие Кер-оглы – Нубар, IX – Приморское поднятие, X – Южненское поднятие, XI – поднятие Южненское-морское, XII – Северо-Бузачинское поднятие, XIII – Западно-Бузачинское поднятие); 5 – зоны, где необходимо проведение первоочередных поисковых геофизических работ по выявлению ловушек в надсолевом комплексе (в мезозойских отложениях); 6 – те же работы по второочередным объектам; 7 – линии рекомендуемых региональных профилей ГСЗ – КМПВ для изучения глубинного строения региона (низы осадочного чехла, поверхность фундамента, Мохо); 8 – граница Северо-Каспийской нефтегазоносной субпровинции в акватории Каспия; 9-11 – границы: 9 – НГО, 10 – НГР, 11 – НГО и НГР; Северо-Каспийская НГСП: Б – Астрахано-Приморская НГО, Б1 – Хазарский НГР, Б2 – Приморский НГР, Б3 – Южненско-Елемесский НГР, В – Каракульско-Бузачинская НГО, В1 – Смушковский НГР, В2 – Северо-Бузачинский НГР, Северо-Кавказско-Мангышлакская НГП: Г – Южно-Калмыцкая НГО, Г1 – НГР восточной части кряжа Карпинского, Д – Восточно-Предкавказская НГО, Д1 – Терско-Кумский НГР; 12 – рекомендуемые точки заложения скважин: а – опорные, б – параметрические; 13 – проектные горизонты (числитель) и проектные глубины рекомендуемых скважин (знаменатель)

 

В частности, в качестве первоочередного объекта для заложения опорной скважины на шельфе Северного Каспия для изучения разреза и нефтегазоносности подсолевых отложений было предложено самое крупное рифогенное поднятие в Казахстанском секторе Северного Каспия – Кер-оглы – Нубар. Скважину глубиной 5500 м предлагалось пробурить на своде этого поднятия и изучить разрез и нефтегазоносность палеозойских отложений до верхнедевонских пород включительно (рис. 4).

Рис. 4. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ ПОДНЯТИЯ КЕР-ОГЛЫ – НУБАР
(по геофизическим данным)

 

 1 – допалеозойский фундамент; 2 – разрывные нарушения; 3 – границы рифогенных структур;
4 – соленосная толща кунгура; 5 – карбонатные рифогенные породы;
6 – проектная опорная скважина глубиной 5500 м для вскрытия нефтегазоперспективных рифогенных пород карбона – верхнего девона

 

Как отмечалось, программа исследований Северо-Каспийского региона, проведенная на кафедре поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений Азербайджанской государственной нефтяной академии, была успешно завершена в 1990 г., и отчеты по этой программе были переданы заказчику и в геологические фонды. Однако из-за распада в 1991 г. СССР, а также в связи с некоторыми географическими особенностями шельфа Северного Каспия (в частности, его мелководность с глубиной моря не более 2-5 м, что затрудняло геофизические работы и прохождение здесь крупнотоннажных плавучих средств, необходимых для транспортировки буровых платформ и оборудования для глубокого бурения), наличия здесь рыбоохранной зоны – все это отодвинуло начало поискового бурения на нефть и газ в шельфовой зоне Северного Каспия на целых 10 лет.

Только в начале 2001 г. в результате проведенного бурения консорциумом иностранных компаний (OKIOC) в сводовой части рифогенного поднятия по подсолевым отложениям Кер-оглы – Нубар, расположенном в Казахстанском секторе шельфа Северо-Каспийского региона, было открыто новое крупное нефтяное месторождение – Кашаганское. Здесь были пробурены две скважины на расстоянии 40 км друг от друга, вскрывшие подсолевые отложения. Из этих скважин были получены фонтанные притоки нефти, идентичные по химическому составу, что позволяет говорить о едином нефтяном месторождении, площадь которого составляет более 3 тыс. км2. В том случае, если дальнейшие разведочные работы подтвердят размеры выявленной залежи нефти, то это месторождение может стать самым крупным из разведанных за последние 30 лет, после открытия в 1969 г. месторождения Прадхо-Бей на Аляске. По предварительным оценкам геологические запасы нефти Кашаганского месторождения оцениваются примерно в 7 млрд т, или 40 млрд баррелей. Геологические запасы газа оцениваются более чем в 3 млрд м3 [2].

Выявление такого крупного нефтяного месторождения на шельфе Северного Каспия в пределах Хазарского перспективно нефтегазоносного района Астрахано-Приморской нефтегазоносной области позволяет теперь переименовать этот район в Хазарский нефтегазоносный район, а также выделить в разработанной нами ранее схеме нефтегазогеологического районирования Северо-Каспийской субпровинции (Керимов В.Ю., Авербух Б.М., Алиева С.А., 1991; Авербух Б.М., 1995) новую Кашаганскую зону нефтегазонакопления, входящую в Хазарский нефтегазоносный район (см. рис. 1).

Нет сомнения, что и в других рифогенных поднятиях, выявленных на шельфе Северного Каспия в пределах Хазарского нефтегазоносного района, а также в сопредельном Приморском нефтегазоносном районе, будут выявлены аналогичные нефтегазовые залежи в подсолевых палеозойских отложениях.

По имеющимся данным [2] для реализации программы дальнейших геолого-разведочных работ на Казахстанском секторе шельфа Северного Каспия создана государственная компания “Казахстанкаспийшельф”, которая и будет осуществлять здесь в дальнейшем все нефтегазопоисковые и разведочные работы.

Начало разработки Кашаганского месторождения запланировано на 2005 г. Были получены также положительные результаты по разведке нефти и газа на Российском секторе шельфа Северного Каспия, площадь которого составляет 64000 км2, а прогнозные запасы УВ – 2 млрд т усл. топлива [3].

Дочерние компании ОАО “Нефтяная компания “ЛУКОЙЛ”, такие как ООО “ЛУКОЙЛ-Астраханьморнефть” и специализированное предприятие по бурению морских скважин ОАО “ЛУКОЙЛ-Шельф Ltd”, приступили к геофизическим и геологическим исследованиям перспективно нефтегазоносных структур на юго-восточной части шельфа Северного Каспия – в прибрежной зоне Астраханской области (в пределах Южно-Калмыцкой нефтегазоносной области, Полд­невский вал). Здесь была заложена первая поисковая скважина на Хвалынской площади глубиной 4200 м, а в начале 2002 г. были пробурены шесть разведочных скважин на площадях Хвалынская и Корчагина, которые выявили здесь залежи УВ. Для дальнейшей разведки и разработки запасов нефти и газа Российского сектора шельфа Северного Каспия была создана Каспийская нефтяная компания (КНК).

По состоянию на 1 января 2002 г. доказанные запасы нефти в российском секторе Северного Каспия составляют 13,4 млн т доказанных и 24,8 млн т вероятных запасов нефти, а также 27,1 млрд м3 вероятных запасов газа.

Таким образом, в результате проведенным в последние годы поисковым бурением на шельфе Северного Каспия были подтверждены сделанные еще в конце 80-х гг. XX в. прогнозы о высокой перспективности недр шельфа Северного Каспия для поисков здесь крупных месторождений УВ. Полученные результаты свидетельствуют об открытии новых богатых зон нефтегазонакопления на шельфе Северного Каспия, что существенно пополнит общемировые запасы УВ-сырья.

 

ЛИТЕРАТУРА
1. Максимов С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР (справочник в 2-х томах). – М.: Недра, 1987.
2. Sibnet tm ISOC chapter. Нефть и газ – Казахстан. 09 24 @ 04.
3. http://www.rndex.ru/Docs/ Prog_ug/2_2.htm 6/11.


©  Б.М. Авербух, С.А. Алиева, Журнал "Геология Нефти и Газа", 1-2006
 

 

 

 

 
SCROLL TO TOP

 Rambler's Top100 @Mail.ru