Поиски нефти в Эмбенской области на основе анализа фаций и мощностей
М. М. ЧАРЫГИН, Ю. М. ВАСИЛЬЕВ
Уже давно перед геологами Эмбенской нефтеносной области стоит вопрос: почему с одними солянокупольными структурами связаны богатые месторождения нефти, а в других, соседних с ними куполах, казалось бы в аналогичных условиях, промышленные залежи отсутствуют [1-5 и др.]. Однако до настоящего времени еще не найдено исчерпывающего ответа на этот вопрос. Нами была сделана попытка к разрешению этой проблемы на основе структурно-фациального анализа, выполненного в Московском нефтяном институте им. акад. И.М. Губкина на кафедре общей геологии. Ниже приводятся результаты проделанной в указанном направлении работы.
Анализ распределения мощностей всего мезозоя и его отдельных горизонтов, в частности, показал, что не вся территория Эмбенской нефтеносной области испытывала в это время одинаковые колебательные процессы. На каждом этапе мезозойской истории Эмбы существовали зоны, где тектонические движения проявлялись с различной интенсивностью. На фоне общего погружения Северного Прикаспия наиболее интенсивно прогибались Гурьевский участок и участок нижнего течения р. Эмба от Иманкары до Каспийского моря. Значительно погруженной оказалась также обширная зона, тянущаяся от верховий Манысая через всю Предустюртскую равнину до залива «Комсомолец». Именно в этих трех районах фиксируются максимальные мощности мезозоя. Менее опущенными оказались участки, один из которых располагается на правом берегу р. Урал к северу от Новобогатинска, другой - между реками Урал и Эмба в низовьях Сагиза и третий соответствует среднему течению Эмбы с центром в районе Жаркамыса. Во всех этих районах мощности мезозоя и его отдельных горизонтов оказались минимальными. Поскольку мощности осадочных толщ являются отражением тектонических процессов, зоны максимального накопления осадков с полным основанием могут рассматриваться как прогибы, а зоны сокращенных мощностей как поднятия. В соответствии с этим в пределах Эмбенской нефтеносной области в мезозое могут быть выделены Гурьевский, Эмбенский и Предустюртский прогибы, Новобогатинское, Сагизское и Жаркамысское поднятия.
Если на карты фациальных комплексов и мощностей средней юры, неокома и апта, т.е. тех толщ, с которыми связаны основные продуктивные горизонты Эмбенской нефтеносной области, нанести все известные нефтепроявления и промышленные месторождения нефти, то в пространственном размещении последних начинают отчетливо проявляться определенные закономерности.
На схеме мощностей средней юры (рис. 1) обращает на себя внимание тот факт, что основная масса известных ныне нефтепроявлений располагается по периферии поднятий. Особенно ярко это выражено в Сагизской зоне, менее четко вследствие слабой изученности эта закономерность проявляется в пределах Новобогатинского и Жаркамысского поднятий. Так, например, в Сагизской зоне наиболее богатые промышленные залежи нефти в средней юре располагаются полосой между изопахитами 250 и 350 м. К северо-востоку от изопахиты 250 м по направлению к своду поднятия наблюдается явное уменьшение степени нефтенасыщенности. Об этом свидетельствует постепенная смена районов, где среднеюрские горизонты являются основными объектами разработки, сначала районами распространения второстепенных нефтеносных горизонтов, а затем зоной, где нефтеносность средней юры выражена уже не промышленными скоплениями нефти, а лишь слабой нефтенасыщенностью песков и закированностью пород. Точно такая же картина наблюдается и к юго-западу от изопахиты 350 м, в сторону Гурьевского и Эмбенского прогибов. Только здесь снижение степени нефтеносности происходит более резко, и после участков с распространением второстепенных нефтеносных горизонтов нефтепроявления в средней юре совершенно отсутствуют.
Таким образом, между степенью нефтенасыщенности средней юры и мощностями этих отложений совершенно отчетливо устанавливается зависимость. Совершенно ясно, что они взаимосвязаны: распределение нефти по площади контролируется определенными изопахитами среднеюрской толщи.
В чем же заключается сущность взаимосвязи между мощностями отложений и степенью их нефтенасыщенности? Как объяснить концентрацию основных промышленных скоплений нефти в пределах определенной зоны?
Ответ на эти вопросы заключается в следующем. Мощность осадков является, как известно, отражением тектонических процессов, обстановки, геологической истории, которые прошел в своем развитии данный участок земной коры. Линии равных мощностей отображают особенности этого развития. Образование нефтематеринских свит происходило в те определенные этапы геологической истории, которые зафиксированы изменением мощностей. Совершенно очевидно, что между распространением нефтематеринских свит и мощностями должна существовать самая тесная связь. Эта взаимосвязь должна существовать не только во времени, но и в пространстве.
Изопахиты, оконтуривая весь бассейн и его отдельные части, обрисовывают одновременно наиболее благоприятные для образования нефтематеринских свит зоны. Анализируя таким образом карты мощностей и сопоставляя их со схемой размещения нефтегазопроявлений, можно выделить зоны, где процессы нефтеобразования и нефтенакопления протекали с оптимальной интенсивностью.
В случае с Сагизским поднятием дело, вероятнее всего, обстояло следующим образом. В среднеюрское время наиболее благоприятные условия для формирования нефтяных месторождений имелись в зоне, заключенной между изопахитами 250-350 м. Именно здесь на фоне общего погружения происходила частая смена морских условий континентальными и наоборот. В результате здесь сформировалась мощная песчано-глинистая толща, где пористые песчаные пласты закономерно чередуются с глинистыми. Таким образом, здесь, с одной стороны, образовалась серия пластов, обладающих высокими коллекторскими свойствами, а с другой - ряд непроницаемых горизонтов, представляющих надежное препятствие для рассеивания углеводородов. Что же касается локальных ловушек, необходимых для концентрации значительных количеств нефти, то таковыми являлись соляные купола, которые в среднеюрское время уже были широко распространены в Прикаспии. Из них наиболее благоприятными для улавливания больших количеств углеводородов в процессе их миграции могли быть те купола, которые располагались ближе к области нефтегазообразования на пути региональной миграции от центра бассейна осадконакопления к его краевым частям. Такими структурами как раз и являлись купола, располагающиеся по периферии крупных поднятий.
Так, например, по периферии Сагизского поднятия (2 на рис. 1) в средней юре образовались известные месторождения нефти: Алтыкуль, Байчунас, Доссор, Каратон, Макат, Сагиз, Тентяксор, Кульсары, Жолдыбай, Женгельды, Кошкар, Косчагыл и др. На юго-западной периклинали Жаркамысского поднятия (3 на рис. 1) образовалось месторождение Мунайли. В пределах Новобогатинского поднятия (1 на рис. 1), которое еще совершенно недостаточно изучено, крупных месторождений пока не обнаружено, но второстепенные, находящиеся уже за пределами наиболее благоприятной зоны, здесь имеются.
К юго-западу от описанной зоны, где происходило формирование преимущественно глинистых отложений, характеризующихся несравненно худшими коллекторскими свойствами, условия для образования скоплений нефти были менее благоприятными. Также менее благоприятны они были в зоне, расположенной к северо-востоку от изопахиты 250 м на своде Сагизского поднятия. Здесь длительное время преобладала континентальная обстановка и образовывались более грубые осадки, почти лишенные непроницаемых глинистых пластов. В результате этого углеводороды, попавшие в эту зону в процессе региональной миграции, рассеивались в толще осадков и промышленных скоплений нефти не образовали, хотя наличие их фиксируется многочисленными нефтепроявлениями. К этому следует добавить, что на своде Сагизского поднятия имеется глубокий размыв среднеюрской толщи, что является фактором неблагоприятным для сохранения залежей нефти.
Нельзя также пройти мимо другой особенности геологического развития района, заключающейся в своеобразной палеогеографической обстановке во время формирования среднеюрских толщ. Частая смена двух обстановок - мелкого моря с массой лагун и низменной заболоченной равнины - обусловила, с одной стороны, пышное развитие растительности, а с другой, быстрое захоронение огромных масс нефтепроизводящей органики. Этот процесс наиболее интенсивно проявляется опять же в зоне, заключенной между изопахитой 250 и 350 м, или близ ее. К юго-западу от этой зоны морское дно значительно реже поднималось над уровнем моря или вообще не поднималось. Органического материала сюда поступало несравненно меньше и местные условия были малоблагоприятны для образования нефти. К северо-востоку от изопахиты 250 м ближе к вершине Сагизского свода в среднеюрское время преобладала обстановка низменной заболоченной равнины, при которой суша лишь на короткое время заливалась морскими водами. Здесь развивалась растительность и шло образование главным образом угленосных свит с пластами автохтонных углей [3].
Таким образом, в распределении нефти на Эмбе совершенно четко намечаются определенные закономерности: наиболее высокодебитные месторождения, дающие основную добычу нефти из средней юры, располагаются между изопахитами 250-350 м; малодебитные месторождения имеются близ названных изопахит, но уже за пределами оптимально нефтеносной зоны; в отдалении от этой зоны имеются только слабые нефтепроявления, но промышленные залежи нефти уже отсутствуют.
Таковы общие закономерности. Но имеются и исключения из общего правила, обусловленные влиянием новых факторов частного или, вернее, локального порядка. Так, например, в нижнем течении р. Эмба имеется несколько нефтяных месторождений, располагающихся за пределами полосы максимальной нефтенасыщенности, ограниченной изопахитами 250-350 м. Одной из причин такого отклонения может быть изменение литологического состава средней юры в пределах Южно-Эмбенского прогиба, поскольку в этом месте (рис. 1) наблюдаются наиболее сложные взаимоотношения между литолого-фациальными комплексами средней юры. Однако выяснить эту зависимость в настоящее время без детальных литолого-фациальных карт отдельных свит средней юры, основанных на массовых количественных определениях, пока не представляется возможным. Возможно, такое отклонение от общей закономерности обусловлено другими причинами, в частности увеличением мощности продуктивной части в связи с общим возрастанием мощности средней юры в наиболее глубоком Южно-Эмбенском прогибе. Однако, повторяем, что явление следует рассматривать в качестве частного отклонения от общего правила. Описанная же выше общая закономерность, как показывает анализ карт фаций и мощностей (рис. 1 - 3), является бесспорной. Подобная закономерность имеется не только в зоне Сагизского поднятия, где она в силу лучшей изученности наиболее четко выражена, но точно такая же закономерность устанавливается и для слабо изученных Новобогатинского и Жаркомысского поднятий. Больше того, зона максимальной нефтенасыщенности тянется на сотни километров к северо-востоку от Сагизского поднятия уже за пределы описываемой территории. Нефтяные месторождения Темирской группы - Шубар-Кудук, Джаксьтмай, Джаманагач, Чиили - попадают как раз в эту зону и находятся между изопахитами 250-350 м.
Весьма знаменательно, что не только в средней юре имелась описанная выше обстановка, не только средней юре присущи установленные закономерности, - те же самые явления, по-видимому, были в верхнем неокоме и нижнем апте.
Действительно, неокому и апту присуще строго определенное размещение основных скоплений нефти в пространстве. Промышленные месторождения, как это видно из карты мощностей и фациальных комплексов неокома (рис. 2), располагается в зоне, которая в виде узкой полосы обрамляет Сагизское поднятие. Эта полоса располагается на дальнем погружении, в зоне перехода от этого поднятия к сопредельным с ним Гурьевскому и Эмбенскому прогибам. В этой зоне находятся нефтяные месторождения Алтыкуль, Байчунас, Бекбеке, Каратон, Косчагыл, Нармунданак, Сагиз, Женгельды, Кульсары и др.
Особый интерес представляет тот факт, что полоса максимальной нефтенасьпценности отложений неокома также совпадает с определенным интервалом изопахит, обрисовывающих Сагизское поднятие. Если в отличие от средней юры в неокоме Сагизское поднятие было выражено не одним, а двумя изолированными сводами, то зона максимальной нефтенасыщенности неокома в точности обрамляет оба эти овода. Если относительно средней юры ось Сагизского поднятия в неокоме переместилась на 15-20 км к юго-востоку, то и зона максимальной нефтенасыщенности также последовала за ней.
Если по отложениям средней юры на юго-восточном склоне Сагизского поднятия наблюдалось расширение интервала промышленной нефтеносности, то аналогичная картина имеется и в неокомских отложениях.
Так же как и в средней юре, в пределах зоны максимальной нефтенасыщенности неокомских отложений, заключенной примерно между изопахитами 150 и 350 м, располагаются промышленные месторождения, дающие значительную часть добываемой на Эмбе нефти. За пределами этой зоны неоком характеризуется наличием только второстепенных продуктивных горизонтов. На обоих сводах Сагизского поднятия в неокоме отмечаются только многочисленные нефтепроявления в виде закированных песков, незначительных скоплений нефти в скважинах и т. п. Промышленные же залежи нефти здесь отсутствуют. Еще более резко нефтенасыщенность отложений неокома сокращается в пределах Гурьевского и Эмбенского прогибов, где даже слабые нефтепроявления встречаются редко.
Точно такая же картина размещения зон с различной степенью нефтенасыщенности в зависимости от мощностей осадков наблюдается и в аптской толще (рис. 3).
Максимальная нефтенасыщенность апта отмечается по периферии Сагизского и Новобогатинского поднятий между изопахитами 75 и 150 м. Именно здесь располагаются такие известные месторождения нефти, как Байчунас, Бекбеке, Искине, Каратон, Косчагыл, Нармунданак, Жолдыбай, Женгельды, Кульсары. На сводах поднятий нефтенасыщенность апта низкая, промышленных залежей здесь не встречено. Еще менее насыщены нефтью отложения апта в пределах Гурьевского, Эмбенского и других прогибов.
Анализ распространения фациальных комплексов и мощностей показывает, что палеогеографическая обстановка и режим колебательных движений в неокоме и апте на Южной Эмбе были примерно такие же, как и в среднеюрскую эпоху. Вблизи береговой линии шло формирование мощных песчано-глинистых толщ, содержащих в разрезе целый ряд высокопористых пластов. В соляных куполах, возникших в пределах этих сравнительно нешироких зон, обладающих оптимальными коллекторскими свойствами, происходила аккумуляция углеводородов, собирающихся с обширных территорий в процессе региональной миграции. Это привело к образованию богатых нефтяных месторождений в периферических зонах Сагизского, Новобогатинского и Жаркамысского поднятий.
Подводя итоги изложенному выше, можно констатировать, что на Южной Эмбе между мощностями и фациями отложений мезозоя и степенью их нефтенасыщенности существует тесная связь. Нефтеобразование и нефтенакопление как во (времени, так и в пространстве контролировались в конечном итоге режимом тектонических движений. Линии равных мощностей осадочных пород, являясь выражением определенного тектонического режима области на различных этапах ее развития, намечают распространение участков, где существовали наиболее благоприятные условия для образования нефтематеринских толщ и коллекторов. При наличии ловушек в пределах этих зон в них могли образоваться промышленные скопления нефти.
Установленная взаимосвязь между изопахитами и степенью нефтенасыщенности позволяет использовать метод структурно-фациального анализа как один из важных поисковых методов на нефть и углеводородные газы. Если описанная закономерность в степени нефтенасыщенности трех главных продуктивных свит, установленная на Сагизском поднятии, находит себе подтверждение в пределах Новобогатинского и Жаркамысского поднятий, то и для других подобных структурных элементов Северного Прикаспия, еще не разбуренных достаточным количеством скважин, вероятно, также следует ожидать аналогичной зависимости. Поэтому зоны определенных фаций и мощностей, показавшие наибольшее нефтенасыщение в пределах Сагизского и других рассмотренных поднятий, можно считать наиболее благоприятными для поисково-разведочных работ на нефть в Северном Прикаспии.
Однако сразу же необходимо предостеречь от механического применения этого метода. Нельзя, установив границы максимальной нефтенасыщенности в пределах одной какой-нибудь крупной структуры, распространять их по изолиниям на сколь угодно большие площади и неограниченное число структур. Об этом свидетельствуют факты локального перемещения границ зон максимальной нефтеносности по отношению к различным частям даже одного свода, факты влияния на нефтенасыщенность не заметных для глаза, но существенных для коллекторских свойств литолого-петрографических отличий. Необходимо учитывать и влияние последующих геологических процессов на сохранность ранее образовавшихся залежей нефти и газа. В каждом конкретном случае необходимо тщательно анализировать весь комплекс вопросов, связанных с историей геологического развития данного участка земной коры. Только такой подход может гарантировать от возможных ошибок и обеспечить необходимую надежность предлагаемого метода структурно-фациального анализа.
ЛИТЕРАТУРА
1. Авров П.Я., Буялов Н.И. и др. Геологическое строение Эмбенской области и ее нефтяные месторождения. ОНТИ НКТП СССР, 1935.
2. Авров В.Я. О процессах нефтенакопления в солянокупольных структурах Прикаспийской депрессии. ДАН СССР, т. 77, № 4, 1951.
3. Айзенштадт Г.Е.-А. Нижне- и среднеюрские отложения Южной Эмбы. Тр. ВНИГРИ, вып. 55, 1951.
4. Айзенштадт Г.Е.-А. О нефтематеринских свитах Южно-Эмбенского района, Тр. ВНИГРИ, № 83, 1955.
5. Чукеев Н.М. Нефтеносные свиты Эмбенского района и происхождения залежей нефти. НХ„ № 7, 1954
МНИ
Рис. 1. Схема размещения нефтяных месторождений и нефтепроявлений в зависимости от фациальных комплексов и мощностей средней юры.
1- области отсутствия среднеюрских отложений; 2-песчано-глинистый угленосный комплекс; 3-песчано-глинистый комплекс, угленосный внизу и морской вверху; 4-преимущественно глинистый комплекс; 5 - глинистый комплекс; 6 - граница среднеюрского моря; 7-граница фациальных комплексов; 8 - линии равных мощностей через 100 м; 9-линии равных мощностей через 50 м (дополнительные); 10 - основные месторождения нефти; 11-второстепенные месторождения нефти; 12 -непромышленные нефтепроявления в скважинах; 13-закированные породы. Прогибы: I - Гурьевский; II -Эмбенский; III-Предустюртский. Поднятия: А-Новобогатинское, Б-Сагизское, В -Жаркамысское.
Рис. 2. Схема размещения нефтяных месторождений и нефтепроявлений в зависимости от фациальных комплексов и мощностей неокома.
1- области отсутствия неокома; 2 - преимущественно песчаный комплекс; 3 - песчано-глинистый комплекс; 4- пестроцветный песчано-глинистый комплекс; 5-граница распространения красноцветных континентальных отложений неокома; в - граница фациальных комплексов; 7 -линии равных мощностей через 50 м; 8 - основные месторождения нефти; 9 - второстепенные месторождения нефти; 10-непромышленные нефтепроявления в скважинах; 11 - закированные породы. Прогибы: I - Гурьевский; II - Эмбенский; III-Предустюртский. Поднятия: А - Новобогатинское, Б-Сагизское, В - Жаркамысское.
Рис.3. Схема размещения нефтяных месторождений и нефтепроявлений в зависимости от фациальных комплексов и мощностей апта.
1-области отсутствия аптских отложений; 2 - песчано-глинистый комплекс; 3-преимущественно глинистый комплекс с прослоями песков; 4 - глинистый комплекс с прослоями известняков и мергелей; 5-границы фациальных комплексов; 6 - линии равных мощностей через 50 м; 7 - линии равных мощностей через 25 м (дополнительные); 8- основные месторождения нефти; 9-второстепенные месторождения нефти; 10-непромышленные нефтепроявления в скважинах; 11-слабонефтеносные пески, киры. Прогибы: I - Гурьевский; II- Эмбенский; III - Предустюртский. Поднятия: А- Новобогатинское; Б - Сагизское; В-Жаркамысское.