CC BY
108
УДК 553.98
АНАЛИЗ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ АКВАТОРИИ ЧЕРНОГО МОРЯ ПО КОМПЛЕКСУ МЕТОДОВ
М.Н.Наумова (ЛУКОЙЛ-Инжиниринг)
В статье рассмотрены геологическое строение и перспективы нефтегазоносности северо-западной акватории Черного моря. На основе бассейнового моделирования восстановлены история погружения бассейна, модель прогрева, определена степень зрелости всех установленных нефтегазоматеринских толщ и возможные места аккумуляции УВ. Результаты работы послужили основанием для заложения поисковой скважины, а также определения направления и объемов геолого-разведочных работ в районе лицензионных участков компании ЛУКОЙЛ в Черном море.
Ключевые слова: Черное море; континентальный склон; шельф; гравитационная тектоника; турбидитные конуса выноса; биогенный газ; бассейновое моделирование.
Северо-западная часть акватории Черного моря — регион с достаточно сложным геологическим строением, характеризующийся неоднородной изученностью (рис. 1). В пределах шельфовой области пробурен ряд скважин и открыто несколько газовых и нефтяных месторождений УВ (рис. 2), часть из них приурочена к Кар-кинитскому прогибу, другая часть - к бассейну Хистрия (граница, которого совпадает с границей Черноморской палеовпадины). Все месторождения мелкие и средние по запасам [1]. Континентальный склон изучен значительно хуже, в его пределах открыто месторождение биогенного газа Домино [2].
Рассмотрим прогноз нефтегазоносности северозападной части Черного моря по комплексу методов: тектоническому, палеотектоническому, седиментологи-ческому, геохимическому, термобарическому и др., включая применение технологий бассейнового моделирования.
Материалы и методы исследования
Материалы исследования включали 7000 км сейсмо-профилей 20, данные по 7 скважинам на шельфе: 0лимпийской-400, Десантной-1, Сельского-40, Ильи-чевской-2, Одесской-2, Безымянной-2, Евпаторий-ской-2 (см. рис. 1), а также многочисленные опубликованные и фондовые материалы [3-10].
В пределах черноморского шельфа и континентального склона выполнена корреляция отражающих горизонтов (ОГ) и протрассированы разрывные нарушения [9]. Полученные данные послужили основой для тектонического и палеотектонического анализов. Прог-
нозирование распределения коллекторов и покрышек в области, не охарактеризованной скважинными данными в пределах континентального склона, базировалось на анализе сейсмофаций и сейсмических атрибутов [10].
Выделение нефтегазоматеринских пород в разрезе осадочного чехла северо-западной акватории Черного моря проводилось на основе результатов пироли-тического анализа по скважинам и обобщения опубликованных данных [7, 8]. Свойства нефтегазоматеринских пород методом аналогий распределены на всю область исследования.
Для проведения бассейнового моделирования в пределах выбранного участка построены структурные поверхности, по которым составлен структурный каркас модели. Литологическое расчленение разреза выполнено с использованием скважинных данных, а также анализа сейсмофаций и сейсмических атрибутов.
Для калибровки бассейновой модели 30 использовались значения отражательной способности витрини-та, температуры в скважинах, фазовый и количественный составы УВ Олимпийского месторождения.
Обзор геологического строения северо-западной акватории Черного моря
Область исследования расположена в пределах северо-западного шельфа Черного моря и прилегающего континентального склона. Геологическое строение исследуемой акватории описано в работах Д.А.Туголесо-ва (1985), С.1опевси (2002), 1.Мого$апи (2007), О.Оеогд!-еу (2012), О.В.Пинуса (2014) и др. Осадочный чехол ис-
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО КРОВЛЕ МЕЛОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ С ВЫНЕСЕННЫМИ ТЕКТОНИЧЕСКИМИ ЭЛЕМЕНТАМИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ АКВАТОРИИ ЧЕРНОГО МОРЯ (А) И КОНЦЕПТУАЛЬНЫЙ РАЗРЕЗ
ТЕКТОНИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РЕГИОНА (Б)
Кйлийско >аи» по
Т В*л Губкина
Краевая сгуп<
Каламитский вал
Злплдоо-ЧсрмсморсАал ю тшм_
Черное море
Ч^лесля ступимь
"•«"неоттям3
Сииораггнныа
С Зкмм» лом
. Крилокж»; ИОДИРТ*» Впл Г
следуемой акватории представлен отложениями от палеозойских до четвертичных (рис. 3), однако отложения палеозойской системы вскрыты только скважинами Морская-1 и Дельфин-6. Полнота и выдержанность стратиграфического разреза в регионе существенно изменяются в разных структурных зонах. В пределах впадин толщина осадочного чехла достигает 10 км, на валах - сокращается до 500 м. Породы представлены преимущественно терригенными отложениями с карбонатами верхнего мела, палеоцена и эоцена.
По результатам тектонического анализа и изучения геолого-геофизических материалов определена серия эрозионных несогласий в меловом, палеогеновом и миоцен-четвертичном комплексах отложений, а также значительное эрозионное событие, приуроченное к миоценовому времени (в конце сарматского века). Главное (миоценовое) несогласие установлено практически на всей части шельфа [11].
В строении северо-западной акватории Черного моря отчетливо выделяются следующие основные тектонические элементы: Каркинитский прогиб, Каламит-ский вал, вал Губкина, Килийско-Змеиная зона поднятий, Краевая ступень и Западно-Черноморская впадина (см. рис. 1). В северной части Западно-Черноморской впадины в ее состав входит впадина Хистрия - крупнейший региональный депоцентр неоген-четвертичных осадков (граница впадины Хистрия совпадает с границей древней Черноморской палеовпадины, см. рис. 2).
В истории тектонического развития региона были выделены следующие основные этапы (см. рис. 1) [9].
1. Синрифтовый (альб - конец позднего мела) дал начало многочисленным структурам растяжения (полуграбены).
2. Посгрифтовый (палеоцен — эоцен) этап термального прогибания, сопровождавшийся карбонатным осадконакоплением.
3. Инверсионный или синорогенный (олигоцен -ранний миоцен) этап связан с региональным сжатием, в результате которого на исследуемой акватории произошла инверсия образовавшихся раннее рифтовых по-луграбенов.
4. Постинверсионный (миоцен — настоящее время) этап характеризуется накоплением значительных толщ (до 5000 м) терригенных осадков в Западно-Черноморской впадине с депоцентром во впадине Хистрия. Высокие скорости седиментации в неоген-четвертичное
Месторождения УВ: 1 - нефтяные, 2-газоконденсатные, 3-газовые, 4 - биогенный газ
время были обусловлены поступлением значительных масс терригенного материала, привносимого крупными реками, такими как Дунай, Днепр и Днестр.
Аккумуляция больших объемов осадков в неоген-четвертичное время сопровождалась активными процессами гравитационной тектоники с формированием разломов роста и оползневых комплексов. Это обусловило развитие достаточно крупных антиклинальных структур в районе континентального склона, являющихся потенциальными ловушками для УВ.
Общий механизм формирования гравитационного комплекса объясняется смещением значительных масс осадков вниз по склону, которые компенсируются структурами сжатия в виде надвигов и сопутствующих складок далее в бассейне. Смещения происходили по поверхностям срыва (или скольжения), образовавшихся в интервале глинистых отложений майкопской тол-
А: сейсмические профили 20-сьемки: 1 - партия В505-54, профиля 2005 г., 2- партия иВ594-22, профиля 1994 г., 3-партия 82-88, профиля 1982-1988 гг.; 4- скважины; линии: 5 - выклинивания, 6- профилей; 7-тектонические нарушения; 8-изогипсы, м; Б: 1 - прогибание, гравитационная тектоника (М^г-О); 2-инверсия, складчатость на шельфе (ОЬМп); 3-термальное прогибание, заложение Западно-Черноморской впадины (Р-Ео); 4 - растяжение, формирование полуграбенов (А1Ь-К^); 5-РЪ-К.х
Рис. 2. МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ ЧЕРНОГО МОРЯ
Западно-Черноморская впадина
Олимпийское
" |П»<»«р.' fei
По 0! и» а I
ШСиим_
Иг>о6«дз Восток моо
Граница 4*[*tumt(n.*uù »a*vo6nviAu«w
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Рис. 3. СХЕМА КОРРЕЛЯЦИИ СКВАЖИН ОДЕССКОГО ШЕЛЬФА И БАССЕЙНА ХИСГРИЯ (схема построена по данным Цьоха О.Г. и др., 2003)
Килийско-Змемная Каркинитский прогиб Калаиитский вал Краевая ступень зона поднятий
Западно Черноморская впадина
-100
-500-
-10ОО -
-1500-
•2000 -
-2500-
?000
-3500 -
-4 ООО -
-4500-
-5000
Оицту-1 Дольфш-*
.Вша
I I 1 ЕПЗ 2 ЕЁЭ 3
га 5 ш . т ^ ш ь [X] 9 [X] „
Рис. 4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ОБЪЕКТЫ В РАЙОНЕ КОНТИНЕНТАЛЬНОГО СКЛОНА, ПРИУРОЧЕННЫЕ К ХАРАКТЕРНЫМ СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКИМ ДЕФОРМАЦИЯМ
щи. К характерным деформациям континентального склона относятся (рис. 4):
• деформации растяжения;
• деформации сжатия.
На сейсмических профилях деформации растяжения наблюдаются как присбросовые складки (rollover anticlines), сопровождающиеся разломами сбросового типа, и деформации сжатия как надвиговые структуры (toe-thrust anticlines) далее в направлении бассейна.
Присбросовые и надвиговые структуры являются перспективными объектами для поисков месторождений нефти и газа. В объектах данного типа открыты месторождения в Мексиканском заливе [12, 13], на побережье Бразилии (бассейны Campos, Santos и Barreirin-has [14]) [12], побережье Западной Африки (Конго, Габон, Ангола) [12], в дельте Нигера [12, 15]. Представляется, что присбросовые и принадвиговые структуры должны представлять значительные перспективы для поисковых работ в Черном море.
Элементы УВ-системы
Выделение интервалов нефтегазоматеринских пород
Для выделения интервалов нефтегазоматеринских толщ была проанализирована информация по органической геохимии мезо-кайнозойских пород. Большая часть данных характеризовала породы олигоценового возраста в пределах древней Черноморской палеовпа-дины (скважины на румынском шельфе). Отдельные данные по содержанию органического углерода были получены по скв. 0лимпийская-400 и Одесские-2, 3, 4.
Для восстановления источников УВ [8] привлечены данные по отражательной способности витринита, содержанию органического углерода и типам ОВ пород в скважинах на одесском шельфе, геохимическая характеристика пород миоцен-олигоценового возраста из грязевых вулканов в пределах Западно-Черноморской впадины [7]; данные по корреляции нефть — ОВ пород.
Обобщение материалов по Каркинитскому прогибу и Краевой ступени (см. рис. 1) позволило выделить основные нефтематеринские толщи: нижнемеловую, верхнеэоценовую и миоценовую (таблица). По степени зрелости породы эоцена и более молодые не достигли зоны генерации УВ. Таким образом, в качестве основной толщи, продуцирующей УВ на одесском шельфе, может рассматриваться нижнемеловая нефтегазомате-ринская толща. При этом стоит отметить, что она относится к газогенерирующим (содержит кероген III типа). Все открытые на одесском шельфе месторождения УВ газовые или газоконденсатные.
Во впадине Хистрия (граница впадины Хистрия совпадает с границей черноморской палеовпадины) (см. рис. 2) в качестве основных нефтегазоматеринских толщ мезо-кайнозойских пород были выделены: нижнемеловая, верхнеэоценовая, майкопская и миоценовая (см. таблицу).
Основными источниками жидких УВ во впадине Хистрия, судя по составу биомаркеров в нефтях и ОВ [8], являются породы олигоцена (Майкопа) и верхнего эоцена. Олигоценовой нефтематеринской толщей сформированы месторождения Лебада Западное и Восточное, Синое, Портита, Пескуарус [8]. Причем важно отметить, что нефти, образованные олигоценовыми
и-
1 - пески, песчаники; 2- алевролиты, глины; 3 - известняки; 4 - глинистый известняк; 5 - мергели; 6 - аргиллиты; 7- вулканиты; 8-кварциты; 9- корреляционные линии; Ю- коррелируемый горизонт скважиной не вскрыт; 11 - линии выклинивания горизонтов; остальные усл. обозначения см. на рис. 1
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР
Основные генерационные характеристики нефтематеринских толш
Миоцен Олигоцен (майкоп) Верхний эоцен Нижний мел
Каркинитский прогиб и Краевая ступень С0рг = 2,63 Водородный индекс (HI-медиана) = 278 Тип OB 11-111 Сорг = 8,50 HI = 466 Тип OB II-III Сорг = 1,06 HI = 320 Тип OB III
Впадина Хистрия Сорг мед = 2,66 HI-медиана = 278 Тип OB II-III Сорг мед = 1,42 HI-медиана = 251 Тип OB II-III (верхняя часть Майкопа) Сорг мед = 3,50 HI-медиана = 400 Тип OB II-III (нижняя часть Майкопа) Сорг = 1,20 Hl = 400 Тип OB II-III Сорг = 1,06 HI = 320 Тип OB III
породами, заполняют ловушки в нижнем мелу (Лебада Восточное, Пескуарус), эоцене (Лебада Западное, Си-ное) и олигоцене (Портита).
Рис. 5. ФАИИАЛЬНАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ НА КОМБИНИРОВАННОМ АМПЛИТУДНОМ АТРИБУТЕ ИНТЕРВАЛА ВБЛИЗИ ГОРИЗОНТА LOWER PONT
(нижний понт)
Основным источником газообразных УВ, по данным С.0еогд1еу (2012), является миоценовая нефтегазома-теринская толща, генерирующая биогенный газ. Так, по его данным, в отложениях верхнего понта и дакия биогенный газ мигрировал из термически непреобразо-ванной толщи миоцена, образовав тем самым месторождения Кобал-ческу, Дойна, Ана и Домино.
Породы-коллекторы в пределах Каркинитского прогиба и Краевой ступени представлены преимущественно карбонатными отложениями палеоцена и эоцена, бассейне Хистрия - терригенными отложениями нижнего мела, олигоцена и миоцена, а также карбонатными отложениями мела и эоцена. В сторону глубоководной впадины возраст продуктивных отложений омолаживается.
Отложения турбидитных конусов выноса, которые, вероятно, содержат крупные песчаные пласты, в волновом поле проявляются в виде «слоистых» сейсмофаций с достаточно яркими амплитудами отражений. Наиболее яркие уровни амплитудных аномалий в таких фациях были выделены в пределах миоценовых (нижнепонтийских) отложений. В интервалах нижнего понта были сняты атрибуты. Их анализ показал, что по форме и пространственной ориентации большинство аномалий с высокой степенью ве-
Десантная 1
Олимпийская
Кобйя
Опидиу 1
; Гапац \
ЙК •
роятности характеризует комплексы турбидитных конусов выноса со значительным количеством песчаного материала (рис. 5).
В прогнозируемых турбидитных конусах выноса определены три основные фации:
1 — подводящие каналы;
2 - комплексы береговых валов;
3 - распределительные лопасти турбидитов.
Комплексы подводящих каналов, как показывает мировой опыт изучения подобных объектов [16], могут содержать песчаные пласты со значительными толщинами (20-100 м) и высокими коллек-торскими свойствами (пористость 0,2-0,3; проницаемость от 0,050 до тысячных долей мкм2.
В соответствии с фациальными моделями турбидитов, отложения подводящих каналов последовательно переходят в фацию комплекса береговых валов по латерали в направлении от осевой зоны каналов. В этой зоне обычно содержится значительно меньше песчаного материала и часто отмечается переслаивание глин с песчаными прослоями. Такие толщи, однако, могут представлять собой достаточно крупные продуктивные объекты. Здесь следует особо отметить, что в комплексах береговых валов обычно имеет место резкое и существенное снижение коллекторских свойств по латерали в направлении от осевой зоны.
Комплексы распределительных лопастей обычно характеризуются песчаными покровами значительной протяженности с относительно большими толщинами и высокими фильтрационно-емкостными свойствами (подобно таковым в комплексах каналов).
Покрышки. Глинистые осадки отложений миоцена (понта и дакия), вмещающие в себя песчаные пласты турбидитных конусов выноса, могут характеризоваться хорошими экранирующими свойства. Наличие разломов, в некоторых случаях доходящих до поверхности дна моря, снижает качество покрышки для турбидитов.
Процессы миграции и аккумуляции УВ по результатам бассейнового моделирования
В пределах шельфа и прилегающего континентального склона было выполнено бассейновое моделирование Ш и 20 (рис. 6) для оценки перспектив нефтегазо-носности области исследования и выбора наиболее ин-
Рис. 6. СХЕМА МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ ЗО-БАССЕЙНОВОЙ МОДЕЛИ
.f-----
Архангельская
C<*acroodm. У
1 - скважины Ш-моделирования; 2- линия продлений 20-моделирования; 3-полигон ЗО-моделирования
тересного участка для проведения 30-бассейнового моделирования. По результатам Ю и 20-моделирования были оценены тепловая история региона и степень зрелости основных нефтегазоматеринских толщ как в пределах шельфа, так и на континентальном склоне.
По результатам Ю-моделирования скважин Карки-нитского прогиба было установлено, что из трех выделенных нефтегазоматеринских толщ только нижнемеловая достигла зоны нефтегазогенерации. Опираясь на данные Ю-моделирования и информацию по открытым в пределах Каркинитского прогиба месторождениям, была составлена принципиальная схема миграции и аккумуляции УВ в пределах Каркинитского прогиба (рис. 7). УВ из нижнемеловой газоматеринской толщи мигрируют вверх по разломам и накапливаются в антиклинальных структурах, контролируемых инверсионными разломами.
20-моделирование показало, что наиболее прогретая часть расположена в пределах континентального склона. В этой области, в отличие от шельфа, практически не пробурены скважины. Наличие прогретых нефтегазоматеринских толщ, пород-коллекторов и покрышек дает основание предполагать наличие залежей УВ в пределах континентального склона. Для оценки перспектив нефтегазоносности континентального склона
Рве. 7. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА МИГРАЦИИ И АККУМУЛЯЦИИ УВ ДЛЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
КАРКИНИТСКОГО ПРОГИБА
ю
»10000 »«200 9504?0 950310 94050' »»«50
в>М ММ »К 57« 553» 5»4 51* 4934 4?3» 45»' «139 441 ГШ V»} »343 3)41 И4) V» »43 Ш1 *<*3 >943 1М1 154»
Гппы! рмиГМГУ*
гиоксма«нсатио«
Мее ТСрСЖ
была выбрана наиболее интересная его часть, в пределах которой и было выполнено 30-моделирование (см. рис. 6). Площадь моделирования составила около 10000 км2 (см. рис. 6), толщина моделируемой части чехла достигает 10 км. В пределах зоны 30-моделиро-вания пробурены скважины 0лимпийская-400 и Десантная-1. Результаты комплексной оценки перспектив нефтегазоносности, наряду с данными моделирования, использовались для прогноза и локализации зон неф-тегазонакопления и изучения фазового состава УВ.
Прогрев и преобразованность ОВ нефтегазома-теринских толщ. По результатам бассейнового моделирования восстановлена тепловая история на основе калибровки отражательной способности витринита и выделены очаги нефтегазообразования.
Породы нижнего мела являются наиболее преобразованными и на большей части моделируемой акватории находятся в «газовом окне» (рис. 8).
В пределах континентального склона отложения верхнеэоценовой нефтегазоматеринской толщи находятся в «газовом окне». На шельфе отложения верхнеэоценовой толщи — незрелые. Катагенетическая преобразованность в породах нижней части Майкопа в целом такая же, как в нижележащей толще верхнего эоцена. Верхняя часть Майкопа — наименее преобразованная материнская толща, которая в пределах континентального склона только вошла в нефтяное окно.
Газоматеринские породы миоцена на большей части моделируемой территории на 100 % преобразованы как толща, генерирующая биогенный газ.
Таким образом, в зоне континентального склона идет активная генерация биогенного газа породами миоцена и термогенного газа и нефти всеми остальными нефтегазоматеринскими толщами.
Миграция УВ. В ходе бассейнового моделирования было оценено количество сгенерированных УВ каждой нефтегазоматеринской толщей (рис. 9, А), а также вклад каждой материнской толщи в общую массу эмигрировавших УВ (рис. 9, 6). Около половины (45 %) всех УВ сгенерировано майкопской толщей, при этом ее вклад в массу эмигрировавших УВ значительно ниже (<30 %). То есть, несмотря на то, что майкопские породы сгенерировали почти половину всех УВ, их значительная часть до сих пор запечатана внутри толщи. Основная же масса УВ, эмигрировавших из газоматеринской толщи, связана с ОВ миоцена — генератора биогенного газа (> 50 %).
В связи с этим можно предположить, что заполнение миоценовых резервуаров будет происходить из миоценовой газоматеринской толщи биогенным метаном. При этом стоит отметить, что направление миграции из источника к резервуару, по результатам бассейнового моделирования, будет вертикальным и латеральным.
По-другому происходит миграция УВ при генерации за счет термокаталитического разложения ОВ пород. Это касается майкопских и эоценовых нефтегазомате-ринских толщ. За счет возникновения аномально высокого порового давления в толще пород направление миграции может смениться на нисходящее, что подтверждается результатами бассейнового моделирования.
m
OIL AND GAS POTENTIAL PROSPECTS AND EXPLORATION RESULTS
Рис. 8. СТАЛИН КАТАГЕНЕТИЧЕСКОЙ ПРЕОБРАЗОВАННОСГИ OB НЕФТЕГАЗОМАГЕРИНСКИХ ПОРОД
<110 4i;o 41Ы1 41» 4140 41W 41313' 4110 4100
то
«мл «о/о-
4ГМ)
Отражательная способность витринита, %: 1 - незрелое (0,00-0,55), 2 - ранняя нефть (0,55-0,70), 3 - нефтяное окно (0,70-1,00), 4 - поздняя нефть (1,00-1,30), 5 - жирный газ (1,30-2,00), 6 - сухой газ (2,00-4,00), 7- перезрелое ОВ (4,00-5,00)
Нижний мел
У 40 •«
41Л0-
4IJ0-
4 1 JO.
4110.
«МЛ-
over nalu'o
Верхний эоцен
-1—i—i—
в Ю Ю 30 40 S0 10 Я 30 40 аи
Верхняя часть
Майкопа
1111
9 1$ зУ $ эо и и у и з;о »у
4110-
rmmafurç oil window
tjai rtHíJOW
■ I« -141
■ MO ■139 ■IM •IM •oo .11» ■t» • 105
■M
'Й
•5:
-«o -и
•40 -Ii
tu sao «n 410 i-1-1-у.»
• IM -145 ■MO ■14» -I» ■I» -130
■Iis ■"0 -10» •100 ■9S
4100-41Г0-41Ñ). 41». 4140-41». 4ue-41t0. 4100.
eso-
МЖ-
«tu-««)• ЛЧ0-4Ж-
4i«c-
4IJC «
411«.
Нижняя часть Майкопа
Рис. 9. ДИАГРАММА, И/ШЮСГРИРУЮШАЯ МАССОВУЮ ДОЛЮ СГЕНЕРИРОВАННЫХ УВ КАЖДОЙ НЕФГЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩЕЙ В ОБЩЕЙ МАССЕ СГЕНЕРИРОВАННЫХ УВ, (А) И ВКЛАД КАЖДОЙ НЕФТЕГАЗОМАТЕРИНСКОЙ ТОЛЩИ В ОБЩУЮ МАССУ ЭМИГРИРОВАВШИХ УВ (Б)
ствует о достаточном количестве поступающего из нефтегазомате-ринских толщ флюида.
По результатам моделирования к отложениям миоценового возраста преимущественно приурочены залежи биогенного метана, причем вниз по разрезу доля жидких УВ увеличивается (рис. 10). В эоценовых и палеоценовых резервуарах возрастает доля нефтяных и газовых УВ, сгенерированных майкопскими, эоценовы-ми и нижнемеловыми нефтегазома-теринскими толщами.
Выводы
Нефтегазоматеринские толши, нижний мел
: 1 - миоцен, 2 - Майкоп, 3 - верхний эоцен, 4 -
Аккумуляция УВ. В соответствии с миграционными процессами формируются залежи УВ на разных уровнях в трехмерной модели. Коэффициент заполнения части ловушек достигает 90-100 %, что свидетель-
Опираясь на геолого-геофизические и геохимические данные, с привлечением программного продукта по бассейновому моделированию, была восстановлена история развития и структурообразования в регионе и выделены наиболее перспективные участки для поиска новых месторождений нефти и газа.
Рис. 10. УВЕЛИЧЕНИЕ ДОЛИ ЖИДКИХ УВ ВНИЗ ПО РАЗРЕЗУ
По результатам моделирования можно сделать следующие выводы:
• впервые для северо-западной акватории Черного моря проведен анализ УВ-систем с использованием средств компьютерного 30-моделирования;
• шельфовая часть изучаемой акватории характеризуется сравнительно невысокими перспективами открытия крупных месторождений УВ;
• в пределах континентального склона стоит ожидать структурные ловушки с элементами тектонического и литологического экранирования;
• основные коллекторы в пределах континентального склона прогнозируются в породах миоцена и связаны с турбидитными конусами выноса;
• все выделенные в пределах континентального склона нефтегазоматеринские породы генерируют У В: миоценовая нефтегазоматеринская толща является источником биогенного газа, майкопская, верхнеэоцено-вая и нижнемеловая — термогенного газа и нефти;
• коллекторы в отложениях миоцена, по данным моделирования, заполнены биогенным газом, сгенерированным миоценовой нефтегазоматеринской толщей, причем вниз по разрезу доля жирных УВ увеличивается.
Результаты работы послужили основанием для заложения поисковой скважины, а также определения направления и объемов геолого-разведочных работ в районе лицензионных участков компании ЛУКОЙЛ в Черном море.
Литература
1. Атлас родовищ нафти i газу Укражи. Т. VI. Пшденний нафтогазоносний репон. - Льв'ш: УНГА, 1998.
2. [Электронный ресурс]. — Режим доступа: http://www.naturalgaseurope.com/exxonmobil-and-omv-dis-cover-huge-gas-field-in-romania-5060.
3. Туголесов Д.А. Тектоника мезокайнозойских отложений Черноморской впадины / Д.А.Туголесов, А.С.Горшков, Л.Б.Мейснер и др. — М.: Недра, 1985.
4. lonescu G. Source and reservoir rocks and traping mechanism on the romanian Black Sea shelf / G.lonescu, M.Sisman, R.Cataraiani / Eds.: C.Dinu, V.Mocanu // Geology and tectonics of the Romanian Black Sea shelf and its hydrocarbon potential. - 2002. - BGF - V. Special. - N 2.
5. Morosanu I. Romanian continental plateau of the Black Sea / I.Morosanu // Tectonic-Sedimentary Evolution and Hydrocarbon Potential. - Bucurejti: Oscar Print, 2007.
6. Хрящевская О.И. Стратиграфическая основа геоло-го-геофизических исследований Одесского шельфа (северозападной части Черного моря): состояние, проблемы и пути их решения / О.И.Хрящевская, С.Н.Стовба, И.В.Попадюк // Геофизический журнал. — Т. 31. — № 3.
7. Надежкин Д.В. Нефтематеринские свойства майкопских отложений и их роль в нефтегазоносности восточной части Черного моря: дисс.... канд. геол.-минер, наук. — М„ 2011.
8. Georgiev G. Geology and hydrocarbon systems in the Western Black Sea / G.Georgiev // Turkish journal of Earth Science. - 2012. - V. 21.
9. Пинус O.B. Интерпретация структурно-тектонического строения северо-западной акватории Черного моря с целью оценки перспектив ее нефтегазоносности / О.В.Пинус, А.А.Асеев, В.Н.Колосков и др. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. — 2014. — Т. 9. — №1.
10. Пинус О.В. Сиквенс-стратиграфия неоген-четвертичного разреза северо-западной акватории Черного моря / О.В.Пинус, В.Н.Колосков, Р.В.Хипели, Д.В.Надежкин // Геология нефти и газа. - 2014. — N° 2.
11. Гречищев В.А. Строение плиоцен-четвертичных отложений северо западного шельфа Черного моря / В.А.Гре чищев // Бюлл. московского общества испытателей природы. Отдел геология. — 1989. - Т. 64. — Вып. 5.
12. Rowan M.G. Gravity-driven fold belts on passive margins / M.G.Rowan, F.G.Peel, B.G.Vendeville / Ed. K.R.McClay // Thrust tectonics and hydrocarbon systems: AAPG Memoir 82. — 2004.
13. Rowan M.G. Salt-Related Fault Families and Fault Welds in the Northern Gulf of Mexico // M.G.Rowan, B.Trudgill, M.Jackson // AAPG Bulletin. - 1999. - V. 83. - N 9 (September).
14. Zalan P.V. Fault-related folding in the deep waters of the equatorial margin of Brazil / P.V.Zalan / Eds.: K.McClay, J.Shaw, J.Suppe // Thrust fault-related folding: AAPG Memoir 94. - 2011.
15. Krueger S.W. Grant The growth history of toe thrusts of the Niger Delta and the role of pore pressure / S.W.Krueger, T.Neil / Eds.: K.McClay, J.Shaw, J.Suppe // Thrust fault related folding: AAPG Memoir 94. - 2011.
16. Weimer P. Introduction to the Petroleum Geology of Deep-water Settings / P.Weimer, R.M.SIatt // AAPG Studies in Geology 57. - 2007.
в М.Н.Наумова, 2016
Мария Николаевна Наумова, специалист 2-й категории, [email protected].
HYDROCARBON SYSTEMS ANALYSIS AND OIL-GAS PROS PECTS FOR THE NORTH-WESTERN BLACK SEA WATER AREA ACCORDING TO COMPLEX METHODS
Naumooa Mfi. (Lukoil-Engineering)
The paper considers geological structure and oil-gas prospects for the North-Western Black Sea Water Area. Basin modeling reconstructed basin submersion history and heating model, determined the level of maturity for all the distinguished oil-gas source strata and potential hydrocarbon accumulation locations. Obtained results provided a basis for prospecting borehole location and determination of geological exploration direction within Lukoil license areas in the Black Sea.
Key words: the Black Sea; continental slope; shelf; gravity tectonics; turbiditedetrltal cones; biogenic gas; basin modeling.
