Перспективы нефтегазоносности Южно-Эмбенского района и прилегающих с юга территорий
Г. Е.-А. АЙЗЕНШТАДТ, В. С. ДНЕПРОВ, С. Н. КОЛТЫПИН, Е. И. СОКОЛОВА
Под Южно-Эмбенским нефтеносным районом обычно понимают наиболее изученную юго-восточную часть солянокупольной области Северного Прикаспия, границами которой служат на юге платформенные поднятия Южно-Эмбенского регионального гравитационного максимума, на севере - широта купола Индер, на западе - меридиональный отрезок р. Урал и на востоке- купола среднего течения Эмбы. Границы эти, кроме южной, где происходят коренные изменения в характере структурных форм, имеют условный характер.
Выделение Южно-Эмбенского района в указанных выше границах, хотя и условных, связано не только с исторически сложившимися представлениями об этом районе, но имеет и геологическое обоснование, связанное с условиями формирования разреза в мезозое и кайнозое с продуктивными свитами в триасе, средней юре и нижнем мелу, с развитием структур второго порядка, поведением подсолевого предположительно артинского ложа, влиянием южного обрамления, геоморфологическими особенностями и другими признаками, комплекс которых и определяет специфику данного района.
Если до последнего времени описание разреза Южно-Эмбенского района обычно начиналось с перми, то в настоящее время стал известен по данным бурения на Южно-Эмбенском поднятии разрез карбона и верхняя, правда, небольшая часть девона. Ниже по разрезу, в области прогибания Северного Прикаспия, должны быть развиты осадки силура и кембрия, залегающие, как и в других глубоко опущенных частях Русской платформы, на докембрийском кристаллическом фундаменте. Глубина его залегания в центральной наиболее прогнутой части впадины превышает 12-13 км.
Отложения девона, впервые вскрытые в пределах Южно-Эмбенского поднятия разведочной скв. 7 (Туресай) на глубине 2380 м, представлены темно-бурыми аргиллитами с коричневато-красноватым и реже буро-зеленоватым оттенком, с прослоями мелкозернистых крепких песчаников. Встреченная в этих отложениях фауна позволила отнести их к франскому и фаменскому ярусам верхнего девона. Углы падения пород в девоне составляют 45-50°. Скважиной пройдено по этим отложениям 125 м.
Карбонатные и терригенные отложения нижнего, среднего и верхнего карбона вскрыты в зоне платформенных поднятий Южно-Эмбенского регионального гравитационного максимума.
Разрез каменноугольных отложений (мощностью 2000 м) представлен в верхней и средней частях преимущественно органогенно-обломочными известняками с прослоями крепких песчаников и конгломератов.
В терригенной толще среднего и нижнего карбона, сложенной глинами, конгломератами и крепкими песчаниками, встречены отдельные прослои слабо сцементированных мелкозернистых песчаников, хорошо выдерживающихся на значительном расстоянии. В благоприятных структурных условиях они могут быть хорошими коллекторами нефти.
В вышележащих нижнепермских отложениях, вскрытых частично опорными и разведочными скважинами, впервые описан разрез предположительно артинских терригенных и карбонатных отложений мощностью свыше 600 м. Вышележащие слои кунгура, отлагавшиеся в прибрежной зоне, представлены чередованием терригенных и ангидритовых пород общей мощностью свыше 300 м. На остальной большей части солянокупольной территории кунгур слагается каменной солью в основном чистой, крупнокристаллической, бесцветной или слабо окрашенной в сероватые и желтоватые тона. Местами в соли встречаются маломощные терригенные прослои, а также пласты ангидрита, сильвинита, карналлита. Первоначальная мощность соленосных отложений, вероятно, достигала 2000-2500 м. Почти по всему вскрытому разрезу палеозоя имеются пласты коллекторов, которые в благоприятных условиях могут оказаться промышленно нефтеносными.
Для верхнепермских отложений, вскрытых рядом опорных и разведочных скважин, у крутых склонов куполов и в межкупольных впадинах, схема стратиграфического деления составлена Е.И. Соколовой. Выше соленосной и гипс-ангидритовой толщ кунгура установлено присутствие казанских и татарских отложений, которые расчленены на местные литологические комплексы. В казанском ярусе мощностью около 400 м выделены глинисто-карбонатная толща и толща красновато-коричневых глин; в татарском ярусе мощностью также до 400 м - песчаниковая и глинистая толщи.
Выше залегает триас, который расчленен на нижний (мощностью около 300 м) и верхний (мощностью в 200- 250 м); установлено отсутствие среднего триаса. В нижнем триасе выделены снизу вверх песчаниково-конгломератовая, красноцветная песчано-глинистая и известняково-глинистая свиты. Верхний триас расчленен также на три свиты: песчано-галечниковую, пестроцветных глин и зеленовато-серых глин и песчаников.
Региональные перерывы в осадкообразовании, связанные с проявлением отдельных фаз герцинской и древнекиммерийской складчатости, выявлены между пермью и триасом, между нижним и средним триасом, между триасом и юрой. Перерыв и значительное несогласие в залегании отмечаются также между казанскими и татарскими отложениями.
Путем дополнительного изучения споро-пыльцевых комплексов, проведенного В.С. Малявкиной, для песчано-глинистой свиты средней юры был установлен нижнебайосский возраст, для нижней угленосной свиты - верхнебайосский, для лингуловой свиты - нижнебатский и для верхней угленосной - верхнебатский. Анализ мощностей позволил выявить более и менее прогнутые участки юрского бассейна с амплитудами относительных подъемов до 200 м. Общий рост мощностей происходит с севера на юг, с зоной максимальных мощностей в районе Кошкимбета, Каратона, Агнияза. Сокращенные мощности отмечаются в восточной части Южно-Эмбенского вала и в районе к северу от Доссора, Маката.
В последнее время в результате обработки данных бурения выявлен почти полный стратиграфический разрез верхней юры, в котором отсутствуют только кимеридж и зона Perisphinctes nikitini нижневолжского яруса. Келловей и оксфорд в основном развиты в юго-восточной части района и в незначительной степени в Доссор-Макатской зоне. Нижневолжский ярус распространен на всей территории. Наибольшая мощность верхней юры наблюдается на куполах юго-восточной части района и в юго-западной части погребенного Южно-Эмбенского поднятия, на месте которых с начала и до конца верхнеюрского времени существовал глубокий прогиб.
Меловые отложения занимают значительное место в строении солянокупольных структур. Нижний мел содержит нефтяные горизонты на целом ряде нефтяных месторождений, а верхний мел слагает с поверхности значительные площади солянокупольных структур и межкупольных зон. Меловые отложения Южно-Эмбанского района в литологическом отношении резко делятся на две части: нижнюю, от валанжина до сеномана, сложенную терригенными образованиями с редкими прослоями карбонатных пород, и верхнюю - карбонатную, обнимающую туронский - датский ярусы. Мощность нижнего мела достигает 1300 м, верхнего - 700 м. Рост мощностей меловых образований происходит в юго-восточном направлении. Максимальные мощности этих комплексов приурочены к южной окраине района и к региональным прогибам (Байчунасскому, Каратонскому и др.).
Палеогеновые образования имеют широкое распространение в южной части исследуемой территории. Здесь целый ряд соляных куполов сложен с поверхности палеогеном (Агнияз, Жантай, Кокарна, Караарна, Каратон, Конуспай, Кумшете, Маткен и др.). В разрезе палеогена Южной Эмбы выделяются эоценовые и олигоценовые образования. Представлены они зеленовато- и желтовато-серыми глинами. К основанию разреза приурочены глинистые мергели. Общая мощность палеогена превышает 530 м.
Неогеновые осадки на исследуемой площади представлены сарматом, акчагылом, апшероном. Апшеронские образования распространены лишь к западу от меридиана соляного купола Абжель. Мощность их вскрытой части по данным бурения 1100 м, по сейсмическим материалам - 2500 м.
В сравнительно широкой, обрамляющей с юга и юго-востока Северный Прикаспий полосе развития крупных локальных гравитационных максимумов силы тяжести - Лебяжий-Саргамыс-Тугаракчан-Дияр, было выявлено в общих чертах сложно построенное погребенное Южно-Эмбенское палеозойское поднятие. Одновременно здесь было установлено распространение пологих мезозойских платформенных поднятий Буранкуль, Ю. Саргамыс, Букен, Кумтюбе и др. Южно-Эмбенское поднятие по данным гравиметрических и сейсмометрических исследований протягивается от берега Каспийского моря на восток-северо-восток более чем на 300 км до Чушкакуля. На западе оно уходит в море, а на востоке характер его сочленения с Уральской складчатой системой пока не выяснен.
Изучение мощностей юры, мела и палеогена показывает, что они постепенно возрастают от солянокупольной области к западной части Южно-Эмбенского поднятия. Северный склон и присводовая часть всей этой зоны поднятий изучены лучше, чем южный склон, где чинки Устюрта несколько затрудняют проведение сейсмических работ. Отражения в этом районе получены как от эрозионной поверхности палеозоя, так и от внутрипалеозойских горизонтов. Хорошо обрисовывается мезозойская структура.
По степени дислоцированности здесь в соответствии с имеющимися данными бурения могут быть выделены несколько структурных этажей. В основании залегают предположительно складчатый девон; в скв. 7 на Туресае вскрыты отложения франского- фаменского ярусов на глубине примерно 2400 м; углы падения пород, судя по керну, достигают 50°. С резким угловым несогласием на девоне залегает нижний карбон, где отмечаются углы падения около 15°. Кверху по разрезу углы падения выполаживаются и, насколько можно судить по сейсмическим данным, внутри карбона обрисовываются замкнутые брахиантиклинальные поднятия (Жанасу, Сарыкум) размерами 5-8x15-20 км, с амплитудой поднятия в несколько сот метров. Эти хорошо очерченные в карбоне структурные поднятия наблюдаются в восточной части района, ближе к складчатой области Урала. Они обнаружены в своде и на северном склоне всей этой региональной зоны поднятий. Наблюдается здесь же в региональном плане смещение осей поднятий от более древних к более молодым, с юго-востока на северо-запад, в сторону Северного Прикаспия. В западной части района подобные поднятия пока не выявлены. Следующее резко выраженное несогласие отмечается между карбоном и средней юрой. В своде Тугаракчанского поднятия и далее к востоку пермь и триас полностью выпадают из разреза. Возможно, что отсутствует и нижняя юра. На крыльях поднятия все эти недостающие части разреза имеются. Выше по разрезу, в мезозое и палеогене установлены только незначительные несогласия, свидетельствующие о подвижках небольшой амплитуды.
Объективные данные о строении подсолевых отложений в солянокупольной области в настоящее время отсутствуют, однако, судя по данным сейсмических исследований и бурения в районе Южно-Эмбенского поднятия, соленосные отложения кунгура в пределах Северного Прикаспия залегают на терригенных и карбонатных породах артинского яруса.
На фоне общего погружения от периферии к центру впадины на региональных сейсмических профилях удалось выявить ступенчатый характер этого погружения с амплитудой отдельных уступов от 200 до 500 м.
О наличии тектонического рельефа под осадками кунгура свидетельствует изучение структурных поднятий в надсолевых породах, формировавшихся под воздействием глыбовых перемещений фундамента. Господствующими формами тектоники в надсолевых породах являются соляные купола самых разнообразных форм и размеров. Кроме куполов, путем анализа мощностей выявлены более крупные зоны прогибов и поднятий с амплитудами прогибания или поднятия до 200 м по отдельным ярусам. Как показали работы С.Н. Колтыпина, эти структурные зоны достигают значительных размеров. Например, Эмбо-Илецкий вал вытянут примерно на 400 км при ширине 200 км. На Южной Эмбе изученные части подобных структурных зон имеют размеры 100-150 кмX50-60 км.
Изучение данных геологических и сейсмометрических исследований показало, что среди куполов Южной Эмбы могут быть выделены некоторые типичные формы, образующие естественные группировки, которые и были положены в основу классификации.
В распределении этих основных типов куполов на изученной площади выявляется определенная зональность, обусловленная региональными особенностями тектоники этой части Северного Прикаспия. Сопоставление всех известных данных показало, что из всех выделенных типов куполов в настоящее время наибольший практический интерес могут представить купола каратонского, кулсаринского, байчунасского и доссорского типов.
Как известно, в Южно-Эмбенском нефтеносном районе выявленная промышленная нефтеносность связана с тремя продуктивными толщами - триасовой, среднеюрской и нижнемеловой.
Нефтяные горизонты промышленного значения встречаются и во всех других частях разреза за исключением нижней юры и некоторых ярусов карбонатного верхнего мела, но появляются они только на тех площадях, где имеется нефть в перечисленных выше основных нефтеносных свитах. На большинстве соляных куполов благодаря вертикальной миграции признаки нефти в виде пород хорошо пропитанных жидкой нефтью встречаются во всем разрезе от нижнепермской соли до четвертичных отложений и нередко образуют выходы и на дневную поверхность при наличии достаточного напора со стороны пластовых вод или нефтяных газов, трещин и других благоприятствующих этому условий.
Стратиграфически и гипсометрически ниже среднеюрской продуктивной толщи залегает триас, а еще ниже по падению, в межкупольных пространствах и верхняя пермь. Если бы происходила миграция нефти из триасовых или пермских отложений в юрские, то могли сформироваться залежи в нижней юре под среднеюрскими глинами. Но таких нефтяных залежей не обнаружено, что дает основания считать среднеюрскую продуктивную толщу самостоятельным нефтеносным комплексом.
Имеются и другие признаки, указывающие на автономный характер основных нефтеносных свит района. К ним относится несовпадение в региональном плане контуров нефтеносности триасовых, среднеюрских и нижнемеловых отложений. При формировании залежей в лежащих выше отложениях только за счет миграции снизу из подстилающих продуктивных толщ можно было бы ожидать совпадения контуров в исследуемой области. В действительности этого не наблюдается. Наоборот, наблюдается закономерное смещение во времени и пространстве ареалов нефтеносности с северо-востока на юго-запад вслед за передвижением соответствующих радиальных обстановок в триасе, средней юре и нижнем мелу. Внутри нижнего мела контур нефтеносности баррема распространяется на север и северо-восток дальше, чем контур нефтеносности верхнего альба; промышленная нефтеносность в верхнем альбе сосредоточена на куполах Корсак, Тереньузюк и других прилегающих к побережью Каспия.
Изучение распределения промышленной нефтеносности по разрезу и площади показало, что существует определенная связь между обстановкой накопления осадков и промышленной нефтеносностью. Смещение контуров нефтеносности в региональном плане происходит вслед за перемещением основных фаций триасового, среднеюрского, нижнемелового бассейнов в пределах Северного Прикаспия с северо-востока на юго-запад.
Для средней юры промышленные месторождения приурочены к зоне перехода от континентальных фаций к прибрежным, мелководным морским. Это отмечается и по вертикали, по смене свит с большей и меньшей степенью нефтенасыщения и наличию такой регионально водоносной свиты, как нижняя юра, преимущественно континентальной по условиям образования. В связи с этим удается наметить примерные границы территории, перспективной для поисков нефти в отложениях средней юры.
Основная масса песчаных пластов и пачек, с которыми связаны промышленные залежи нефти на Эмбе, протягиваются на значительные расстояния по району, отражая литологическую устойчивость разреза, единообразие условий осадконакопления на больших площадях, что определяет и условия формирования залежей нефти.
Наблюдения над периодическими размывами на куполах указывают на одновременность роста всех изученных куполов в связи с региональными тектоническими фазами. Амплитуды подъемов отдельных куполов на том или ином этапе их роста были различны. Межкупольные пространства, возникшие еще в верхнепермское время, на протяжении всей последующей геологической истории продолжали существовать как депрессии с затрудненными или крайне ограниченными связями с соседними межкупольными пространствами. С каждым новым подъемом куполов степень их изоляции возрастала. Области питания существующих ныне залежей и пределы миграции нефти в этих условиях определяются в основном размерами межкупольных пространств на том или ином этапе формирования залежей.
Наличие на изученных месторождениях залежей нефти, экранированных плоскостью стратиграфического несогласия в средней юре или барреме, указывает на возможность задержки процесса формирования залежей во времени, или формирования залежей в несколько этапов. Верхний предел времени формирования залежей поднимается до неогена, так как в ряде случаев залежи экранируются сбросами третичного времени.
Изучение состава и свойств нефтей показывает, что они меняются от изменения геологических условий их залегания и от различия в геологической истории разных частей района, и разных частей отдельных солянокупольных поднятий. В связи с изменениями литологии и мощностей продуктивных свит отмечается географическая зональность в распределении свойств нефтей. Из-за изменения глубин залегания нефтей закономерно меняется их углеводородный состав и соответственно все остальные свойства. Сверху вниз отмечается переход от нафтеново-метановых нефтей к метаново-нафтеновым.
Как известно, запасы нефти в месторождениях, связанных с соляными куполами, сравнительно невелики и обычно уступают по размерам залежам, связанным с обычными складками геосинклинальных и платформенных областей. На единицу площади соляных куполов приходится во много раз больше, чем складок в какой-нибудь складчатой области или структурных поднятий туймазинского типа на платформе. Поэтому и количество аккумулируемой нефти совершенно различно на этих площадях. Кроме того, на соляных куполах в связи с особенностями их роста и строения не всегда создаются благоприятные условия для сохранения нефтяных залежей. Поэтому открытие Южно-Эмбенской зоны поднятий приобретает особую ценность. Вскрытые на Тугаракчане в разведочных скважинах карбонатные и терригенные породы верхнего, среднего и нижнего карбона залегают в спокойных условиях, обладают местами хорошей пористостью, не метаморфизованы.
В Южно-Эмбенском солянокупольном районе в настоящее время в эксплуатации находится 16 месторождений. Общее же число соляных куполов в Северном Прикаспии превышает 1000.
Из опыта поисковых и разведочных работ известно, что только одна треть всех куполов оказывается промышленно нефтеносной; остальные купола либо вовсе не содержат нефти, либо содержат весьма ограниченные запасы. Но и в этом случае, как показывают самые осторожные подсчеты, общие запасы нефти для этой территории оказываются весьма значительными. Однако развитие нефтяной промышленности в этой области идет очень медленно и по размеру добычи Казахстан находится одном из последних мест в СССР.
Одной из основных причин, тормозящих развитие нефтедобывающей промышленности в этой области, является низкая эффективность геологопоисковых и разведочных работ, а также отсутствие необходимых технических средств, затруднения с пресной водой и бездорожье.
Трудности геологического порядка, снижающие успех работ, кроме сравнительно небольших размеров месторождений и отдельных залежей, заключаются еще и в сложности тектонической обстановки на куполах, где благодаря обилию сбросов на каждом куполе приходится разведывать не один-два участка, а пять-шесть, а нередко и больше.
Для обеспечения значительного подъема добычи нефти на Южной Эмбе необходимо провести следующие мероприятия.
а) Охватить разведкой новые районы, в которых имеются основания рассчитывать на сохранение промышленной нефтеносности тех же продуктивных свит, что и на эксплуатируемых площадях.
б) Вовлечь в разведку новые нефтеносные свиты.
в) Выявить и охватить разведкой новые типы структурных поднятий и залежей на известных площадях.
Исходя из этих общих установок, в плане геолого-поисковых и разведочных работ на 1959-1965 гг. приняты следующие направления для разведки.
1. Продолжение поисковых и разведочных работ на куполах, прилегающих к Каратону, Азнагулу, Мунайли. Это направление обосновывается наличием крупных промышленных залежей в этом районе на одних куполах и богатыми нефтепроявлениями на других, общей выдержанностью литологического состава продуктивных свит и сходством тектонических форм. Со временем подлежат вводу в разведку и ближайшие морские площади, в частности расположенные к западу от Каратона и Тереньузюка.
2. Поиски и разведка нефтяных залежей на древних погребенных структурных элементах пермо-триасовых куполов в межкупольных пространствах и на далеких погружениях крыльев мезо-кайнозойских куполов у древних склонов соли. Перспективы нефтеносности связываются с неизученной толщей пермо-триаса, захороненной в: межкупольных пространствах, по возрасту, возможно, относящейся к верхней перми.
3. Продолжение поисковых и разведочных работ в зоне Доссор-Манат-Матенькожа-Тамдыкуль с охватом сейсморазведкой не только куполов, но и межкупольных пространств.
4. Продолжение разведочных работ на нефть нижнепермских, каменноугольных и девонских отложений в районе Южно-Эмбенского регионального гравитационного максимума на выявленных сейсморазведкой поднятиях, где представляют интерес не только сводовые части поднятий, но и их склоны, где по данным сейсморазведки имеются зоны стратиграфических несогласий и происходит выклинивание отдельных свит. Ценность этого района повышается в связи с признаками нефти, выявленными в кунгуре в опорной скв. 5, и горючим газом, полученным при испытании скв. 3 на Туресае из интервала 3164-3159 м в верхней части тульского горизонта.
5. Разведка мезозойских отложений, образующих платформенные поднятия в районе Саргамыса, Букена и к югу от этих площадей.
6. Поисково-разведочные работы на обширной территории плато Устюрт, которая до настоящего времени в геологическом отношении остается слабо изученной. Материалы первого регионального сейсмического профиля (1957), который был проложен с Южно-Эмбенского поднятия на Устюрт, наметили общие контуры трех пологих и, очевидно, довольно больших по площади поднятий: Чагырлы, Сам II., Каратюлей. Интерес к разведке этих поднятий в свете современных представлений о геологии Устюрта и сопредельных областей вряд ли можно переоценить.
7. В пределах междуречья Волга и Урала необходимо параллельно с геологопоисковыми и разведочными работами провести дополнительные тематические исследования при помощи структурного бурения по выяснению перспектив нефтеносности и газоносности третичных, меловых, юрских и пермо-триасовых отложений с учетом данных по Новоузенской, Астраханской и Эльтонской опорным скважинам.
Таким образом, в пределах Южной Эмбы в настоящее время имеется несколько перспективных направлений для поисков и разведки новых месторождений, которые не равноценны как в отношении возможностей открытия залежей большей или меньшей ценности, так и в смысле хозяйственной целесообразности и экономичности их освоения.
ВНИГРИ