Южный Мангышлак - новый крупный нефтеносный район
Б.Ф. Дьяков, Н.У. Имашев, К.В. Кручинин, А.Б. Коган, В.В. Козмодемьянский, В.П. Токарев, Н.К. Трифонов, Н.Н. Черепанов, Р.И. Вялова
В результате геологопоисковых и исследовательских работ на нефть и газ, проводимых на Мангышлаке ВНИГРИ и трестом Мангышлакнефтегазразведка, доказана промышленная нефтеносность полуострова. Теперь можно ставить вопрос об освоении Мангышлака, о привлечении его ресурсов к выполнению одной из важнейших задач семилетки - значительного увеличения добычи нефти и газа в СССР.
В настоящее время наибольший практический интерес представляет Южный Мангышлак, охватывающий часть полуострова, расположенную к югу от хр. Каратау, и имеющий площадь около 40 000 км2. Здесь открыто крупное Жетыбайское нефтяное месторождение.
В разрезе отложений Южного Мангышлака можно выделить следующие геолого-структурные комплексы, разделенные стратиграфическим и структурным несогласиями: палеозойский - допермский, пермо-триасовый, рэт-лейасовый, юрско-палеогеновый (В юрско-палеогеновый геолого-структурный комплекс входят также и нижнемиоценовые отложения) и неогеновый.
Наиболее интересен промышленно нефтеносный юрско-палеогеновый комплекс. Нефтеносным, возможно, окажется рэт-лейасовый комплекс.
Основными структурными элементами Южного Мангышлака являются Беке-Башкудукский вал, занимающий северную часть района, и Южно-Мангышлакский прогиб, охватывающий остальную площадь полуострова (рис. 1).
Беке-Багакудукский вал представляет собой линейно вытянутое в субширотном направлении крупное поднятие длиной свыше 200 км и шириной до 25 км. В его центральной наиболее приподнятой части, рассеченной сетью мелких дизъюнктивных нарушений, на поверхность выведены отложения юры и нижнего мела. Западная и восточная периклинали вала сложены, по мере удаления от его ядра, вначале верхнемеловыми, а затем палеогеновыми отложениями, на которых, с резким угловым несогласием, почти горизонтально залегает покров неогеновых образований. Мощность отложений юрско-палеогенового структурного комплекса в зоне Беке-Башкудукского вала сильно меняется: в сводовой части она составляет до 1500 м, а на крыльях и на периклиналях (особенно на западной) 3500 м и более. Мощность отложений юрско-палеогенового комплекса от свода вала к его периферии увеличивается как за счет возрастания мощности каждого стратиграфического горизонта, так и за счет появления на крыльях и периклиналях вала новых дополнительных стратиграфических горизонтов. Кроме того, в периферических зонах вала, по-видимому, появляется новый, рэт-лейасовый комплекс отложений. В поперечном разрезе Беке-Башкудукское поднятие имеет вид огромной сундучной складки с очень пологим и широким сводом и относительно крутыми флексурообразными крыльями, осложненными разрывами.
Как установлено сейсмическими исследованиями и бурением, в центральной, наиболее приподнятой части Беке-Башкудукского вала на глубине 450-500 м под среднеюрскими отложениями и глубже на его периклиналях, возможно, уже под рэт- лейасом залегают сильно уплотненные дислоцированные в складки пермо-триасовые породы, образующие узкую, вытянутую в субширотном направлении, высоко приподнятую горстообразную структуру. Предполагается, что пермо-триасовые отложения здесь простираются на глубину в несколько тысяч метров, залегая несогласно на более дислоцированных палеозойских образованиях.
Вдоль свода Беке-Башкудукского вала располагается ряд локальных структур: Карасязь-Таспасская (самая обширная, занимающая центральную, наиболее приподнятую часть вала), Соккоская, Шалабайская и Сенекская (на восточной периклинали вала), Куюлусская, Эспелисайская, Жоласканская и Дунганская (на западной периклинали вала).
Южно-Мангышлакский прогиб, находящийся южнее Беке-Башкудукского вала, представляет собой резко вытянутую в субширотном направлении обширную платформенную мезозой-палеогеновую впадину, покоящуюся на складчатом герцинском основании и перекрытую плащом почти горизонтально залегающих неогеновых отложений. Площадь прогиба около 35 000 км2, глубина прогибания до 6000 м. Прогиб в основном выполнен юрско-палеогеновым комплексом отложений, мощность которого в центральной части 3500-4000 м. Предполагается, что ниже залегает рэт-лейасовый комплекс, развитый главным образом в центральной зоне прогиба, где мощность его, по-видимому, составляет 2000-2500 м. Мощность неогенового покрова несколько возрастает с севера на юг и достигает 200-250 м. На востоке, севернее залива Кара-Богаз-Гол Южно-Мангышлакский прогиб сливается с Южно-Устюртским прогибом, а на западе уходит под воды Каспийского моря, где он соединяется с продолжением Терско-Кумского прогиба. Таким образом, Южно-Мангышлакский прогиб является восточной частью Средне-Каспийского нефтегазоносного бассейна.
Тектоническая структура Южно- Мангышлакского прогиба схематично рисуется в следующем виде.
К югу от флексурообразного изгиба, осложненного крупным продольным разрывом, южное крыло Беке-Башкудукского вала приобретает характер полого наклоненной на юг тектонической ступени (Жетыбай-Узеньская), ограниченной стратоизогипсами -1000 м и -1400 м по подошве неокома. Длина ступени 140 км, ширина 30 км. Вдоль нее с запада на восток, постепенно занимая все более и более гипсометрически повышенное положение, располагаются Тарлинская, Жетыбайская, Восточно-Жетыбайская, Карамандыбасская и Узеньская локальные структуры. В дальнейшем здесь, несомненно, будут открыты и другие структуры. Южнее Жетыбай-Узеньской тектонической ступени (Некоторые авторы ее называют Жетыбай-Узеньским валом) располагается центральная, наиболее погруженная зона Южно-Мангышлакского прогиба длиной около 300 км и шириной 90 км. Она простирается в субширотном направлении вдоль всего Южного Мангышлака, с запада от берега Каспийского моря (район пос. Сегенды) на восток до западных чинков Устюрта, где переходит в Южно-Устюртский прогиб.
Центральная зона Южно-Мангышлакского прогиба подразделяется на две депрессии: Сегендыкскую (западную) и Жазгурлынскую (восточную).
На суше проявляется восточная часть Сегендыкской депрессии, которая очерчивается в форме неправильного, вытянутого в субширотном направлении полуэллипса, открывающегося на запад, в сторону моря. Длина депрессии 60 км, ширина 40 км, по подошве неокома ее очерчивают стратоизогипсы -1800 м, -2000 м. Жазгурлынская депрессия имеет форму большого вытянутого в субширотном направлении неправильного эллипса, длина ее 240 км, ширина 90 км. По подошве неокома депрессия ограничена стратоизогипсой -1800 м.
В центральной зоне Южно-Мангышлакского прогиба пока известны Кызыладырская и Акбулакская локальные структуры.
Наземными и морскими сейсмическими исследованиями к югу от этой зоны вдоль морского побережья между мысами Песчаный и Ракушечный установлено крупное поднятие юрско-палеогенового комплекса отложений - Ералиевский вал, северо-восточный склон и часть свода которого расположены на суше и очерчиваются по подошве неокома стратоизогипсами -1800 м, -1600 м. Большая часть свода и юго-западный склон вала находятся в прибрежной полосе моря. Предполагается, что Ералиевский вал к северо-западу от м. Песчаный и к юго-востоку от м. Ракушечный погружается и вскоре замыкается. Его длина около 100 км, а ширина на суше до 25 км. В сводовой части вала сейсмикой выявлена и подготовлена к глубокой разведке Песчаномысская локальная структура.
На юго-восточном продолжении Ералиевского вала, южнее Жазгурлынской депрессии, отмечается вытянутый в субширотном направлении невысокий и относительно узкий Караауданский вал. За ним к югу намечается небольшая округлой формы Аламурунская депрессия, которая по подошве неокома очерчивается стратоизогипсами -2200 м и -2000 м. Еще южнее располагается обширный Карабогазский свод, охватывающий залив Кара-Богаз-Гол и его побережье.
Ералиевский и Караауданский валы и Карабогазский свод образуют южный борт Южно-Мангышлакского прогиба.
Как показывают морские сейсмические исследования, южнее Ералиевского вала и Карабогазского свода располагается глубокая впадина субширотного простирания, являющаяся составной частью Предкавказского передового прогиба.
Изложенное выше еще раз подтверждает геотектоническую и морфологическую связь Терско-Кумского и Южно-Мангышлакского прогибов, образующих обширную Средне-Каспийскую впадину.
Указанное обстоятельство вместе с приведенной характеристикой геологического строения Южного Мангышлака позволяет рассматривать последний как высокоперспективный в нефтегазоносном отношении район, что подтверждается также широко известными обильными нефтегазопроявлениями, встреченными здесь в естественных обнажениях и в буровых скважинах. Особенно убедительные данные об исключительно высокой перспективности Южного Мангышлака были получены недавно при разведке Жетыбайской и Узеньской структур (рис. 2), которые, как отмечалось выше, расположены в одной тектонической зоне, на тектонической ступени южного склона Беке-Башкудукского вала или северного борта Южно-Мангышлакского прогиба.
Жетыбайская структура представляет собой вытянутую в широтном направлении брахиантиклинальную складку длиной 22 км и шириной 7 км. Ее вертикальная амплитуда равняется 70 м, углы падения крыльев достигают 2°.
В сводовой части структуры к настоящему времени пробурены три глубокие разведочные скважины: скв. 1 в восточной части свода (глубиной 2515 м), скв. 2 в 3,9 км к юго-западу от скв. 1 (глубиной 2007 м) и скв. 6 в 5 км к северо-западу от скв. 2 (глубиной 2608 м). Был вскрыт хорошо выдержанный по площади следующий разрез мезо-кайнозойских отложений (сверху вниз )( Интервалы глубин даны по скв. Г-6): четвертичные (0-5,0 м), неоген (5- 44 м), палеоген (44-288 м), верхний мел (288-530 м), нижний мел (530- 1378 м), верхняя юра (1378-1830 м), средняя юра (1830-2561 м), нижняя юра (2561-2608 м).
В нефтегазоносном отношении исключительно интересны нижнемеловые и среднеюрские отложения. В них было отмечено 38 горизонтов песков и песчаников мощностью от 2 до 40 м каждый. Суммарная их мощность свыше 300 м (рис. 3).
Почти все поднятые керны песчаников указанных горизонтов или насыщены жидкой нефтью, или содержат большое количество битума (данные люминесцентно-битуминологического анализа). Газовый каротаж во многих случаях показывал приуроченность значительных аномалий к песчаным горизонтам, а на электрокаротажных диаграммах они отмечаются максимумами сопротивлений (до 15-30 ом) и резко выраженными депрессиями на кривой ПС. В некоторых образцах керна среднеюрских песчаников, по-видимому, наиболее плотных разностей общая пористость равна 15-37,2%, открытая 9,09-23,73%, эффективная 7-18%, проницаемость поровая 61,4-67,0 миллидарси, трещинно-поровая до 400 миллидарси. Нижнемеловые отложения обладают более высокими коллекторскими свойствами.
По этим данным выделенные горизонты можно признать нефтенасыщенными. Расчеты эти подтвердились опробованием в скв. 2 и 6 нескольких среднеюрских горизонтов.
В скв. 2 вначале опробовался горизонт XXI мощностью 4 м в интервале 1905-1909 м, из которого даже при недостаточной герметизации получен приток нефти, сначала чистой, затем с водой. За несколько часов было извлечено 1,5 т жидкости, в том числе 0,5 т нефти. Дальнейшее опробование прекратили из-за усиленного притока воды, по- видимому, затрубной, из плохо изолированных водоносных горизонтов. Затем опробовалась нижняя часть 7-метрового горизонта XVII в интервале 1830-1833 м. В результате получен промышленный приток нефти, составляющий в среднем 10-11 т/сутки, причем нефть периодически переливалась через устье скважины.
В скв. 6 опробован горизонт XXXVII. После прострела его нижней части мощностью 6 м в интервале 2383-2389 м получен мощный нефтяной фонтан, суточный дебит которого ориентировочно определялся в 1000-1500 м3. Через 2,5 суток фонтан был закрыт. В дальнейшем при опробовании скважины получено жидкости при 12-мм штуцере 720 м3, (478 м3 нефти с газовым фактором 163,6 м3/м3); при 10-мм штуцере - 314 м3 (208,5 м3 нефти с газовым фактором 149,1 м3/м3); при 7,5-мм штуцере - 144 м3 (95,6 м3 нефти с газовым фактором 129 м3/м3).
Сравнивая опробованные горизонты с еще не опробованными в скв. 1, 2 и 6, можно видеть, что геолого-геофизические параметры последних во многих случаях значительно благоприятнее, следовательно, неопробованные горизонты, безусловно, тоже нефтеносны, и, возможно, в большей степени, чем опробованные.
Кроме того, есть основания предполагать, что нефтеносными окажутся и более глубокие, еще не вскрытые мезозойские отложения (нижняя юра и верхний триас).
Жетыбайская нефть легкая, с удельным весом 0,868-0,855, практически бессернистая (0,15-0,05), высокопарафинистая (16,3-21,0%). По групповому химическому составу она относится к метановым нефтям. По содержанию парафина и распространению его по фракциям, а также по содержанию гетерогенных компонентов (сернистых и азотистых соединений) жетыбайская нефть аналогична нефтям мезозойских отложений Затеречной равнины Северного Кавказа.
Следует отметить, что к совершенно иному типу относится мангышлакская нефть Тюбеджикского месторождения, которое сильно разрушено, и поэтому в нефти почти отсутствуют легкие фракции, а удельный вес ее равняется 0,945. Примечательно, что в ней нет парафина и по групповому химическому анализу она относится к нафтеновоароматическим нефтям. Нефть Карасязь-Таспасского месторождения (Беке-Башкудукский вал), в настоящее время разрушенного, а в прошлом исключительно крупного нефтяного и газового месторождения, по-видимому, была такого же типа. Интересно отметить, что пески многих горизонтов Жетыбайского месторождения (скв. 1) пропитаны почти бесцветной или светло-желтой нефтью с сильным бензиновым и керосиновым запахом, без каких-либо следов темных асфальтов и вязких парафинов. По-видимому, на Мангышлаке и, в частности, на Южном Мангышлаке нефти различных типов - парафинистые и беспарафинистые. Весьма перспективна Узеньская структура, представляющая собой несколько асимметричную крупную брахиантиклинальную складку широтного простирания с более пологим (до 2°) северным и крутым (до 5°) южным крылом. Длина структуры 32 км, ширина 10 км, амплитуда по подошве неокома до 150 м. Западная периклиналь складки, возможно, осложнена небольшим локальным Парсумурунским поднятием. Из пробуренной на ее своде первой структурной скв. 18 с глубины 186-367 м из альбских отложений был получен интенсивный газовый фонтан, поднявшийся вместе с водой на высоту 25 м. Впоследствии в устье скважины образовалась большая воронка, из которой продолжал бить сильный фонтан газа. Только спустя около двух месяцев неослабевающий фонтан был закрыт. Сейчас здесь бурятся две глубокие разведочные скважины.
Во вскрытом к настоящему времени до глубины 1640 м разрезе по данным электро- и газокаротажа в нижнемеловых и юрских отложениях отмечается целый ряд нефтегазоносных пластов песков мощностью несколько метров каждый и суммарной мощностью в десятки метров с четко выраженными высокими газоаномалиями, с содержанием углеводородных газов до 15%, превышающим общий фон (0,2%) во много раз. Керны из скважины часто пропитаны нефтью и издают резкий керосиновый запах. Все эти данные вместе с ранее отмеченными эффективными газопроявлениями в структурной скважине указывают на несомненную нефтегазоносность Узеньской складки.
Высокими перспективами обладают и другие структуры Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, в частности, выявленные здесь Восточно-Жетыбайская и Карамандыбасская, расположенные между Жетыбайским и Узеньским поднятиями, а также Тарлинская, расположенная к западу от Жетыбайского месторождения.
Карамандыбасская структура находится в 30 км к западу от Узеньской складки и представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания длиной в 12 км и шириной в 5 км. По подошве турона складка оконтуривается изогипсой -90 м. Ее гипсометрическое положение почти такое же, как и Узеньской структуры. Амплитуда вертикального поднятия Карамандыбасской складки по подошве турона 90 м, углы падения крыльев до нескольких градусов.
Восточно-Жетыбайская структура находится в 22 км к востоку от Жетыбайского поднятия и оконтуривается по подошве турона изогипсой -210 м. Это брахиантиклиналь широтного простирания длиной 7 км, шириной 3 км и амплитудой до 20 м.
В Жетыбай-Узеньской тектонической зоне северного крыла Южно- Мангышлакского прогиба, безусловно, будут открыты и другие структуры, также весьма перспективные в нефтегазоносном отношении.
Не менее перспективны и структуры южного борта Южно-Мангышлакского прогиба, в частности, Ералиевский и Караауданский валы, а также западная и северная периферические зоны Карабогазского свода.
В северо-западной части Ералиевского вала намечается Песчаномысская структура, очерченная по подошве неокома стратоизогипсой -1600 м, в виде слегка вытянутого в субширотном направлении очень пологого (высотой 20 м) куполовидного поднятия, имеющего на суше длину 13 км и ширину 10 км.
Следует ожидать, что также высокоперспективной окажется и центральная, наиболее погруженная зона Южно-Мангышлакского прогиба. Здесь к настоящему времени пока открыты Кызыладырская и Акбулакская структуры; первая из них подготовлена к разведке и оконтурена по подошве неокома стратоизогипсой -2000 м, выступая в виде пологого (высотой в 50 м), слегка вытянутого в субширотном направлении поднятия длиной 22 км и шириной 7-8 км. Безусловно, в дальнейшем в центральной зоне Южно-Мангышлакского прогиба, помимо отмеченных, будет открыт целый ряд новых локальных структур.
Учитывая большие запасы нефти Жетыбайской структуры, возможные запасы нефти и газа Южно-Мангышлакского прогиба можно считать исключительно высокими.
К этому следует еще добавить ожидаемую большую перспективность краевых зон Беке-Башкудукского вала, особенно расположенных на его западной периклинали Эспелисайской, Дунганской, Жоласканской и других структур (рис. 4).
Эспелисайская структура представляет собой куполообразное поднятие размером 6x6 км и амплитудой около 50 м. По подошве неокома она оконтурена изогипсой -1900 м.
Жоласканская структура является антиклинальной складкой, западная периклиналь которой продолжается под водами Каспийского моря. Размеры надводной ее части 6x4 км, амплитуда по подошве неокома около 50 м. Оконтуривается структура по неокому изогипсой -1900 м.
Дунганская структура представляет собой антиклинальную складку размерами 12 X 5 км, амплитудой 20-25 м. По подошве неокома она оконтурена изогипсой -1900 м.
Изложенное выше позволяет выдвинуть территорию Южного Мангышлака в число первоочередных объектов для проведения здесь бурения на нефть и газ. Есть все основания считать, что полуостров Мангышлак, и в частности Южный Мангышлак, может и должен в ближайшее время стать одним из крупных нефтегазодобывающих районов Советского Союза.
НИГРИ, Западно-Казахстанское геологическое управление,
трест Мангышлакнефтегазравведка
Рис. 1. Структурная карта Южного Мангышлака по подошве неокома (III сейсмический горизонт). (Сост. А.Б. Коган и К.В. Кручинин).
1- изогипсы по сейсмическим данным; 2 - то же по буровым данным; 3- сбросы: I-Беке- Башкудукский вал; II - Жетыбай-Узеньская тектоническая ступень; III - Сегендыкская депрессия; IV - Жазгурлынская депрессия; V - Ералиевский вал; VI-Караауданский вал; VII - Аламурунская депрессия.
Структуры: 1 - Жоласканская; 2 - Дунганская; 3 - Эспелисайская; i - Карасязь-Таспасская; 5 - Соккоская; 6 - Шалабайская; 7 - Сенекская; 8 - Жетыбайская; 9 - Восточно-Жетыбайская; 10 - Карамандыбасская; 11 - Узеньская; 12 - Кызыладырская; 13 - Акбулакская; 14 - Песчаномысская; 15 - Караауданская.
Рис. 2. Структурная карта центральной части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени (сост. В.П. Токарев и В.В. Козмодемьянский).
I - изогипсы по подошве неокома (III сейсмический горизонт); II- изогипсы по подошве турона; III - сброс.
Локальные структуры: 1 - Жетыбайская; 2 - Восточно-Жетыбайская; 3 - Карамандыбасская; 4 - Парсумурунская; 5 - Узеньская.
Рис. 3. Продуктивно нефтеносные и перспективно нефтеносные песчаные горизонты юры в поисковых скважинах на Жетыбайской структуре (сост. К.В. Кручинин).
1 - нефтеносные горизонты; 2 - перспективно нефтеносные горизонты; 3 - номер горизонта.
Рис. 4. Структурная карта западной части Беке-Башкудукского поднятия по подошве неокома (III сейсмический горизонт) (сост. А.Б. Коган).
Локальные структуры: 1 - Жолысканская; 2 - Дунган-ская; 3 - Эспелисайская.