Введение к работе
Актуальность работы. Освоение сырьевых запасов российского шельфа является долгосрочной задачей, экономическая целесообразность которого декларируется органами власти Российской Федерации в последнее десятилетие на различных уровнях. Ввиду постоянно растущего мирового потребления энергоресурсов, а также сложности освоения источников «неуглеводородной» энергии, шельфовые проекты представляют огромный интерес для крупнейших нефтедобывающих компаний мира. Развитая инфраструктура объектов нефтегазового комплекса (переработка, транспортировка), существующая в старейшем нефтегазодобывающем регионе России, нивелируется геологическими и технологическими рисками, связанными с финансированием геологоразведочных работ. Это вызывает сложности обоснования экономической целесообразности проектов Черного моря и делает необходимым широкое применение аппаратов моделирования для решения ряда важнейших проблем Туапсинского прогиба, как бассейна с потенциально промышленной нефтегазоносностью. Перспективы Туапсинского прогиба и шельфа Черного моря, несмотря на все сложности, в целом оцениваются довольно высоко. Перед геологами стоит задача минимизации рисков, в первую очередь, за счет обоснования достоверности оценки ресурсов.
В Туапсинском прогибе лицензиями на право проведения геологоразведочных работ владеют две компании. ОАО «НК «Роснефть» принадлежит участок «Туапсинский прогиб», покрывающий большую часть прогиба, как геоструктурного элемента, а также участки «Южно-Черноморский» и «Западно-Черноморский». ЗАО «Черноморнефтегаз» принадлежат меньшие по размерам участки «Юго-восточный» и «Северо-западный». Переход к следующему этапу геологоразведочных работ для недропользователей, имеющих лицензии в Туапсинском прогибе, сопряжен с крупными капиталовложениями для бурения поисковых скважин. Буровые организации, которым будет доверен соответствующий подряд, столкнутся с серьезными осложнениями при проходке скважин в существующих условиях (глубины моря около 2000 м, сероводородное заражение, сложнейшие инженерно-геологические условия и другие технологические проблемы). С учетом этих обстоятельств, на первый план выходят большие риски дальнейшего ведения геологоразведочных работ.
Ряд проблем, которые были упомянуты выше, замыкаются в синтетическом понятии «бассейновое моделирование». Комплекс сложных расчетных процедур позволяет восстановить историю осадконакопления и генерации углеводородов, а также
последующих движений нефти и газа на пути к ловушке. Таким образом, результаты бассейнового моделирования можно условно разделить на прогноз современных и древних (с момента накопления самого древнего осадочного слоя) физических параметров среды, и моделирование углеводородных систем. Традиционные объемно-статистические методики оценки ресурсов не всегда, а если быть точным, то в очень редких случаях, включают в расчеты перечисленные риски. Не учтенной остается часто существующая проблема несоответствия главной фазы эмиграции углеводородов и образования к этому моменту ловушек. Системный подход бассейнового моделирования и использованная автором методика пофазного расчета аккумуляции углеводородов в ловушках, учитывает риски и неопределенность эффективности углеводородных систем, работающих в направлении отдельно взятой структуры.
Целью диссертационной работы является количественная зонально-дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности углеводородных систем Туапсинского прогиба на основе создания комплексной геологической модели с применением различных методик бассейнового анализа.
Для достижения поставленной цели в ходе исследования автором решались следующие задачи.
1. Анализ и выявление закономерностей геологического строения Туапсинского
прогиба, граничащих с ним и расположенных на акватории Черного моря структур, а также
структур, находящихся в пределах мегантиклинория Большого Кавказа и Западно-
Кубанского передового прогиба.
Обоснование методов исследований.
Проведение литологического моделирования.
Проведение бассейнового моделирования.
Оценка ресурсов углеводородного сырья с помощью традиционных методов, а также с применением геосинергетической методики.
Фактический материал и личный вклад. Фактический материал диссертационной работы составили результаты личных исследований автора, проведенных за время обучения в аспирантуре в период с 2008 по 2011 годы. За это время изучено более 1000 пог. км сейсмических профилей Туапсинского прогиба; каротажные диаграммы 120 буровых скважин и 210 разрезов майкопской серии Западно-Кубанского прогиба; описано и опробовано 25 разрезов майкопских отложений в пределах Адлерской депрессии, а также на побережье Черного моря в зоне сочленения Новороссийского синклинория и Туапсинского прогиба. Исследовано 145 шлифов и пленочно-иммерсионных препаратов,
проведено 85 литологических анализов, использованы результаты более 500 химических анализов пород майкопского возраста.
Методы исследований. При выборе методик исследования, как и при решении других задач, автор руководствовался установкой - охватить проблему прогноза нефтегазоносности целиком, используя как можно больше фактических данных. Задачей являлось сохранение системности методик получения нового знания о предмете исследования. Приоритет отдан количественному подходу для дальнейшего выявления или объяснения уже установленных качественных выводов. Среди комплексных методик изучения осад очно-породных бассейнов на первых позициях стояли: технология бассейнового моделирования с использованием специализированного программного обеспечения, геосинергетический формализованный подход к бассейновому моделированию и секвенс-стратиграфический анализ. Это основные способы получения нового знания о Туапсинском прогибе.
Обоснованность и достоверность. Научные положения и выводы, сформулированные в диссертации, обоснованы использованием современных средств и аналитических методик проведения исследований и анализом большого массива фактических данных.
Научная новизна состоит в том, что:
обоснована литолого-фациальная зональность майкопских отложений Туапсинского прогиба; на этой основе проведено литологическое моделирование, построены разрезы псевдо-скважин литолого-фациальных зон;
- на основе выделения в структуре осадочного чехла Туапсинского прогиба
тектонических элементов более низкого порядка, построена детализированная
тектоническая схема;
составлена детальная секвенс-стратиграфическая схема седиментации, построены палеопрофили бассейна седиментации юго-восточной части Туапсинского прогиба для конца эоцена, начала раннего олигоцена, конца раннего олигоцена, начала позднего олигоцена, конца позднего олигоцена, начала раннего миоцена, конца раннего миоцена, начала среднего миоцена;
с помощью бассейнового моделирования осадочного чехла Туапсинского прогиба дан прогноз основных физических показателей пластов, характеризующих их свойства согласно назначению в углеводородной системе (резервуарные и проводящие свойства пластов-коллекторов и пластов-носителей, генерационные и эмиграционные возможности нефтегазоматеринских толщ, экранирующие свойства пород-покрышек);
- в программной среде Petromod, а также путем применения инновационного
подхода геосинергетической методики дан прогноз фазового состава флюида возможных
залежей Туапсинского прогиба;
- на основе применения методики оценки пофазной заполненности ловушек оценены
ресурсы локальных поднятий Туапсинского прогиба; геосинергетическим методом для
Туапсинского прогиба оценены начальные суммарные ресурсы.
Практическая значимость работы заключается в том, что разработанный новый подход позволяет осуществлять экспресс-оценку не только перспектив нефтегазоносности бассейна в целом, но проводить сравнительную оценку перспектив (либо их отсутствия) поднятий, а также неструктурных форм аккумуляции. Это позволяет существенно снизить затраты на обоснование геологоразведочных работ и расчет экономики проектов. Помимо общенаучной значимости, полученные в ходе диссертационного исследования результаты, могут быть использованы при постановке геологоразведочных работ в пределах Туапсинского прогиба.
Реализация и апробация результатов работы. Результаты исследований докладывались на ряде международных и всероссийских научных конференций: «XVIII международная школы морской геологии», 2009 (г. Москва); «Губкинские чтения - 2009» (г. Москва); «Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей», 2009, 2010 (г. Геленджик); Восьмая конференция «Молодежь XXI века - будущее российской науки», 2010 (г. Ростов-на-Дону); «Международный донской нефтегазовый конгресс», 2010 (г. Ростов-на-Дону); 12-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель -2010» (г. Геленджик); «Геленджик-2011. Актуальные проблемы развития ТЭК регионов России и пути их решения. 8-ая международная конференция», 13-ая международная научно-практическая конференция «Геомодель - 2011» (г. Геленджик); 6-ое Всероссийское литологическое совещание «Концептуальные проблемы литологических исследований в России» (г. Казань), где получили одобрение ведущих специалистов. На 18-ой международной научной конференции (школе) по морской геологии (г. Москва) Астахов СМ. был награжден дипломом за лучший доклад, сделанный молодыми учеными.
Публикации. Основные положения опубликованы в 11 научных работах, 2 из них опубликованы в изданиях, включенных в перечень, рекомендованный ВАК (2 в журнале «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»).
Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка использованной литературы. Объем работы - 237 машинописных страниц. Текст дополняют 62 рисунка и 40 таблиц. Список использованной литературы насчитывает 110 наименований.
