О современной стратегии поисков нефти и газа в Азербайджанском секторе Каспийского моря

Как известно, в настоящее время нефтегазовая отрасль народного хозяйства Азербайджана составляет основу его бюджета. Она будет играть главную роль в жизни республики и в будущем. В этой связи ученых и специалистов страны, занимающихся данной сферой, не может не волновать перспектива выявления новых месторождений углеводородного (УВ) сырья и прироста их запасов. Однако, к сожалению, сегодня на этот счет нет однозначного мнения. Прогнозные оценки, выполненные различными отечественными и зарубежными учеными, сильно расходятся. В стратегии поисков месторождений нефти и газа продолжают довлеть консерватизм и старые традиционные подходы, которые, как показала практика геологоразведочных работ последних лет, малоэффективны в новых геологических и технологических условиях. Чтобы не быть голословным, в статье рассматриваются особенности геологического строения и современное состояние нефтегазоносности азербайджанского сектора Каспийского моря (морская часть Южно-Каспийского бассейна), с которым связываются основные надежды на открытие новых промышленных скоплений углеводородов в республике.

Особенности геологического строения и современной стратегии поисков углеводородов в Южно-Каспийском бассейне
Результаты многолетних комплексных исследований Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ), и особенно в последние 15 лет с применением самых современных методов (3D-сейсморазведка, секвенс-стратиграфия, изотопно-геохимические анализы органического вещества, нефти и газа, бассейновое моделирование и т. д.), позволяют с уверенностью утверждать о его гетерогенности (неоднородности). Это подтверждается неравномерным региональным нефтегазонасыщением ЮКБ (рис. 1).

Неоднородность бассейна подтверждается выявленными изменениями в пространстве количественной и качественной характеристики органического вещества (ОВ) (рис. 2), геохимических и термобарических условий (рис. 3) преобразования его в УВ, фациального состава (рис. 4) и емкостно-фильтрационных свойств пород, условий сохранности УВ и т. д. Как следствие, установлена пространственная неравномерность в региональном нефтегазонасыщении главного резервуара ЮКБ — продуктивной толщи (ПТ — нижний плиоцен) (см. рис. 1).

Анализируя итоги более чем вековой истории поисково-разведочных работ и результатов бурения, можно отметить, что промышленная нефтегазоносность Южного Каспия установлена, главным образом, в его северной части (Абшеронский архипелаг и прилегающий Абшеронский полуостров, а также северная часть Бакинского архипелага) (см. рис. 1). Это связано с тем, что в северной части южного Каспия существовали исключительно благоприятные условия для формирования месторождений нефти и газа, выражающиеся в нижеследующем:
во-первых, здесь, благодаря благоприятным палеогеографические условиям осадконакопления, были сформированы богатые органическим веществом и достаточно мощные отложения, способные генерировать нефть и газ;
во-вторых, высокая скорость прогибания этих отложений на большие глубины (Южно-Абшеронский прогиб) способствовала формированию благоприятных температурных условий для преобразования ОВ в нефть и газ;
в-третьих, здесь существовали благоприятные тектонические условия, как для первичной, так и для вторичной миграции УВ;
в-четвертых, к началу массовой эмиграции УВ из нефтематеринских пород здесь уже существовали ловушки для формирования промышленных скоплений УВ;
в-пятых, накопление здесь дельтовых богатых кварцем осадков Палео-Волги способствовали формированию резервуаров с исключительно благоприятными емкостно-фильтрационными свойствами;
в-шестых, наличие благоприятных условий сохранения залежей: наличие регионального (Акчагыльская свита) и внутриформационных флюидоупоров, а также молодой возраст залежей (небольшая продолжительность времени разрушения залежей в случае отсутствия регионального флюидоупора (как, например, на крупном месторождении Балаханы и Абшерон-Кюпаси).
В указанных выше условиях упрощенная технология поисков УВ, применявшаяся в Абшеронском нефтегазоносном районе и заключавшаяся в выявлении по данным сейсморазведки антиклинальных структур и их проверка на наличие промышленных скоплений УВ-бурением поисково-разведочных скважин, сформировала ложное мнение об универсальности и эффективности ее применения в любой части бассейна. Сегодня практика показала ошибочность такого подхода и необходимость более гибкой технологии поисков УВ.
В связи с этим закономерен вопрос: а каковы же дальнейшие перспективы прироста запасов и стабилизации добычи УВ в Южном Каспии и что необходимо сделать для их претворения в жизнь?
В настоящее время все ранее выявленные в Абшеронском архипелаге структуры разведаны (за исключением двух структур), и поиски УВ сместились на юг, включая глубоководную часть бассейна. Они продолжают проводиться с использованием традиционных подходов, т. е. исходя из принципа гомогенности (однородности) бассейна, но пока не дали желаемых результатов.

Пути повышения эффективности поисков нефти и газа в Азербайджанском секторе Южного Каспия
Учитывая, что перспективы центральной и южной частей Бакинского архипелага, а также глубоководной части Каспия в настоящее время не выяснены или дискуссионны, а результаты разведочного бурения неутешительны, продолжение использования здесь традиционной технологии поисков (хотя и эффективной в геологических условиях Абшеронского архипелага) представляется нецелесообразным. Тем более что стоимость поисковой скважины в условиях больших глубин моря и прогнозируемых глубин резервуаров превышает $100 млн. В связи с этим весьма актуально внедрение здесь подходов и методов, снижающих экономический и технологический риск поисков УВ. Нет сомнения, что поиски УВ здесь должны предварять серьезные фундаментальные научные исследования с привлечением широкого комплекса геофизических, геологических, геохимических и других данных и с использованием 3D бассейнового моделирования.

Альтернативным решением этой проблемы может стать внедрение в практику поисков УВ в слабо разведанной части Южного Каспия метода прямой диагностики нефтегазоносности перспективных структур по данным сейсморазведки.

Термин «прямая диагностика УВ» стал использоваться в практике сейсморазведки более 30 лет тому назад, начиная с эры выявления «яркого пятна» (Sheriff, 1975), отражающего содержание в резервуаре УВ. С этого времени эффект свойств поровых флюидов в сейсмических полях стал серьезно исследоваться. В различных научных центрах мира были начаты лабораторные и опытно-экспериментальные исследования по изучению сейсмических свойств пород, насыщенных различными флюидами (вода, нефть, газ). Выполненные в течение последних 20 лет экспериментальные исследования, а также интенсивное совершенствование технологии обработки и интерпретация данных сейсморазведки, позволили изучить проблему флюидного контроля петрофизических свойств пород, служащую основой для разработки метода прямого прогноза скоплений нефти и газа в недрах осадочных бассейнов. В настоящее время этот метод успешно применен в различных районах России, в Китае, Вьетнаме и Латинской Америке.
Для диагностики в резервуаре УВ наиболее широко используется метод AVO (изменение амплитуды отраженной волны), который, по существу, является усовершенствованной версией метода «яркого пятна».

Наличие четких прямых индикаторов УВ, которые были использованы для оценки перспектив неразбуренных площадей и прогноза ожидаемого типа УВ, демонстрирует пример анализа сейсмических данных по морской части Нидерландов. Здесь во всех трех разведочных скважинах, пробуренных на объектах, предварительно оцененных как перспективные в результате прямой диагностики по сейсмическим данным, были обнаружены УВ (Bloml and Bacon, 2009).

Эффективность прямой диагностики нефтяных и газовых резервуаров показали результаты экспериментов в Мексиканском заливе, где в более чем 90 скважинах, пробуренных на 20 площадках, совпадение данных сейсморазведки с результатами бурения составило более 90% (Walls et al., 2003).

Полное совпадение 3D прямого сейсмического прогноза потенциальных нефтегазовых зон с результатами бурения было отмечено и в западном Китае (Hu et al., 2005). Согласно статистике, основанной на результатах бурения 65 скважин на шести месторождениях нефти в Китае, залегающих на глубинах более 5 км, успешность прямой диагностики сейсмическим методом составила 73% (He et al., 2005).

Определенные успехи в этом вопросе достигнуты и азербайджанскими геофизиками. Так, разработанная в НИИ геофизики Государственной нефтяной компании Азербайджана методика технология с пакетом программ комплексной обработки и интерпретации данных сейсморазведки и ГИС (Шыхалиев и Гаузер, 2006), их опытно-экспериментальная апробация в ЮКБ на месторождении Шах-Дениз и практическое применение при оценке перспектив нефтегазоносности структуры Ялама-Самур показали ее достаточную эффективность в условиях ЮКБ.

Шах-Дениз является шельфовым газоконденсатным месторождением, выявленным в 1999 г. Расположено оно в Азербайджанском секторе Каспийского моря, в 70 км к юго-востоку от Баку. Глубина моря в районе месторождения — от 50 до 650 м. Площадь газоносного района — около 860 кв. км. Эксплуатация первой скважины глубиной 6,5 тыс. м, пробуренной со стационарной добывающей платформы на глубине моря 105 м, началась 15 декабря 2006 г. с дебитом газа 5,6 млн куб. м в сутки из продуктивной толщи (ПТ — нижний плиоцен). ПТ является главным резервуаром ЮКБ, на который приходится более 90% современной добычи УВ.

Для изучения месторождения Шах-Дениз использован временной разрез одного из 3D профилей. Качество разреза достаточно высокое и хорошо отражает основные элементы геологического строения разреза (рис. 5). На этом профиле были выделены и трассированы сейсмические горизонты, соответствующие различным свитам ПТ.

Комплексная интерпретация сейсмических и скважинных данных с использованием вышеописанной методики позволила более детально оценить петрофизические параметры (скорость, пористость, песчанистость/глинистость и т. д.) отложений и прогнозировать основные продуктивные объекты на изучаемом профиле (см. рис. 5). Эти объекты относятся к свите «перерыва» ПТ. Сопоставление пространственного положения прогнозных объектов с реальными продуктивными объектами, выявленными в разведочной скважине, показало на их удовлетворительное совпадение (см. рис. 5).

Хорошая корреляция сейсмических данных с выявленными по результатам бурения промышленными скоплениями УВ в разрезе ПТ площади Шах-Дениз служит хорошей предпосылкой для широкого внедрения разработанной методологии в прогнозных целях на структурах ЮКБ с еще не выясненными перспективами.

Благоприятным фактом для использования прямой диагностики УВ в глубокопогруженной части ЮКБ является также установленный факт смены фазового состояния УВ от бортовых частей к глубокопогруженной ее части и прогноз наличия здесь преимущественно газовых/газоконденсатных месторождений. А как показали опытно-экспериментальные исследования, сейсмический метод особенно эффективен в прямой диагностике газонасыщенных интервалов осадочного разреза, в сравнении с нефтенасыщенными (Blackburn, 1986; Klimentos, 1995).
Тем не менее, учитывая высокий экономический и технологический риск бурения скважин в глубоководной части ЮКБ и в целях его минимизации, было бы целесообразно комплексирование сейсмического метода с другими прямыми методами, и прежде всего с поверхностной газо-геохимической съемкой.

В этой связи важно отметить, что в практике уже известны попытки применения такой интегрированной системы поисков (Schumaker et al., 1999). Так, использование геохимических поисков в комплексе с 3D сейсморазведкой в Канаде увеличило успешность бурения до 71%, в то время как успех при использовании только сейсмических данных составлял около 34%. В Южной Америке такая интеграция двух методов обеспечила 95-процентный успех бурения и снизила стоимость поисков на 43% (Schumaker et al., 1999).

Следует отметить, что в Азербайджане проводились поверхностные газо-геохимические поиски в промышленных масштабах, как на суше, так и в море. Анализ этих результатов показал, что эффективность позитивного прогноза составляет здесь 75–87%, в то время как успешность негативного прогноза достигает 95–100% (Feyzullayev et al., 2008).

Все вышеотмеченное служит убедительной основой для рекомендации прямых сейсмических (а возможно, в комплексе с газо-геохимическими) методов поиска в практике поисково-разведочных работ в центральной глубокопогруженной части ЮКБ.

Говоря о современной стратегии поисков в Южном Каспии, важно отметить также необходимость продолжения поисков УВ в Абшеронском архипелаге, даже несмотря на то, что все выявленные здесь структуры уже разведаны. Дело в том, что, хотя подавляющая часть известных открытий месторождений УВ в мире, как по их числу, так и запасам, связана с антиклинальными ловушками, однако известны также промышленные скопления нефти и газа и неантиклинального типа, связанные со стратиграфически- и литологически-экранированными ловушками, с рифовыми постройками, эродированной поверхностью эффузивных пород и кристаллического фундамента, зонами дробления пород и т. д.

По существующим оценкам, примерно 30–40% зарубежных нефтяных запасов приурочено к ловушкам неантиклинального типа. Однако до сих пор эффективность выявления таких ловушек традиционными геолого-геофизическими методами была значительно ниже, чем антиклинального типа. В связи с этим целенаправленные и широкомасштабные их поиски, как правило, не проводились. Обнаруживались они обычно попутно, и поэтому частота выявления и соотношение отдельных типов скоплений нефти и газа в различных бассейнах мира зависели, главным образом, от степени их разведанности.

Наглядным примером этому являются хорошо разведанные нефтегазоносные бассейны США. Огромный размах проводимых здесь поисково-разведочных работ обусловил выявление промышленных скоплений УВ не только антиклинального, но и неантиклинального типа (стратиграфического, литологического и комбинированного типов). Поэтому в США месторождений неантиклинального типа обнаружено значительно больше, чем в других странах мира. Так, в штате Оклахома из 3300 месторождений нефти и газа две трети относятся к неантиклинальному типу.

Имеется много примеров и по другим зарубежным объектам, свидетельствующих о том, что в литологических и стратиграфических ловушках может содержаться огромное количество нефти и газа. С неантиклинальными ловушками связаны крупные и гигантские месторождения углеводородов России, такие как Уренгойское, Губкинское, Салымское, Приобское. С неантиклинальными сложнопостроенными ловушками основных продуктивных комплексов крупнейших нефтегазоносных провинций — Западно-Сибирской, Волго-Уральской, Тимано-Печорской — связывается более половины прогнозных ресурсов нефти и газа.

В связи с этим естественно предположить, что обнаружение залежей стратиграфического и литологического типов можно ожидать и в других разведанных бассейнах. Это в полной мере относится и к старейшему Южно-Каспийскому бассейну, где в нижнеплиоценовое время происходило последовательное расширение его границ, сопровождавшееся высокими скоростями накопления дельтовых осадков. Это благоприятствовало фациальным изменениям в пространстве, формированию угловых и стратиграфических несогласий и т. д., а в итоге широкому развитию здесь различных форм стратиграфических и литологических ловушек (региональные и локальные зоны выклинивания, клиноформы, древние русла реки, песчаные бары, линзы и т. д.). По ряду сейсмостратиграфических критериев в осадочном чехле ЮКБ выделяются седиментационные тела, связанные с турбидитными потоками, обвалами, оползнями и конусами выноса. Эти тела, погребенные молодыми глинистыми образованиями, могут также образовать нетрадиционные ловушки для скопления УВ.

Тем не менее до сих пор они были вне поля зрения геофизиков, и все поисковые работы базировалась на исключительно антиклинальной концепции формирования месторождений УВ. Как отмечалось выше, объяснялось это тем, что технология поисков антиклинальных ловушек была значительно проще и эффективнее в сравнении с поисками скоплений в ловушках неантиклинального типа, а также наличием достаточного фонда выявленных, но еще не разведанных антиклинальных структур.

Однако современная ситуация такова, что фонд всех высокоперспективных структур в Абшеронском архипелаге практически исчерпан. Наряду с этим, достигнутые в последние годы успехи в технологии проведения сейсморазведки, разработке прогрессивных методов и приемов интерпретации полученных данных, а также появление таких новых подходов и методов, как секвенс-стратиграфия, сейсмо-стратиграфия, AVO-анализ и т. д., существенно повысили эффективность прогнозирования геологического разреза. Это является хорошей предпосылкой для начала нового этапа в стратегии поисков УВ, ориентированной на картирование стратиграфических и литологических ловушек и оценку их нефтегазоносности.

В связи с этим важно отметить, что на Абшеронском полуострове известны факты попутного обнаружения комбинированных (структурно-стратиграфических и структурно-литологических) скоплений нефти и газа в Калинской (КаС), Подкирмакинской (ПК) и Кирмакинской (КС) свитах нижнего отдела ПТ. Первоочередной задачей же в настоящее время является картирование и оценка нефтегазоносности региональных зон выклинивания подошвенных свит ПТ (КаС и ПК).

Заключение
Таким образом, реализация важнейшего условия стабилизации добычи нефти и газа — прироста их запасов в ЮКБ — должна осуществляться поисково-разведочными работами, как в новых неразведанных регионах, так и в старых нефтегазоносных районах (с развитой инфраструктурой и избытком трудовых ресурсов), за счет внедрения новых научно-обоснованных концепций и более эффективных современных методов и подходов.
Для повышения эффективности и минимизации риска при поисках нефти и газа в центральной глубокопогруженной части Южного Каспия рекомендуется внедрение прямых сейсмических методов (возможно, в комплексе с газо-геохимическим методом).
В хорошо разведанной части Южного Каспия (Абшеронский архипелаг) предлагается ориентировать исследования на картирование стратиграфических и литологических ловушек и оценку их нефтегазоносности.

Литература
Шыхалиев Ю. А., Гаузер Г. Е. 2006.
К вопросу прогнозирования зон аномально высоких пластовых давлений по данным сейсморазведки // Геофизика, 1, с. 21–25.
Blackburn G. J. 1986. Direct hydrocarbon detection: some examples. Exploration Geophysics 17(2), 59–66.
Bloml F. and Bacon M. 2009. Application of direct hydrocarbon indicators for exploration in a Permian-Triassicplay, offshore the Netherlands. First break, volume 27, p. 37–44/
Feyzullayev A. A., Tagiyev M. F., Lerche I. 2008. Tectonic Control on Fluid Dynamics and Efficiency of Gas Surveys in Different Tectonic Settings. Energy Exploration and Exploitation, v. 26, #6, p. 363–374.
He Z., Jiang W., Liu P., Cui X. 2005. Hydrocarbon detection with high-powered spectral induced polarization: two cases. Presentation No. EM P 1.1, 75th SEG meeting, Houston, Texas Nov., 6–12.
Hu X., Y. Chen, X. Liang, K. Lang. 2005. New Technology for direct hydrocarbon reservoir detection using seismic information. SEG/Houston Annual Meeting, p. 1735–1739.
Klimentos T. 1995. Attenuation of P- and S-waves as a method of distinguishing gas and condensate from oil and water, Geophysics, 60, p. 447–458.
Sheriff, R. E. 1975. Factors Affecting Seismic Amplitudes. Geophys. Prosp., 23, p. 125–138.
Schumaker D., J.Gervitz, G. Rice, P. Harrington, R. Wyman. 1999. Surface hydrocarbon detection shows promise. Workshop sponsored by PTTC’s Eastern Gulf Region on February 10, 1999.
Walls J., M. T. Taner, J. Dvorkin,
G. Mavko. 2003. Recent Example of Seismic Attenuation as a Gas Indicator. In: Batzle M., D. Han, R. Gibson, O. Djordjevic. 2003. Seismic Evaluation of Hydrocarbon Saturation in Deep-Water Reservoirs. Grant/Cooperative Agreement DE-FC26-02NT15342.

Автор: А. А. Фейзуллаев, Ю. А. Шыхалиев Дата: 17.02.2011 «Федеральный строительный рынок» № 89 Рубрика: Нефтегазовый комплекс

«« назад