Южно-Каспийский бассейн имеет резервы. Нужна правильная стратегия поиска

Нефтегазовая отрасль для Азербайджана вот уже много лет является основой экономики страны, главным наполнителем бюджета. И эта главенствующая роль будет сохранена и в будущем. Поэтому ученых и специалистов, работающих в данной отрасли, все более интересует вопрос о перспективах нахождения новых месторождений углеводородного сырья на территории республики. Правда, среди специалистов, как азербайджанских, так и зарубежных, единого мнения относительно возможности прироста запасов углеводородов нет, и прогнозные оценки сильно разнятся.

Что касается стратегии поиска новых месторождений, то здесь не все так хорошо. Зачастую используются устаревшие подходы, которые в новых геологических условиях малопригодны. Для того чтобы получить некоторое представление, о чем идет речь, рассмотрим некоторые особенности геологической структуры и нынешнее состояние  нефтегазоносных районов Каспийского моря, а именно морской части Южно-Каспийского бассейна, которая и считается наиболее перспективной областью в плане открытия новых месторождений в Азербайджане.

За много лет комплексных исследований Южно-Каспийского бассейна, а в последние 15 лет  -  с использованием самых современных технических средств и методов (3D-сейсморазведка, секвенс-стратиграфия, изотопно-геохимические анализы органического сырья, методы бассейнового моделирования) получены результаты, которые говорят о том, что ЮКБ по своей структуре неоднороден.  Это, в частности, подтверждается гетерогенным региональным нефтегазонасыщением Южно-Каспийского бассейна.

Эта неоднородность получила подтверждение и обнаруженными изменениями в объемной модели бассейна количественных и качественных характеристик органического вещества, внешних геохимических и термобарических условий, преобразовании органики в углеводороды, фациальном составе и емкостно-фильтрационных свойствах пород. Итогом явилось неравномерность распределения в пространстве регионального нефтегазонасыщения продуктивной тощи нижнего плиоцена Южно-Каспийского бассейна.

Если сделать анализ разведочных работ и результатов бурения за более чем пятидесятилетнюю историю разработки региона, то можно заметить, что промышленные месторождения Южного Каспия находятся главным образом в северной части бассейна (Абшеронский архипелаг, Абшеронский полуостров и северная часть Бакинского архипелага). Такое геологическое распределение не случайно: именно в северной части сложились очень благоприятные условия для формирования залежей нефти и газа, чему есть объяснение:

1. Благоприятные палеогеографические условия осадконакопления, ставшие причиной формирования мощных отложений, богатых органическими веществами, способными продуцировать нефть и газ.
2. Довольно приличная скорость проседания отложений органики на большие глубины (Южно-Абшеронский прогиб), что создает очень благоприятные внешние температурные условия для процесса преобразования органических веществ в нефть и газ.
3. Геологическая особенность региона – благоприятные тектонические условия, как для первичной, так и для вторичной миграции углеводородов.
4. Судя по полученным данным, еще до начала миграционных процессов углеводородных веществ из пород, где они образовались, в верхних слоях к тому времени уже образовались естественные ловушки для формирования промышленных скопления углеводородов.
5. Накопление насыщенных кварцем осадков древней Волги также создали исключительно благоприятные условия для появления пород с отличными емкостно-фильтрационными свойствами.
6. Существование прекрасных условий для сохранения залежей углеводородов: наличие регионального (Акчагыльская свита)  и внутриформационных флюидоупоров, сравнительно небольшой возраст месторождений (время разрушений залежей в случае отсутствия регионального флюидоупора также невелико, в качестве примера можно привести крупные месторождения Балаханы и Абшерон-Кюпаси).

Перечисленные выше условия способствовали технологии поиска углеводородных месторождений в Абшеронском нефтегазоносном районе по упрощенной схеме, смысл которой заключался в нахождении по данным сейсморазведки антиклинальных структур и последующая их проверка на наличие промышленных скоплений нефти и газа путем бурения углеводородных поисково-разведочных скважин. На сегодняшний день закрепилось мнение, что данный метод является универсальным и эффективным способом поиска углеводородов в любой части Южно-Каспийского бассейна. Однако современная практика доказала несостоятельность этого мнения и необходимость использования более современных и комплексных методов поиска УВ.

Поэтому попытаемся дать ответ на вопрос, прозвучавший в начале статьи: каковы дальнейшие перспективы прироста запасов углеводородов в Южно-Каспийском бассейне и что для этого потребуется сделать?

На данный момент практически все структуры Абшеронского архипелага полностью разведаны (за исключением разве что двух структур), и дальнейшие поисковые работы мигрируют на юг, в том числе и в глубоководную часть Каспийского моря. И выполняются эти поисковые работы по старой методологии, то есть исходя из принципа однородности (гомогенности) залегания углеводородных пластов. Неудивительно, что пока без особых результатов.

Попытаемся найти пути повышения эффективности поиска новых месторождений нефти и газа в Азербайджанском секторе Южного Каспия.

Пока что центральная и южная часть Бакинского архипелага и глубоководная часть Каспийского моря исследованы настолько слабо, что их перспективы или не выяснены, или дискусионны, а результаты разведочного бурения также малоутешительны. Исходя из этого, можно сделать вывод о том, что продолжать использовать здесь традиционные методы поиска углеводородов (эффективные на севере ЮКБ) представляется нецелесообразным. К тому же стоимость бурения поисковой скважины в глубоководной части Каспия, да еще и с учетом прогнозируемо большой глубины залегания пород достигает 100 миллионов долларов и больше. Поэтому оправданным является применение таких методов и технологий поиска, которые снижают экономический и технологический риск до приемлемого уровня. Совершенно очевидно, что началу поисков углеводородов должны предшествовать глубокие фундаментальные научные изыскания с использованием больших массивов геофизической, геологической, геохимической информации и применением 3D бассейнового моделирования.

В качестве альтернативного метода поиска углеводородов в плохо разведанной южной части ЮКБ можно предложить метод прямой диагностики нефтегазоносности перспективных структур исходя из данных сейсморазведки.

Метод «прямой диагностики углеводородов» пришел в практику сейсморазведки еще в середине семидесятых годов прошлого века, когда с его помощью было обнаружено «яркое пятно» (Sheriff, 1975), говорящего о наличии в исследуемом резервуаре углеводородов. С тех пор эффект свойств поровых флюидов в сейсмополях стал объектом серьезных исследований. По всему миру в лабораторных условиях началось опытно-экспериментальное исследование сейсмических свойств пород, насыщенных флюидами, включая воду, нефть, газ. Непрерывные в течение 20 и более лет эксперименты, а также прорыв в вычислительной технике последних лет, способствующий совершенствованию технологии обработки и интерпретации данных сейсморазведки, позволили достаточно подробно изучить возможности флюидного контроля петрофизических свойств пород, который служит основой метода прямого прогноза углеводородных месторождений в недрах осадочных бассейнов. Этот метод довольно успешно применяется в России, Китае, Вьетнаме, Латинской Америке.

Наиболее распространенным методом диагностики наличия в резервуаре углеводородов является метод  AVO (изменение амплитуды отраженной волны), усовершенствованной разновидностью метода «яркого пятна».

На примере анализа сейсмических данных морской части Голландии можно показать наличие достаточно четких индикаторов наличия углеводородов, использованных для оценки перспектив площадей, на которых не производилось разведочное бурение, а также для прогноза типа углеводородов. Здесь по результатам прямой диагностики с использованием сейсмических данных были пробурены три разведочные скважины, и во всех трех были обнаружены углеводороды.

Такую же эффективность метода прямой диагностики газовых и нефтяных резервуаров дали результаты его использования в Мексиканском заливе, где совпадение данных сейсморазведки с результатами бурения более 90 скважин на 20 площадках составило более 90%.

Очень большое совпадение прямого 3D сейсмического прогноза потенциальных месторождений нефти и газа с итогами разведочного бурения были получены в западном Китае. Так, обработка данных бурения 65 скважин на 6 месторождениях нефти, залегающих на глубине 5 километров и более, показала 75%-е совпадение с данными, полученными способом прямой диагностики с использованием сейсмических методов.

Есть определенные успехи в этом направлении и у азербайджанских геофизиков. В научно-исследовательском институте геофизики Государственной нефтяной компании Азербайджана разработана методика технологии с использованием пакета программ комплексной обработки и интерпретации данных сейсмической разведки и геоинформационных систем. Опытно-экспериментальное внедрение этого метода на месторождении Шах-Дениз Южно-Каспийского бассейна, а также его практическое использование для оценки перспектив нефтегазоносности структуры Ялама-Самур показали, что данный метод является весьма перспективным в условиях ЮКБ.

Шах-Дениз – это шельфовое газоконденсатное месторождение, которое было разведано в 1999 году. Его местоположение – в 70 километрах к юго-востоку от Баку. Глубины здесь достаточно большие – от 60 до 640 метров. Площадь месторождения – приблизительно 860 квадратных километров. Первая скважина начала давать газ с глубины 6500 метров, и была пробурена со стационарной платформы в районе, где глубина Каспийского моря составляла 105 метров. Случилось это 15 декабря 2006 года, дебит скважины был 5.6 млн. кубометров газа в сутки. Продуктивная толща, в которой располагалось месторождение, является основным резервуаром Южно-Каспийского бассейна, где сосредоточено более 90% запасов углеводородов.

При изучении месторождения Шах-Дениз был использован временной разрез одного из 3D профилей. Полученное качество разреза было достаточно высоким и отражало основную структуру геологического строения разреза. На полученном профиле были выделены и отмечены сейсмические горизонты, которые соответствовали различным свитам продуктивной толщи.

Последующая комплексная интерпретация сейсмических данных в совокупности со скважинными дала возможность получить более точную оценку петрофизических параметров (скорость, пористость, песчанистость и т.д.) изучаемых отложений и дать прогнозную оценку продуктивности и месторасположения объектов на рассматриваемом профиле. Эти объекты можно отнести к свите «перерыва» продуктивной толщи.

Дальнейшее сопоставление прогнозных объектов, полученных в результате использования метода, с реальными продуктивными объектами, полученными с использованием разведочного бурения, показало на их достаточное совпадение.

Удовлетворительная корреляция сейсмических данных и результатов бурения по промышленным скоплениям углеводородов в разрезе продуктивной толщи в районе Шах-Дениз должно стать реальной предпосылкой для более широкого использования разработанной азербайджанскими учеными методики в прогнозных целях на структурах Южно-Каспийского бассейна в районах с невыясненными перспективами, которых не так уж и мало. Одним из дополнительных положительных факторов использования метода прямой диагностики углеводородов в глубокозалегающей части ЮКБ является установление факта смены фазового состояния углеводородов от краевых частей к глубокопогруженной части и достоверность прогноза наличия в этом месте газовых и газоконденсатных месторождений. Еще более эффективен сейсмический метод в прямой диагностике газонасыщенных интервалов осадочного разреза по сравнению с нефтенасыщенными, о чем свидетельствуют опытно-экспериментальные данные.

Несмотря на все вышеизложенные и учитывая большие экономические и технологические риски работ в глубоководной части Южно-Каспийского бассейна, можно говорить о целесообразности использования сейсмического метода в совокупности с другими прямыми методами, прежде всего с методом поверхностной газо-геохимической съемки. В мировой практике уже имеется опыт использования данной комбинированной методики поиска углеводородов. Например, в Канаде использование геохимических методов наравне с 3D сейсморазведкой позволило увеличить успешность разведочного бурения до 71%, в то время, как методика без использования геохимического поиска – только 34%.

Использование такой же интеграционной методики в Южной Америке дало 95% успеха бурения, при этом стоимость разведки снизилась на 43%.

В Азербайджане также проводились поверхностные газо-геохимические поисковые работы в промышленных масштабах, анализ результатов которых позволяет сделать вывод об эффективности положительного прогноза 75-87%, а успешность негативного прогноза еще выше – 95-100%.

Все вышеизложенное говорит в пользу перехода поисковых работ на территории центральной глубокопогруженной части Южно-Каспийского бассейна на прямые сейсмические методы, в некоторых случаях в комбинации с газо-геохимическими.

Теперь можно говорить и о продолжении поисков месторождений углеводородов в Абшеронском архипелаге, несмотря на то, что все выявленные здесь структуры уже разведаны. Все дело  в том, что несмотря на то, что на сегодняшний день подавляющая часть известных разведанных месторождений углеводородов в мире связана с антиклинальными ловушками, имеются промышленные месторождения углеводородов и неантиклинального типа, которые напрямую связаны со стратиграфически- и литологически-экранированными ловушками, с рифовыми постройками, эродированной поверхностью эффузивных пород, с зонами кристаллического фундамента, зонами дробления пород и многими другими.

Более того, по некоторым оценкам, около 30-40% зарубежных запасов нефти связывают с ловушками неантиклинального типа. Просто до сих пор эффективность поиска таких ловушек с использованием традиционных геолого-геофизических методов была намного ниже, чем ловушек антиклинального типа. Поэтому в мировой практике широкомасштабных и целенаправленных поисков таких месторождений не проводились. Практически все они выявлялись попутно, поэтому частота выявления и соотношения этих двух типов в различных мировых бассейнах напрямую зависели от степени разведанности тех или иных месторождений.

В качестве достаточно наглядного примера можно привести хорошо разведанные нефтегазоносные районы США. Острая нужда в углеводородах является причиной проведения в этой стране огромного числа поисково-разведочных работ. В результате среди выявленных промышленных скоплений углеводородов присутствуют месторождения как антиклинального, так и неантиклинального типа (стратиграфического, литологического и комбинированного типов). По этой причине месторождений неантиклинального типа в Соединенных Штатах выявлено значительно больше, чем в других странах. Например, в штате Оклахома из 3300 месторождений нефти и газа более 60% относятся к неантиклинальному типу.

В других зарубежных странах также имеется достаточно большое количество объектов, в которых залежи нефти и газа содержатся в стратиграфических и литологических ловушках. Например, к неантиклинальным ловушкам относятся такие крупные и даже гигантские месторождения нефти и газа в России, как Уренгойское, Губкинское, Салымское, Приобское. Кроме того, в самых крупных нефтегазоносных провинциях - Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской с неантиклинальными сложнопостроенными ловушками связывается более 50% прогнозных ресурсов углеводородов.

Поэтому есть основания предполагать, что залежи углеводородов стратиграфического и литологического типов должны присутствовать и в других разведанных бассейнах. В том числе и к одному из старейших бассейнов – Южно-Каспийскому, где  в нижнем плиоцене происходило постоянное расширение его границ, которое сопровождалось такими же высокими темпами накопления дельтовых осадков. Эти условия способствовали фациальным изменениям в пространстве, формированию угловых и стратиграфических расхождений, что в итоге привело к появлению различных форм стратиграфических и литологических ловушек, к которым можно отнести региональные и локальные зоны

выклинивания, клиноформы, древние русла реки, песчаные бары, линзы и т.д. По некоторым сейсмостратиграфическим критериям в осадочном чехле Южно-Каспийского бассейна можно выделить седиментационные тела, которые связаны с турбидитными потоками, обвалами, оползнями конусами выноса. Все эти образования, погребенные более молодыми глинистыми породами, также могут образовать нетрадиционные  ловушки для накопления углеводородов.

Несмотря на это, все эти неантиклинальные ловушки до сих пор выпадали из поля зрения геофизиков, которые максимум усилий в поисковых работах прилагали именно к антиклинальным источникам накопления углеводородов. Как уже говорилось выше, этому есть причина – очень малая эффективность поиска неантиклинальных ловушек по сравнению с антиклинальными, ну и малым количеством выявленных, но не исследованных антиклинальных структур.

Однако нынешний момент характерен тем, что все высокоперспективные структуры в Абшеронском архипелаге практически полностью разведаны, а успехи, которые отмечены в последние годы в области технологий проведения сейсморазведки, разработки новых прогрессивных методов и способов интерпретации полученных данных, а также появление совершенно новых методов – секвенс-стратиграфии, сейсмо-стратиграфии, AVO-анализа – значительно увеличили эффективность прогнозирования исследуемых геологических разрезов.

Все эти факторы являются прекрасной предпосылкой к началу нового этапа в стратегии поиска отложений углеводородов, основанного на картировании стратиграфических и литологических  ловушек и оценку их нефтегазоносности.

Интересно, что на Абшеронском полуострове уже известны случаи попутного обнаружения комбинированных  (структурно-стратиграфических и структурно-литологических) месторождений нефти и газа в Калинской, Подкирмакинской и Кирмакинской свитах нижнего отдела продуктивной толщи.

Самой главной задачей в настоящее время является картирование и оценка нефтегазоносности региональных зон выклинивания подошвенных плит продуктивной толщи в районе Калинской и Подкирмакинской свит.

Заключение

Следовательно, главная задача для экономики Азербайджана – прирост запасов углеводородов в Южно-Каспийском бассейне и стабилизация добычи нефти и газа в этом районе – может быть достигнута с помощью организации поисково-разведочных работ и в новых неразведанных регионах, и в старых нефтегазоносных областях, где существует хорошо развитая инфраструктура и имеется переизбыток рабочей силы. Реализация этих мероприятий должна осуществляться с использованием новых научно обоснованных концепций и прогрессивных современных методов поиска.

Для повышения эффективности поисковых работ и минимизации финансовых и технологических рисков рекомендуется применение прямых сейсмических методов (возможно, в комбинации с газо-геохимическим методом).

В достаточно хорошо изученном Абшеронском архипелаге рекомендуется организовать исследования с помощью картирования стратиграфических и литологических ловушек и оценки их нефтегазоносности.

По материалам neftegazexpert.ru