К оглавлению

Формирование залежей нефти и газа в пределах Кумдагской зоны поднятий

С.П. МАКСИМОВ, В.С. ЧЕМОДАНОВ

В пределах Прибалханской депрессии антиклинальные структуры группируются в виде трех зон. Первую и наиболее отчетливо выраженную зону (основную) составляют структуры: Челекен, Котур-Тепе, Небит-Даг, Монжуклы, Урунджук, Худай-Даг; вторую- Кызылкумы, Кум-Даг, Кобек; третью - Боядаг-Сыртланли и, вероятно, Эрдекли. Все эти структуры располагаются кулисообразно и вытянуты в близком к широтному направлении, несколько отклоняясь к ЗСЗ направлению в северной группе структур и к ЗЮЗ направлению в южной [4].

Первая зона антиклинальных поднятий делит Прибалханскую депрессию на две впадины: Келькорскую и Кызылкумскую. Келькорская впадина расположена к северу от первой зоны антиклинальных поднятий, Кызылкумская впадина - к югу от нее. Кызылкумская впадина прослеживается на 60 км в длину, погружаясь на западе под уровень Каспия; ширина ее 25-60 км. Типичным для всех структур является широкое развитие дизъюнктивных нарушений, среди которых отчетливо выделяются две группы: региональные и местные разломы. Региональные разломы протягиваются на десятки километров, и их амплитуды измеряются сотнями метров. Местные разломы имеют амплитуды, не превышающие десятков метров, и не распространяются за пределы структур [4].

Кумдагская зона поднятий, осложняющая Кызылкумскую впадину, имеет широтное простирание, а ось зоны испытывает региональный подъем с запада на восток (рис. 1 и 2). Кызылкумская структура (см. рис. 1) является наиболее погруженной, далее на восток одна за другой располагаются более повышенная Кумдагская складка и самая (высоко расположенная структура Кобек (табл. 1).

Кызылкумская структура представляет собой погребенную асимметричную складку с пологим северным крылом (1,5-2,5°) и более крутым южным (4-5°).

Вскрытый бурением разрез Кызылкумского месторождения слагается песчано-глинистыми отложениями новокаспийского, хвалынского, хазарского, бакинского, апшеронского, акчагыльскаго ярусов и красноцветной толщи, которые расчленяются по аналогии с разрезом Кум-Дага.

За последнее время по данным бурения и гидрогеологических исследований на Кызылкумской структуре в разрезе верхнего и среднего плиоцена обнаружены разрывы, точное простирание которых зафиксировать пока не удалось.

К Кызылкумской складке приурочено газоконденсатное месторождение с едва уловимой оторочкой чрезвычайно легкой нефти (смесь бензина и керосина). Продуктивны три самых нижних горизонта акчагыла (II, III, IV) общей мощностью 125 м (газонасыщенная часть составляет 65 м) и один верхний горизонт (V) красноцветной толщи (газонасыщенная часть 5 м). Залежи расположены в сводовой части поднятия и имеют наибольшие размеры (9,5X2 км) для горизонта III и наименьшие (4X1 км) для горизонта V.

Дебиты скважин в процессе пробной эксплуатации составляли от 200 до 600 тыс. м³/сутки газа при штуцерах от 8 до 15 мм с давлением на буфере от 130 до 150 ат. Пластовое давление 230-240 ат на глубинах 1800-1930 м. Содержание конденсата от 25 до 70 т/сутки.

В ядре складки Кум-Даг обнажаются породы бакинского яруса.

По данным бурения в строении: складки принимает участие комплекс песчано-глинистых отложений бакинского (до 600 м), апшеронского (около 600 м), акчагыльского (450-600 м) ярусов, красноцветной толщи (1400-1600 м), понтического яруса (450 м) и. миоцена (вскрытая мощность 280 м). Мощность отдельных стратиграфических горизонтов увеличивается к периферии складки.

По данным глубокого бурения и сейсморазведки структура Кум-Даг представляет собой куполовидную складку длиной 11,5 км и шириной 5,5 км.

В Кум-Даге выделяют три участка: западный Кум-Даг (юго-западная часть складки вместе с грабеном), восточный Кум-Даг (северо-восточная часть складки) и «клин», представляющий собой раздробленную зону главного разлома, секущего складку по диагонали с ЮВ на СЗ.

Западный Кум-Даг в присводовой части имеет незначительные нарушения СЗ-ЮВ простирания. Восточный Кум-Даг сбросами небольшой амплитуды (до 50-60 м) СЗ-ЮВ простирания разбит на ряд ступенчатых блоков. Амплитуды разрывов Главного разлома в «клине» увеличиваются с глубиной от 75 м в верхах бакинского яруса до 300 м в верхах апшерона и до 500 м в верхах красноцвета.

Залежи нефти Кумдагского месторождения газовых шапок не имеют.

В целом в Кум-Даге выделяются следующие нефтеносные горизонты (сверху вниз): А, Б - средний апшерон; В, Г, Д, Е - нижний апшерон; Ж, 3, И, К, Л-верхний акчагыл; I, Iб, Iг, II, III, IV - нижний акчагыл; V - кровля красноцвета. Нефтяные -залежи акчагыла и красноцветного горизонта распространены на площади всех трех участков Кум-Дага, но характер нефтеносности апшеронского яруса по простиранию меняется. Так, в западном Кум-Даге нефтеносны все горизонты среднего и нижнего апшерона, в «клине» - все горизонты только одного нижнего апшерона, а в восточном Кум-Даге - лишь для подошвенных горизонта нижнего апшерона. Соответственно с этим в западном Кум-Даге интервал нефтеносности составляет 1050-1100 м, в «клине» - 850 м, а в восточном Кум-Даге - 550-600 м. За счет приподнятости «клина» и восточного Кум-Дага по главному разлому нефтеносность на всех трех участках начинается с одинаковых глубин (500-600 м). Размеры залежей с глубиной уменьшаются, а ловушка в красноцветной толще далеко не заполнена нефтью.

Из 18 нефтеносных горизонтов лишь самый верхний (А) имеет большую мощность (140-180 м). Мощности всех остальных горизонтов варьируют в пределах 10-50 м.

Мощности нефтенасыщенных частей стратиграфических комплексов Кум-Дага приведены в табл. 2.

Начальные дебиты нефти 20-100 т/сутки (из V горизонта до 150 т/сутки).

Ниже V горизонта весь остальной 1500-метровый разрез красноцветной толщи промышленной нефти не содержит. Понт сплошь глинистый и совершенно бесперспективен. Миоцен изучен еще плохо.

В пределах Кобекской структуры, размеры которой несколько меньше, чем у Кум-Дага, структурным бурением 1952 г. и тремя глубокими скважинами (1958 г.) освещены в целом четвертичные и плиоценовые отложения (до верхов понта). Бакинский ярус обнажается в ядре Кобека почти до подошвы и имеет максимальную мощность 200 м. Мощности апшерона и акчагыла примерно одинаковы (по 300-350 м). Мощность красноцвета около 1000 м, а понт вскрыт на глубину 104 м. Все отложения представлены чередующимися песчаными и глинистыми пластами.

В тектоническом отношении Кобек аналогичен Кумдагской структуре. Свод Кобекского купола по системе сбросов, рассекающих структуру в СЗ-ЮВ направлении, также оказался опущенным в виде грабена.

В процессе бурения в Кобеке никаких признаков нефти или газа не отмечено.

Из приведенных данных видно, что Кызылкумская структура содержит газ и конденсат (уд. вес 0,728-0,763) в акчагыльских и красноцветных отложениях. В газе содержится 92-94% метана, 5-7% тяжелых углеводородов до С4Н10. Содержание С5Н12 и высших колеблется от 0,8 до 2,8%. Основные запасы газа и конденсата связаны с III горизонтом акчагыла. Характерной особенностью залежей Кызылкумской структуры является то, что ловушка по III горизонту акчагыла насыщена газом до замыкающей изогипсы, а ловушки по II и IV горизонтам акчагыла и V горизонту красноцвета насыщены газом не полностью. При высоте структуры по красноцветной толще в 70 м этаж газоносности для красноцвета составляет только 5 м.

Следующая по региональному подъему зоны поднятий Кумдагская структура содержит в апшеронских, акчагыльских отложениях и в верхах красноцветной толщи нефть. В апшеронских отложениях содержится 32,5%, в акчагыльских отложениях - 64%, а в красноцветной толще только 3,5% промышленных запасов нефти. По тектоническим участкам промышленные запасы нефти распределяются следующим порядком: западный Кум-Даг - 49%, восточный Кум-Даг - 30% и «клин» - 21%. В нефти содержится только растворенный газ, промышленные запасы которого распределены пропорционально запасам нефти.

Удельные веса нефтей в западном Кум-Даге, в пределах апшерона, с глубиной изменяются незакономерно от 0,826 до 0,835. В акчагыле и красноцветной толще изменение удельных весов нефти происходит закономерно от 0,820 до 0,844. Аналогичная закономерность отмечается в акчагыле и красноцветной толще восточного Кум-Дага (от 0,860 до 0,875). Следовательно, изменение качества нефтей по разрезу в Кум-Даге происходит так же, как в ряде месторождений Апшеронского полуострова (1,8). Нефти западного Кум-Дага значительно легче нефтей восточного Кум-Дага.

Состав попутных газов по разрезу почти не меняется. Однако замечено, что с глубиной незначительно увеличивается количество СН₄ и несколько уменьшается содержание его гомологов.

Соленость вод низов акчагыла и верхов красноцвета в Кызылкумах достигает 17,0-21,5 Ве°, в западном Кум-Даге 9,0-11,5 Ве°, в восточном Кум-Даге 7,5-8,0 Ве° [5]. Из приведенных данных видно, что соленость вод в пределах Кум-Дага изменяется незначительно, но возрастает в 2 раза в Кызылкумах.

Описанное выше распределение нефти и газа в ловушках Кумдагской зоны поднятий (Кызылкумы - Кум-Даг) объясняется боковой миграцией по региональному подъему пластов красноцветной толщи и дифференциальным улавливанием нефти и газа в ловушках. В процессе латеральной миграции углеводородов вдоль Кумдагской зоны поднятий с запада на восток, со стороны глубоко опущенного центра Кызылкумской мульды (нефтесборного бассейна), в локальных поднятиях происходило селективное накопление нефти и газа в красноцветной толще. Первая и самая глубокая Кызылкумская ловушка задержала в себе основную долю газа и немного легкой малосмолистой бензиново-керосиновой нефти. Основная же масса более тяжелой и более смолистой нефти была вынуждена мигрировать вверх по восстанию пластов во вторую ловушку - в структуру Кум-Даг.

Теоретическое объяснение этой закономерности дано в ранее опубликованных работах ряда авторов [2, 3, 6, 7].

В первоначальную стадию по красноцветным отложениям Кызылкумская ловушка была заполнена полностью газом, а Кумдагская нефтью. Учитывая значительные размеры Кумдагской структуры, ее высоту (500 м) и промышленные запасы нефти по всем отложениям, можно сделать вывод, что эта структура по красноцветным отложениям не была заполнена нефтью полностью. Поэтому процесс миграции нефти вверх по региональному подъему зоны поднятий на восток, в сторону структуры Кобек, не мог происходить.

По данным В.С. Чемоданова складки Кумдагской зоны поднятий возникли в конце олигоцена - начале миоцена. Исследованиями Л.Я. Шварц и Т.В. Шварц [12] установлено, что эти структуры были оформлены с основными нарушениями к концу апшеронского времени, но с гораздо меньшей амплитудой смещения по сбросам. Своего наибольшего развития складки достигли в период образования постплиоценовых отложений, когда местные смещения по сбросам в среднем составляли 50-60 м, достигая по «региональным нарушениям сотни метров. Одновременно с мощным ростом дизъюнктивных нарушений в постплиоцене началось переформирование залежей в красноцветной толще.

По мере развития дизъюнктивных нарушений создавались пути для вертикальной миграции газа из красноцветной толщи в Кызылкумах в вышезалегающие акчагыльские коллекторы и нефти из красноцветной толщи Кум-Дага в акчагыльские и апшеронекие коллекторы.

В связи с тем что нарушенность Кызылкумской структуры относительно незначительная, вертикальная миграция газа оказалась возможной только в коллекторы акчатыла (в основном III горизонт), а вышезалегающие (верхняя часть акчагыла и апшерон) отложения оказались водоносными. Это подтверждается отсутствием выходов газов на поверхности. В результате вертикальной миграции газа в акчагыльские коллекторы Кызылкумская ловушка по красноцветным отложениям в настоящее время содержит незначительные запасы газа и далеко не заполнена им.

Кумдагская структура в постплиоценовое время претерпела значительные изменения и в результате вертикальной миграции нефти заполнились коллекторы не только акчагыла, но и апшерона. Наличие в вышезалегающих отложениях (акчагыле и апшероне) сравнительно легкой нефти, а также поверхностные нефтегазопроявления на площади Кум-Даг являются убедительным доказательством вертикальной миграции нефти в пределах этой структуры.

Кумдагская ловушка по красноцветным отложениям, отдав основные свои запасы в вышезалегающие коллекторы акчагыла и апшерона, оказалась заполненной незначительно. В связи с тем, что западный Кум-Даг оказался более опущенным, чем восточный, создались несколько лучшие условия для вертикальной миграции и насыщения коллекторов акчагыла и апшерона на этой части структуры. Не исключено, что меньшие запасы восточного Кум- Дапа обусловлены разрушением залежей и выходом нефти на поверхность в последующее время. Учитывая, что соленость вод на восточном и западном Кум-Даге почти одинакова, утяжеление нефтей восточного Кум-Дага (по сравнению с нефтями западного Кум-Дага) следует объяснить не только различными окисляющими действиями подземных вод, но и некоторой дегазацией нефтей и разрушением залежей. Отсутствие азота в попутных газах Кум-Дага (азот отмечен рядом исследователей на Боядаге, Челекене и Сыртланли) может косвенно свидетельствовать о дегазации нефтей Кум-Дага в период переформирования залежей и улетучивания части углеводородных газов и азота по разрывам в атмосферу.

Описанные выше закономерности объясняются И.С. Старобинцем [9, 10, 11] экранирующим действием главного разлома, обусловившим застойность вод и восстановительный характер среды на юго-западном крыле, и соответственно разной степенью окисленности нефтей и газов по обе стороны разлома. Отчасти это правильно. Однако указанная точка зрения не в состоянии объяснить, почему Кызылкумская складка содержит крупные газоконденсатные залежи, а Кумдагская - нефтяные со сравнительно небольшим количеством растворенного газа. Это может быть следствием боковой миграции углеводородов с запада на восток в сторону регионального подъема внутри красноцветной толщи и дифференциальным улавливанием сначала газа, а затем и нефти в последовательной цепи ловушек [2, 3, 6, 7].

Миграция углеводородов началась сразу после того, как появился региональный уклон в красноцветных отложениях, когда для боковой миграции нефти и газа в плиоценовых коллекторах вдоль Кумдагской зоны поднятий препятствий в виде тектонических экранов еще не существовало. Образование промышленных скоплений нефти и газа в акчагыльских и апшерочеких отложениях обусловлено вертикальной миграцией углеводородов из красноцветной толщи по дизъюнктивным нарушениям.

Кобекская структура никогда не содержала в плиоценовых отложениях промышленных залежей нефти и газа, поскольку вся масса углеводородов на пути миграции была полностью перехвачена Кызылкумской и Кумдагской ловушками.

ЛИТЕРАТУРА

1. Абрамович М.В. О связи между удельными весами нефти и условиями ее залегания в некоторых пластах Биби-Эйбатской площади. Тр. геол. ин-та им. Губкина АН Азерб. ССР, вып. XX, 1941.

2. Габриэлян А.Г., Максимов С.П. Формирование залежей нефти и газа в каменноугольных отложениях Сталинградского Поволжья. Геология нефти, 1957, 5.

3. Гуссоу У.С. Основной принцип дифференциального накопления нефти и газа. ААНГ, № 5, 1954.

4. Данов А.В. и др. Геологическое обоснование к перспективному плану развития нефтяной промышленности Туркмении и Западных областей Средней Азии на 1958- 1965 гг. Т. II. Фонды ВНИГНИ, 1959.

5. Добров Ю.В., Колодий В.В., Гирдюк О.П. Условия залегания и гидрохимия подземных вод нефтяных месторождений и разведочных площадей Прибалханского района. Небит-Даг. Фонды Туркм. филиала ВНИИ, 1957.

6. Максимов С.П. К вопросу формирования залежей нефти в каменноугольных и девонских отложениях Самарской Луки. Нефтяное хозяйство, 10, 1954.

7. Савченко В.П. Условия формирования залежей газа и нефти при их струйной миграции в водонасыщенных породах. Тр. ВНИИ, вып. XIV, Гостоптехиздат, 1958.

8. Саркисян Б.М. Основные закономерности изменения качества нефтей по некоторым горизонтам месторождений Восточного Апшерона. Изв. Азерб. ФАН СССР, № 1, 1945.

9. Старобинец И.С. О некоторых геохимических особенностях нефтей месторождений Прибалханского района. Изв. АН Туркм. ССР, № 1, 1956.

10. Старобинец И.С. Основные типы нефтей месторождений Прибалханского района (Западная Туркмения) и геохимические особенности их распространения. Фонды ВНИГНИ, диссертация, 1956.

11. Старобинец И.С. Геохимические исследования нефтей, газов и рассеянного органического вещества Прибалханского района. Фонды Туркм. филиала ВНИИ, 1957.

12. Шварц Л.Я., Шварц Т.В. Условия формирования структур Прибалханского района юго-западной Туркмении. Геология нефти, 1958, 7.

ВНИГНИ, ВНИИ

Таблица 1 Гипсометрия структур Кумдагской зоны поднятий

Стратиграфическая граница	Кызылкумы			Кум-Даг						Кобек
	отметки		высота складки	западный			восточный			отметки		высота складки
	свода	замка		отметки		высота складки	отметки		высота складки	свода	замка
				свода	замка		свода	замка
Кровля апшерона	660	720	60	400	700	300	100	400	300	0	200	200
Кровля акчагыла	1430	1495	65	1000	1350	350	650	1050	400	300	600	300
Кровля красноцвета	1890	1960	70	1450	1850	400	1000	1500	500	600	1000	400

Примечание. Цифры даны в метрах; все отметки имеют отрицательные значения.

Таблица 2 Мощности нефтенасыщенных частей стратиграфических комплексов Кум-Дага (в м)

Ярусы, толща	Участки
	Западный Кум-Даг	„клин"	Восточный Кум-Даг
Апшеронский	120	50	15
Акчагыльский	165	165	143
Красноцветная (V горизонт)	25	25	32
Итого	310	240	190

Рис. 1. Кумдагская зона поднятий.

а - Кызылкумы.

Структурная карта по кровле красноцветной толщи (сост. Т. В. Шварц, 1954);

б- Кум-Даг.

Структурная карта по кровле красноцветной толщи (сост. В.С. Чемоданов, 1958);

в-Кобек.

Структурная карта по кровле апшеронского яруса (сост. В. М. Бершадский, 1952).

1-тектонические разрывы; 2-наибольший и наименьший контуры газоносности соответственно для горизонтов III и V; 3-общий контур нефтеносности; 4-основное направление миграции нефти и газа в красноцветной толще.

Рис. 2. Продольный разрез Кумдагской зоны поднятий по линии АБВГДЕ.

1-залежи газа; 2-залежи нефти.