ИСТИНА

Введение В XIX веке была пробурена первая морская нефтедобывающая скважина в Каспийском море на территории современного Азербайджана. С тех пор Каспийский регион вызывает большой интерес с точки зрения поисковых работ на нефть и газ у крупных нефтяных компаний мира. У ПАО «НК «Роснефть» в акватории Северного Каспия имеется 3 лицензионных участка (Северо-Каспийский, «Месторождение Западно-Ракушечное» и блок Курмангазы), также рассматриваются вопросы по лицензированию. В период с 2006 по 2018 г. на Северном Каспии на терригенные отложения мезозоя было пробурено 18 скважин. Открыто одно крупное месторождение - Каламкас-море, несколько средних – Жамбыл, Жетысу, месторождения блока Жемчужина, а также некоммерческие мелкие и очень мелкие месторождения. Однако, самая крупная структура - Курмангазы, находящаяся в непосредственной близости к открытым месторождениям, по результатам бурения оказалась водонасыщенной. В 2010-2015 гг. в акватории Среднего Каспия на структуре Нурсултан, расположенной недалеко от открытого в 2008 г. месторождения Центральное, было пробурено 3 скважины (Нурсултан-1, Ракушечное-море-1 и AR-1). Результаты бурения оказались отрицательными. На Южном Каспии открыто более 40 месторождений, которые расположены на Апшероно-Прибалханской системе поднятий и в более глубоководной акватории. Поисково-оценочное бурение на 22 структурах (большая часть которых расположена на акватории Азербайджана) не дало положительного результата. Наибольшие вопросы с точки зрения «работы» региональных УВ систем вызывают установленная водонасыщенность коллекторов без следов углеводородов на структурах Туркменской ступени (Ферсмана, Ходжакулиев, Огурджи, Западная Эрдекли) и отрицательные результаты бурения на структурах Зафар и Нахчиван, имеющих аналогичное строение с открытыми рядом уникальными месторождениями Шах-Дениз и Абшерон. Бурение в море чаще всего осуществляется после детальной проработки сейсморазведочных данных 2D-3D. На структурах Курмангазы, Нурсултан, Зафар и Нахчиван перспективные интервалы разреза содержали как коллектора, так и покрышки. Геолого-геофизические данные, имеющиеся в пределах лицензионных участков, не позволили однозначно ответить на важный вопрос о причинах отрицательных результатов бурения. Для принятия решений по вопросам лицензирования и выбора стратегии ГРР на имеющихся ЛУ с 2015 г. Компанией были начаты работы по построению региональной геологической модели Каспийского моря. Цель исследования заключалась в выделении области потенциального интереса и подготовке рекомендаций по возможному приобретению новых активов на основе ресурсной оценки и анализа геологических рисков, влияющих на формирование/расформирование залежей УВ. Метод Основными задачами при построении и анализе региональной модели являлись изучение всех возможных перспективных интервалов в регионе и выявление ключевых геологических рисков. Несмотря на относительно небольшую площадь, акватория Каспийского моря характеризуется сложным геологическим строением. В ее пределах с севера на юг развиты разнородные и разновозрастные древние и молодые крупные тектонические элементы: Восточно-Европейская платформа с докембрийским фундаментом (Северный Каспий), Скифско-Туранская плита с верхнепалеозойским фундаментом (Центральный Каспий) и преимущественно кайнозойская Южно-Каспийская впадина, расположенная в пределах Средиземноморского (Альпийско-Гималайского) складчато-надвигового пояса (Южный Каспий). В связи с таким неоднородным геологическим строением и историей развития в разных частях Каспийского моря поисковый интерес представляют различные нефтегазоносные комплексы, охватывающие интервал разреза от верхнего девона до четвертичной системы. Для создания региональной геологической модели Каспийского моря целенаправленно приобретались геолого-геофизические данные (в первую очередь материалы по опорным скважинам и сейсмические профили 2D), охватывающие месторождения, которые могут выступать в качестве аналогов для перспективных объектов. Построение геологической модели выполнялось поэтапно: в 2015 г. рассматривалась акватория РФ, в 2016 г. она была дополнена данными по акватории Казахстана, в 2017 г. – Туркменистана и 2018 г. – Азербайджана. Таким образом, к 2019 году была сформирована региональная база геолого-геофизических данных всего Каспийского моря, содержащая около 70 тыс. пог. км сейсморазведочных данных 2D и 50 скважин. В ходе региональных обобщений были рассмотрены все элементы нефтегазовой системы – коллекторы, покрышки, наличие и зрелость нефтегазоматеринских толщ, пути миграции УВ. Результаты На основе интерпретации комплекса данных были установлены основные особенности распределения характера нефтегазоносности как по площади, так и по разрезу региона На Северном Каспии основными перспективными интервала являются терригенные отложения средней юры и карбонатные образования позднедевонского-среднекаменноугольного возраста. Покрышкой для карбонатных коллекторов палеозоя служат региональные глинистые толщи ассель-артинского и эвапориты кунгурского возраста нижней перми, для песчаников средней юры – региональные глины келловея и локальные глины байосско-батского возраста. Основной нефтегазоматеринской толщей являются кремнисто-глинисто-карбонатные отложения франского яруса верхнего девона. Согласно имеющимся моделям, формирование залежей в карбонатных отложениях позднедевонско-среднекаменноугольного возраста происходило в результате вертикальной миграции УВ. Позднее в результате разрушения палеозойских залежей происходила преимущественно вертикальная миграция УВ по разломам в мезозойскую толщу. При отсутствии эффективной покрышки среднеюрского возраста залежи УВ могли формироваться также и в нижнемеловых песчаниках. Дополнительными НГМТ в разрезе являются глинистые отложения нижнего карбона и нижней перми, однако их роль в формировании скоплений УВ не до конца изучена. Под структурой Курмангазы, проявленной в юрско-меловом разрезе, расположен триасовый грабен с мощностью отложений 2-4 км, что существенно усложняет вертикальную миграцию УВ из нижезалегающих пород, а верхнедевонская нефтематеринская толща в области сочленения Восточно-Европейской платформы и Скифско-Туранской плиты погружена на большие глубины . Все эти факторы объясняют, вероятно, отсутствие УВ в разрезе при бурении скважин Курмангазы-1 и 2. В Центральном Каспии на бортах Терско-Каспийского прогиба и на Ракушечно-Широтном валу основными перспективными интервалами являются песчаники нижнего мела (неоком-апт), перекрываемые глинами того же возраста, а также карбонатные отложения верхней юры, флюидоупором для которых служит глинисто-эвапоритовая толща титонского возраста. Нефтегазоматеринской толщей для них служат регионально выдержанные глины средней юры, находящиеся в пределах Терско-Каспийского прогиба в «нефтегазовом окне». В результате процессов преимущественно латеральной и в меньшей степени вертикальной миграции УВ залежи формируются в карбонатных отложениях верхней юры и терригенных коллекторах нижнего мела в пределах локальных поднятий на борту Терско-Каспийского прогиба (месторождения Центральное, Хвалынское, Сарматское и др.), а также в нижнемеловых терригенных отложениях на Ракушечно-Широтном валу, где верхнеюрские породы были эродированы в раннем мелу. Неудачи при разбуривании структуры Нурсултан связаны, вероятно, с ее положением относительно очага генерации УВ и путей их миграции из прогиба Казахского залива, где нефтематеринские толщи уже прошли «нефтяное окно» и вышли из нижней газогенной зоны. В прибрежном районе предгорного Дагестана перспективы нефтегазоносности связаны в основном с верхнемеловыми и палеоцен-эоценовыми карбонатными отложениями, а также с терригенными породами чокракского возраста (миоцен). Миграция УВ осуществлялась из глинистых толщ кумского (эоцен) и хадумского (олигоцен) возрастов. Покровно-надвиговое строение региона объясняет миграцию УВ из молодых нефтематеринских толщ в более древние отложения. Южный Каспий имеет особенное геологическое строение: около 15-20 км разреза представлено здесь молодыми кайнозойскими породами и в его пределах активно развит грязевой вулканизм, не имеющий аналогов в мире. Большинство месторождений Южного Каспия приурочено к зонам развития грязевого диапиризма и вулканизма. Коллекторами служат дельтовые отложения продуктивной/красноцветной толщи плиоцена, сформированными за счет сноса кластического материала палео-реками Волга и Амударья. Флюидоупором в разрезах рассматриваемой части Каспия выступают глины продуктивной/красноцветной толщи, а также майкопские глиняные вулканы. Основными нефтематеринскими породами являются, предположительно, глинистые отложения майкопской серии (олигоцен-нижний миоцен) и диатомовой толщи (верхний миоцен), представленные керном скважин суши и продуктами извержения грязевых вулканов. Предполагается, что определяющим фактором формирования скоплений УВ является миграция флюидов по разломам, связанными, в том числе с развитием глиняных диапиров и вулканов. При этом в настоящее время происходит перераспределение и изменение фазового состава УВ в залежах, а также расформирование скоплений в местах проявления активного грязевого вулканизма. Именно с процессами последнего можно объяснить расформирование залежи УВ на структуре Зафар, в пределах которой расположено три грязевых вулкана. На Туркменской ступени майкопские отложения маломощные, что приводит к отсутствию грязевого вулканизма и разломов как путей вертикальной миграции УВ. Выводы Региональная геологическая модель Каспийского моря позволила выявить особенности нефтегазоносности региона, оценить ключевые геологические риски для каждого из районов изучения и выделить области потенциального интереса. Построение таких моделей необходимо не только для принятия решений по лицензированию. Благодаря наличию современной региональной модели можно выполнить ранжирование перспективных объектов на ЛУ Компании, спрогнозировать перспективные интервалы разреза и выработать эффективную стратегию проведения геологоразведочных работ. Региональная модель Северного Каспия позволяет по-новому взглянуть на перспективы хорошо изученных ЛУ и сформировать направления дальнейших геологоразведочных работ.