Материал: Геологические условия формирования коллекторов месторождения Восточный Челекен в Туркменистане

. На основе нового подхода к получению геолого-геофизических данных Шевченко И. В. создана уточнённая геологическая модель месторождения Восточный Челекен.

. Обоснована возможность использования установленной закономерности распределения фильтрационно-емкостных свойств и характера насыщения основных продуктивных пластов месторождения Восточный Челекен на сопредельных территориях для оценки перспектив нефтегазоносности этих территорий.

По отдельным структурным материалам разных лет по кровле продуктивного горизонта VIII, хорошо изученного на Восточном Челекене, построена общая структурная карта (рисунок 11).

На основании этих структурных построений и результатов геологического моделирования месторождения Восточный Челекен сделан вывод о том, что основные перспективы нефгегазопостности Большой Челекенской структуры могут быть связаны с закономерностью площадного и глубинного распределения свойств пластов-коллекторов, в процессе моделирования месторождения Восточный Челекен.

Рисунок 11- Структурная карта по кровле VIII пачки месторождения Восточный Челекен (Мамедов, 2015)

Рисунок 12- Профиль по продуктивной VII пачки месторождения Восточный Челекен (Мамедов, 2015)

Данная закономерность предполагает распределение наилучших коллекторов основных продуктивных горизонтов в VII и VIII в виде своеобразного пояса песков, песчаников и алевритов, распространенного в периферийной части структуры (а не в центральной части структуры, как это ранее считалось) (рисунок 12), в определённом гипсометрическом диапазоне, и может являться ключевой к пониманию перспектив нефтегазоносности не только месторождения Восточный Челекен, но и Большой Челекенской структуры, а также других сопредельных структур Прибалханской зоны поднятий.

Предлагаемый подход к получению геолого-геофизических данных и к их использованию в процессе геологического моделирования позволил оперативно оценить строение залежей, коллекторские свойства и характер флюидонасыщения пластов-коллекторов на основе создания уточнённой, достоверной геологической модели изучаемого месторождения и обеспечил ускоренный ввод елабоизученного месторождения Восточный Челекен в разработку. Применённый подход позволит выявить закономерности геологического строения и перспективы нефтегазоносности изучаемого месторождения, актуальные для других недоразведанных и слабоизученных площадей региона, и может быть использован в процессе изучения и моделирования строения других месторождений.

3.3 Палеогеографические реконструкции бассейна осадконакопления

Палеогеографические условия осадконакопления восстановлены по данным бурения месторождения Восточный Челекен и керновых определений из разрезов скважин, начиная только с нижнемеловой эпохи.

Конец альба-начало позднемеловой эпохи связаны с колебательными движениями, приведшими к перерывам в осадконакоплении. В пределах горных сооружений юго-западного Туркменистана отложения верхнего мела играют существенную роль. На обширной территории Западно-Туркменской впадины (ЗТВ) они погребены под более молодыми осадочными толщами, под которыми они вскрыты единичными скважинами.

В Келькерском прогибе и на южном крыле Большебалханской мегантиклинали верхнемеловые отложения не установлены, что позволило дать основание прогнозировать отсутствие их и в разрезе месторождения Восточного Челекена, в связи с поднятием территории в верхнемеловой период.

В Прибалханской зоне верхний мел частично уцелел только на Гарадепе, на южных крыльях структур Сыртланлы, Боядаг, Гуйыджык, на северном крыле Монжыклинской складки. Во всех известных разрезах Прибалханской зоны мощность невелика и не превышает первых сотен метров.

Палеогеновый морской бассейн покрывал, по-видимому, всю территорию Западно-Туркменской впадины (ЗТВ) часть Западного-Копетдага. Однако трансгрессия была кратковременной. Потому, как в Восточном Прибалханье, на размытом маастрихте лежат несогласно, со стратиграфическим перерывом, отложения среднего эоцена, что фиксирует перерыв в осадконакоплении между мелом и эоценом.

В палеогене Восточный Челекен и Челекен были сушей, косвенным подтверждением этому служит отсутствие палеогеновых отложений в разрезах всех пробуренных скважин Келькерского прогиба, Гегерендаг-Экеремской зоны и на южном крыле Б.Балкана, расположенных к северу, в близости от площади Восточный Челекен. Кроме того, установлено отсутствие палеогеновых отложений в Гегерендаг-Экеремской зоне поднятий, где разрезы средне-верхнеплиоценовых отложений в ряду ложных структур (Чекичлер и др.) весьма схожи со структурами Восточного Челекена.

Конец палеогенового - начало неогенового времени связаны с проявлением одной из наиболее интенсивных фаз альпийского тектогенеза, коренным образом изменившей палеогеографическую обстановку. К этому времени относятся, фазы наиболее интенсивных процессов формирования горно складчатых сооружений, обрамляющих ЗТВ. Часть территории впадины также испытала подъем, повлекший за собой регрессию морского бассейна. Восточное Прибалханье совместно с большим, и малым Балканами и северной частью Западного Копетдага в результате подъема стало сушей. Миоценовый бассейн имел лишь локальное распространение в виде узких заливов и проливов. Так, его осадки установлены на северных погружениях складок Гумдаг и Монжыклы. В их разрезе установлены (по фауне) отложения сарматского и тарханского ярусов, то есть некоторых частей верхнего и среднего миоцена. Отмеченная стратиграфическая непоследовательность является либо результатом перерывов, либо следствие дизъюнктивной тектоники. После короткого континентального периода, что установлено по отсутствию в изученных разрезах Аладаг-Миссерианской и ряда площадей Гегерендаг-Экеремской зон нижнего, а иногда среднего миоцена, ЗТВ вновь погрузилась или покрылась трангрессией моря, с практически повсеместным накоплением осадков.

Граница понтического морского бассейна на севере ограничилась погружениями структур прибалканской зоны. Сушей продолжала оставаться континентальная часть территории Гегерендаг - Экеремской зоны (за исключением площади Бугдайлы). (рисунок 13).

В верхнемиоценовое время на территории ЗТВ, в результате регрессии миоценового моря, установился континентальный режим. Процессам денудации подвергались не только отложения миоцена, но наиболее гипсометрически поднятые участки, которые были размыты до отложений мела. Образовалась сложная по строению денудационно-тектоническая поверхность.

ЗТВ в раннеплиоценовое время была охвачена значительными опусканиями, в результате которых накапливалась мощная (3500 м) толща терригенных осадков с редкими прослойками хемогенно-карбонатных образований, в низах разреза на крайне южной (Чекичлер и др) и северо-западной (Челекен) частях территории. Толща формировалась за счет сноса обломочного материала (рисунок 14).

Рисунок 13 - Палеореконструкции бассейна осадконакопления в понте (по Попову, 2000)

В который период территория полуострова Челекена была сушей.

Верхний плиоцен состоит из сменяющихся морских, дельтовых и аллювиальных образований, которые являлись продуктами приноса реками Палеоамударьи, Палеоузбоя и денудации окружающих горных сооружений (рисунок15).

Отложения четвертичной системы в пределах ЗТВ имеют широкое площадное развитие с колеблющимися по площади региона мощностями, в разрезе которых участвуют, в основном, те же типы терригенных пород, что в разрезе красноцветной толщи.

Рисунок 14. Схема формирования коллекторов Восточного Челекена дельты палео-Узбоя в период накопление красноцветной толщи, территория была в районе палеодельт палео-Узбоя (Мамедов, 2015).

Рис.15. Палеореконструкция бассейна осадконакопления в акчагыле (верхний плиоцен) [Попов, 2000].

В период верхнего плиоцена полуостров Челекен был покрыт мелководным бассейнам, лагунного типа с накоплением терригенно-карбонатных пород.

ЗТВ на рубеже понтического и акчагыльского веков располагалась в зоне пересечения двух крупных областей прогибания: субширотного (более древнего) и субмеридионального (более молодого). Во время отложения продуктивной (красноцветной) толщи произошла смена субширотного прогибания субмеридиональным. Территория ЗТВ-тектонически активный регион, в котором широко развиты мутьевые потоки, принесшие огромные массы терригенного материала. В результате резкого падения уровня моря образовались мощные эрозионные долины прарек, берущих начало на востоке и севере. В долинах рек и на прилегающих участках скапливались мощные толщи принесенных пород различной степени отсортированности и окраски. Все это позволяет предложить вторичный характер красноцветной окраски пород восточного шельфа ЗТВ. Возможно, это и результат размыва пестроокрашенных пород Большого и Малого Балхана, Западного Копет-Дага и других регионов Туркмении, основной речной водной артерией которых служила палео-Узбой.

4. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Трещинно-известняковый мальм-неокомский комплекс ЗТВ представлен, в основном, из карбонатных разностей пород с подчиненными значениями терригенных образований. Комплекс характеризуется прекрасными коллекторскими свойствами известняков, часто доломитизированных, рыхлых, слабо уплотненных, встречаясь как в разрезах естественных обнажений так и ряда глубоких скважин Прибалханского района с высокими значениями пористости до 24,0%. В тоже время чистые известняки верхней юры характеризуются весьма низкими значениями открытой пористости (Кп) (в среднем 4%), а доломитизированные известняки обладают весьма благоприятными показателями (Кп до 19% и более). В пределах Западной Туркмении, некоторыми параметрическими скважинами вскрыт досреднеплиоценовый разрез на площадях Монжуклы, Кумдаг, Каратепе, Боядат, Сыртланли, Кобек и др. (рис. 16.). На большинстве из них скважинами вскрыта лишь верхняя часть мелового разреза преимущественно глинисто-алевролитового состава. Основная же нефтегазоперспективная неокомско-верхнеюрская карбонатная толща, обладающая массивными трещинными резервуарами, на полную мощность вскрыта лишь в разрезе скв. 1 Даната. Отдельные пачки песчаников, алевролитов с хорошими коллекторскими свойствами, пористостью до 20 %, проницаемостью до 0,5 мкм² встречаются также и в породах верхнего апта и верхнего сеномана. Покрышками служат глины нижнего апта, турона, палеогена, мощность которых достигает 2000 м. Антиклинальные ловушки досреднеплиоценового комплекса имеют площадь в среднем 50 км², высоту 0,5-1 км, глубину залегания карбонатных пород неокома более 3 км [24].

Нижне-среднеюрская, апт-сеноманская и палеоген-миоценовая толщи, по данным О. В. Барташевич (1986), обладают значительным генерационным потенциалом. Содержание ОВ в них достигает 2,8 %, в породах нижнего плиоцена-верхнего палеогена-от 0,4 до 1,2 % [24].

Изучение палеогеотермической эволюции ОВ показало, что его созревание в юрских толщах происходило главным образом в мел-палеогеновое время, а в неогене-в период накопления мощных глинисто-алевролитовых толщ, являющихся покрышкой УВ, осуществлялась генерация газоконденсата.

В разрезе нижнего мела-верхней юры к югу от описываемого района, на территории Ирана, обнаружены крупные по запасам месторождения газа (Каратепе, Хангирен).

В досреднеплиоценовом разрезе выделяются три основных водонапорных комплекса (В. В. Колодий, А. В. Кудельский, 1981 г.), разделенных водоупорами: нижне-среднеюрский, верхнеюрско-неокомский, апт-сеноманский. Наиболее полно изучен последний. Ему свойственны затрудненный водообмен и бессульфатные хлоридно-натриевые воды с высокой минерализацией (10-30 г/кг), растворенными УВ-газами, концентрацией иода выше 430 мл/л, что принято считать признаком нефтегазоносности недр.

В досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении отмечены газопроявления и несколько нефтепроявлений в отложениях сеномана, альба (площади Куйляр, Сумбар, Каратепе) в виде примазок и пленок.

Нефть метано-нафтенового типа с большим содержанием асфальтенов. Наибольшее количество (несколько десятков) газопроявлений отмечено при бурении скважин в разрезе апт-сеноманского комплекса. Например, в скв. 3 на площади Западный Аладаг был получен приток газа дебитом 15 тыс. м³/сут из коллекторов альба. При бурении газопроявления отмечены в разрезе сенона и сеномана на площадях Сеиткардери, Терсакан и других, альба - Изаткули, юры-скв. 1 Даната и др. Естественные выходы горючих газов обнаружены в пределах Обойской, Чаалджинской, Казанджикской, Данатинской площадей. В составе газа преобладает метан (более 92 %). Его гомологи составляют 0,9 %, азот до 6 %. Можно сделать вывод, что досреднеплиоценовый разрез рассматриваемого региона содержит нефтематеринские толщи, обладает очагами генерации УВ и ловушками для нефти и газа, здесь отмечены нефте- и газопроявления [24].

Основная суть традиционной концепции разведки залежей нефти и газа в досреднеплиоценовом разрезе Западной Туркмении заключалась в поисках брахиантиклинальных ловушек, расчлененных сбросами на блоки, т. е. антиклиналей, комформных со структурами плиоцена, где выявлены скопления УВ. На решение этой задачи были нацелены сейсморазведка и поисковое бурение. Однако за 20 лет поисков брахиантиклинали в доплиоценовом разрезе не были найдены. Напротив, бурением было установлено крутое залегание пород на крыльях (до 90°). Естественно, результаты сейсморазведки, нацеленной на поиски брахиантиклиналей, оказались неэффективными, так как таких структур не было. Брахиантиклинально-блоковый вариант строения ловушек для нефти и газа не подтвердился.

На территории Западной Туркмении изучен целый ряд самостоятельных нефтяных и нефтегазовых залежей в нижнекрасноцветных отложениях.

Тектоническое отражение в своеобразии пликативных и дизъюнктивных дислокаций, развитых в различных по возрасту комплексах осадочного чехла, неодинаковой стратиграфической представленности разрезов по территории и зональности литолого-фациального состава и коллекторских свойств осадков.В частности, происходили размывы значительной части (до 400-500 м) отложений красноцветной толщи и резкое сокращение мощностей осадков верхнего плиоцена в присводовой части Челекенской складки.

Открытая пористость рассматриваемых типов известняков изменяется в широких интервалах от 13,0 % до 24,3% [24].

На месторождении Челекен продуктивны отложения, потстилающие красноцветную толщу. Коллекторы нефти и газа красноцветных отложений характеризуются пористостью 16-28%, проницаемостью до 200мД, при этом отмечается уменьшение проницаемости с глубиной залегание пород [24].

Структура Восточный Челекен является юго-западной частью Прибалханской зоны антиклинальных поднятий. На структуре пробурено 16 скважин. Одиннадцать из них вскрыли продуктивные пласты пачки IXа и IXб, десять скважин при опробовании дали нефть, одна газ, четыре пластовую воду, одна ликвидирована из-за газонефтепроявления и еще одна из-за подъема уровня воды Каспийского моря.