Naftno-geološka jedinstvenost centralnog Jadranskog bazena

Abstract

Tema ove geofizičko-geološke studije centralnog Jadranskog bazena nije samo od naučnog značaja, nego i od posebne ekonomske važnosti, kako za Hrvatsku tako i za Italiju. Premda su rezultati istraživanja ugljikovodika u vremenskom razdoblju od 1967. do 2017. bili doista skromni, treba potražiti nove modele za istraživanje. Osnovne karakteristike naftnog potencijala ovog bazena su revalorizirane u svijetlu boljeg razumijevanja solne tektonike. Za ponovnu ocjenu njegove perspektivnosti korišteni su pretežno odobalni podaci iz Italije i neznatno iz Hrvatske. Ovaj stručni rad proučava međusobni upliv četiri važne domene petrolejskog sistema: (a) utjecaj solne tektonike, (b) seizmo-stratigrafsku analizu kanalnih detritskih rezervoarskih stijena Miocena, (c) distribuciju gornjemiocenskih anhidrita i njihovu ulogu kao izolatorskih stijena i (d) karbonatne rezervoarske stijene sa sniženim hidrostatskim tlakom. Proizlazi, da su solna tektonika i sedimentacija povezani procesi s kompleksnim međusobnim utjecajem, koji su generirali jedinstven petrolejski sistem. Tektonska evolucija centralnog Jadranskog bazena je pod uplivom deformacija gravitacijskog tipa, sintektonskom sedimentacijom i veoma aktivnom solnom mobilnošću. U takvom procesu tipične premioceneske strukture su spuštene, zadržavajući svoj primarni hidrostatski tlak, što je rezultiralo formiranjem ležišta s neočekivano sniženim hidrostatskim tlakom. U ranijem istraživačkom bušenju učinkovita kontrola tlaka, MPD („Managed Pressure Drilling“) nije postojala i takvi rezervoari su jednostavno zacementirani bez testiranja. U ovom bazenu, uz karbonatne rezervoare, otkriveni su i neslućeni podmorski kanali, uz pomoć visoko rezolutne seizmike. Ovaj konceptualni model ležišta u formi kanala predstavlja odličan istraživački prospekt, ne samo u centralnom Jadranskom bazenu, nego i u cijelom području Jadrana.

Translated Abstract

The results of the Mid-Adriatic Basin (MAB) geophysical and geological studies were not only of scientific importance, but also of significant interest for Italy and Croatia. Although petroleum exploration in this area during the period between 1967 and 2017 had not been too successful we need a new model for haydrocarbons exploration in this basin. Principal features of the hydrocarbon prospecting potential of the MAB area are reevaluated in light of better understanding of the salt tectonics. The basin’s geological re-appraisal was done using integrated exploration data predominantely from the Italian offshore area.  This paper discusses four interlinked study domains which improve the understanding of the petroleum system of the MAB. These are: (a) Impact of salt tectonics, (b) Definition of an exciting Messinian channel system, which can be reliably identified using reflection seismic. (c) Distribution of the Messinian anhydrite and its role as an additional potential seal rock and (d) Characteristics of the potential underpressure carbonate reservoir. In fact, salt deformation and sedimentation are coupled processes with complex feedback mechanism that created this unique petroleum system. MAB evolution and formation of complex salt structures are controlled by the interaction of gravity-driven deformation, syntectonic sedimentation and salt mobilization. Typical pre-Miocen structures were buried with abnormally low hydrostatic pressure forming the underpressured carbonate reservoir. In previous exploration activities, MPD (Managed Pressure Drilling) didn’t exist and such reservoirs were lost to brutal cementing, without performing drill stem testing. Along with the carbonate reservoirs, huge submarine channel-hydrocarbon traps have been interpreted in this area using high resolution seismic. This conceptual model of detrital sediments in the form of channels presents an excellent exploration target not only for the MAB, but for the whole Adriatic Basin.