Анализ и обобщение материалов поисково-разведочного бурения, а также результаты геохимического изучения палеозойско-триасовых отложений п-ова Бузачи и Северного Устюрта позволяют уточнить дифференцированную оценку перспектив их нефтегазоносности.

В доюрских отложениях по литолого-фациальным особенностям и составу органических остатков отчетливо выделяются три толщи: нижняя - сероцветная терригенно-карбонатная каменноугольного и нижнепермского возраста, средняя - преимущественно красноцветная верхней перми и среднего - нижнего триаса и верхняя - сероцветная песчано-аргиллитовая верхнетриасового возраста. Перспективы нефтегазоносности этих толщ оцениваются по-разному.

Наиболее интересен в нефтегазоносном отношении терригенно-карбонатный комплекс доверхнепермского возраста, особенно в западных и северных районах Устюрта. Здесь предполагается широкое развитие малоизмененных осадочных образований платформенного типа, что подтверждается данными бурения на п-ове Бузачи и Южно-Эмбенском поднятии.

На п-ове Бузачи терригенно-карбонатная толща вскрыта скв. П-1 Северо-Каражанбасской и 7 Северо-Бузачинской. Отложения мощностью более 1500 м представлены чередованием темно-серых аргиллитов, биоморфно-детритовых и тонкозернистых известняков с редкими прослойками известняковых гравелитов и песчаников. Возраст толщи на основании определения остатков фораминифер датируется нижнепермским. На некоторых площадях (Жанасу, Мынсуалмасская) Южно-Эмбенского поднятия скважины вскрывают карбонатно-терригенные породы девона, которые в других местах несогласно перекрыты каменноугольными или непосредственно юрскими отложениями. Каменноугольные образования представлены главным образом известняками, доломитами, мергелями. В нижней части разреза (турнейский ярус) преобладают песчаники, алевролиты с прослойками глин и гравелитов. Карбонатно-терригенные нижнепермские отложения установлены на площадях Сарыкум, Тугоракчан. В пределах Южно-Эмбенского поднятия в предъюрское время фиксируется значительный размыв, в результате которого триасовые, а также большая часть пермских и каменноугольных отложений выпали из разреза [3, 9].

Изучение гравимагнитных данных и материалов сейсморазведки (КМПВ, МОГТ) позволяют наметить много общего в строении физико-геологической модели доюрского разреза Северного Устюрта и прилегающих районов Южно-Эмбенского палеозойского поднятия. Характерно для разреза этой территории присутствие в низах осадочного чехла (до 1,5-3 км) толщи спокойно залегающих пород. На Северном Устюрте с поверхностью этих образований связывают преломляющий горизонт Т₃. Этот горизонт с граничной скоростью 5,4- 5,5 км/с прослеживается почти повсеместно [6]. На профиле ОР-1 КМПВ значения скорости возрастают до 5,8-6,2 км/с [4]. Согласно данным бурения, на площади Восточный Каракудук горизонт Т₃ характеризует поверхность горизонтально залегающих карбонатных пород каменноугольного возраста. Карбонатный комплекс этого же возраста встречен и в разрезах площадей Туресай, Сарыкум. До недавнего времени отрицалась возможная генетическая связь известняков с одновозрастными отложениями Северного Устюрта. Однако материалы сейсморазведки и бурения вносят существенные поправки в эти представления и обнаруживают очевидное сходство особенностей формирования разреза.

Стратиграфические аналоги мощных карбонатных толщ вскрыты бурением на северном борту Южно-Эмбенского поднятия (площади Сарыкум, Туресай). Особенности распространения этих образований по площади и их строение находятся в тесной связи со сложной доюрской историей региона. Как показывают сейсмические материалы (МОГТ), карбонатный комплекс узкой полосой протягивается вдоль северного склона Южно-Эмбенского поднятия, в его сводовой части эти образования срезаются предъюрской трансгрессией. На запад, в сторону Прикаспийской впадины по данным бурения на площадях Тортай, Молодежная также установлено выклинивание мощных каменноугольных карбонатных толщ и замещение их синхронными, преимущественно терригенными породами тортайского типа.

Необходимо отметить, что в палеозойских карбонатах широко распространены врезы пермских отложений, мощность карбонатного комплекса в юго-западном направлении заметно уменьшается, местами он выпадает из разреза. В районе площадей Сазтюбе, Карай и др. карбонатный комплекс сохранился лишь на отдельных участках в виде эрозионных останцов.

Согласно материалам МОГТ в юго-восточном направлении, в сторону Северного Устюрта, вновь возможно развитие мощных карбонатных толщ, вскрытых на северном крыле Южно-Эмбенского палеозойского поднятия.

В сопредельных районах доверхнепермские терригенно-карбонатные отложения практически повсюду обладают косвенными и прямыми признаками нефтегазоносности. В Юго-Западном Приаралье на площадях Восточный Каракудук, Жанажол и др. были получены небольшие притоки нефти.

Признаки УВ обнаружены также в синхронных им известняках южнее, на площади Восточный Тортколь [5]. В непосредственной близости от изучаемого региона наиболее эффективные нефтепроявления в палеозойских отложениях отмечены на площадях Жанасу, Тортай.

Условия осадкообразования рассматриваемых терригенно-карбонатных отложений были благоприятными для накопления ОВ. Формирование осадков происходило и в мелководной (известняки) и в глубоководной (аргиллиты) частях морского бассейна, дно которого интенсивно погружалось. Восстановительные условия дна бассейна благоприятно отразились на захоронении и переработке обильной органики и впоследствии на образовании нефти. Результаты геохимического изучения керна каменноугольных отложений площадей Восточный Каракудук и Приозерная Восточного Устюрта [6] свидетельствуют о восстановительной среде осадконакопления. Количество ОВ в породах составляет 1 -1,5 %, битумоидных компонентов в нем около 16 %. Даже в метаморфизованных породах встречается остаточное ОВ осадочного происхождения в виде углистых частиц, растительного детрита и других включений.

По данным общего люминесцентно-битуминологического анализа каменноугольных пород скв. П-1 Терескенской [9] общее содержание битумоида в породе, возрастая с глубиной, колеблется от 0,023 до 0,26 %, причем иногда отмечается некоторое преобладание СББ над ХБ, хотя чаще они присутствуют в равных количествах. В шлифах установлено наличие (до 5-7 %) твердого черного битума. На основании этих данных сделан вывод о нефтегазонасыщении каменноугольных отложений еще до их размыва.

Люминесцентно-микроскопическое изучение керна из нижнепермских отложений Северо-Бузачинской скв. 7 показало, что ОВ сапропелевого типа содержится главным образом в карбонатных породах, а ОВ смешанного сапропелево-гумусового типа приурочено к аргиллитам. Во всех породах отмечается высокая степень катагенетической преобразованности сингенетичного РОВ, прошедшего стадию максимальной нефтеотдачи. Почти во всех шлифах наблюдаются следы миграции эпифлюидов, особенно это характерно для глинисто-карбонатных разностей с развитыми стилолитами и трещиноватостью. В стилолитах и трещинах ранней генерации присутствует тяжелый, “сильнометаморфизованный” флюид. В трещинах же более поздней генерации, выполненных мелкозернистым кальцитом, и на вторично перекристаллизованных участках зафиксировано присутствие очень легкого флюида преимущественно углеводородного состава. Этот флюид обладает высокой степенью подвижности. Он мигрирует в пределах шлифа из раскрытых при шлифовании пор, образуя “натеки” на концах открытых трещин и на краю шлифа. Распространение УВ в породах неравномерное. Основная масса их сосредоточена в трещинах поздней генерации, заполненных кальцитом.

Следы миграции эпигенетических битуминозных компонентов по трещинам, отмечающимся на фоне сильно превращенного сингенетичного РОВ могут быть истолкованы как флюиды, генерированные ОВ нижележащей части палеозойской толщи. Это представление подтверждается также обнаружением Л.Л. Багдасарян микрофоссилий палеозойского возраста (девон - карбон?) в нефтях юрских и нижнемеловых горизонтов на Каражанбасском, Северо-Бузачинском и Каламкасском месторождениях п-ова Бузачи [2], а также некоторым сходством состава нефтей из палеозойских и мезозойских отложений.

Разные условия залегания нефтей Прикаспийской впадины на п-ове Бузачи и на Култукской площади, естественно, не могли не сказаться на их физико-химических свойствах. Так, если на Кенкияке нефть залегает в нижнепермских отложениях на глубине 4000 м, то на Култуке - в юрских отложениях на глубинах 3000 м, а на Каражанбасе - в отложениях неокома и юры на глубинах 300-400 м. Однако наиболее стабильный показатель, так называемый “нафтеновый паспорт” (Отношение суммы моно- и бициклических нафтеновых УВ к полициклическим.), по данным В.И. Кордус, весьма близок по значениям для нефтей Кенкияка, Култука и п-ова Бузачи. Это может свидетельствовать о генетической близости нефтей перечисленных районов.

Свидетельством перспективности доверхнепермских отложений может служить также тот факт, что на Северном Устюрте по сравнению с Южным Мангышлаком фиксируется меньшая прогретость (на 20 °С) осадочных толщ [8], предопределившая увеличение глубины реализации (до 7000- 8000 м) главной фазы нефтеобразования. Это обстоятельство, возможно, в значительной мере обусловлено ранней консолидацией фундамента рассматриваемого региона и слабой интенсивностью тектонических движений в мезозойско-кайнозойское время благодаря удаленности от альпийской складчатой области. Относительная тектоническая пассивность в мезозойско-кайнозойское время, несомненно, отрицательно сказалась на миграции нефтегазоконденсатных растворов из палеозойских толщ в мезозойские, и основная масса УВ на Северном Устюрте, вероятно, осталась в палеозойских (доверхнепермских) отложениях.

Приведенные данные позволяют относить доверхнепермские отложения на Северном Устюрте и п-ове Бузачи к категории нефтегазопродуцирующих и высоко оценивать их перспективы. Мощные пачки аргиллитов вполне могут выполнять роль покрышки, а пласты известняков и песчаных пород при благоприятных геоструктурных условиях - служить резервуарами. На больших глубинах коллекторы, очевидно, должны быть преимущественно кавернозного и трещинного типов.

Важное значение приобретают поиски зон рифовых построек в доверхнепермских отложениях. Многочисленные находки в органогенно-обломочных известняках на Восточно-Каракудукской, Северо-Бузачинской, Жанасуйской и других площадях остатков таких рифостроителей, как кораллы, мшанки, некоторые фораминиферы, а также палеогеографическая обстановка свидетельствуют о возможном развитии рифовых образований на Северном Устюрте.

Выше залегает терригенная преимущественно красноцветная толща верхнепермско-нижнетриасового возраста. В большинстве районов, особенно в приподнятых зонах Северного Мангышлака и Северного Устюрта, эти отложения вскрываются скважинами непосредственно под юрскими отложениями (см. рисунок ). При оценке перспектив их нефтегазоносности принят во внимание ряд факторов как положительных, так и отрицательных, которые сводятся к следующему.

Известно, что на Южном Мангышлаке открыты месторождения нефти и газа в триасовых отложениях. Основные притоки УВ получают из терригенно-карбонатных пород среднего и нижнего триаса. Хорошими коллекторскими свойствами обладают кавернозные и высокопористые сгустковые и облитовые известняки. Эти отложения на п-ове Бузачи и Северном Устюрте отсутствуют либо представлены континентальными фациями.

Незначительные нефтепроявления зафиксированы в верхнепермско-триасовых образованиях на некоторых площадях (Теренкудук, Тулей, Барса-Кельмес) Восточного Устюрта. На пограничном участке Прорва в этих отложениях вскрыто до пяти продуктивных горизонтов, представленных терригенными породами. В скв. 68 и 11-а дебиты нефти достигали 50-120 м³/сут [1]. В результате промыслово-геофизических исследований этих же отложений в Арстановской скв. 7 на глубинах 2960-3690 м было установлено несколько горизонтов с повышенными газопоказаниями (до 4 % при фоне 0,2-0,25%). На других площадях рассматриваемого региона прямых нефтепроявлений в красноцветной толще пока не установлено. В люминесцентно-микроскопических шлифах из керна этой толщи Каламкасской скв. П-1 зачастую наблюдаются лишь тяжелые окисленные асфальтово-смолистые флюиды темной окраски. Интересно отметить, что в отложениях встречаются включения галек различной величины и гравийных зерен, насыщенных легким битумом, отличающимся от ОВ вмещающих пород меньшей преобразованностью.

Изучение физических свойств пород красноцветной толщи Северо-Бузачинской и Каламкасской площадей (28 образцов), проведенное во ВНИГРИ, показало, что открытая пористость изменяется от 0,07 до 1,88 %, достигая в единичных образцах 4,17 % и только в одном 8,97 % (скв. П-1 Каламкасская, глубина 3032-3034 м). Проницаемость колеблется от 0,9 • 10^-6 до 0,37*10^-3 мкм², плотность пород равна 2,45-2,78 г/см³. Плохие фильтрационные и емкостные параметры в значительной мере обусловлены эпигенетическими изменениями пород.

Таким образом, несмотря на отмеченные небольшие нефтегазопроявления в отдельных местах Северного Устюрта и сопредельных районов, низкие показатели коллекторских свойств отложений верхней перми, нижнего и среднего триаса, неблагоприятные условия их осадконакопления, обусловившие низкие нефтегенерирующие свойства, не позволяют считать их высокоперспективными на нефть и газ.

Значительно выше оцениваются нефтегенерирующие и коллекторские свойства сероцветных алеврито-аргиллитовых средне-верхнетриасовых отложений. Они распространены в основном в осевых частях Северо-Устюртского и Южно-Бузачинского прогибов, Косбулакской депрессии, а также в некоторых местах северных районов рассматриваемого региона. В этих отложениях преимущественное развитие получили прибрежно-мелководные комплексы фаций с восстановительной средой осадконакопления. Отмечается большое содержание тонкодисперсного ОВ. Люминесцентно-битуминологические данные свидетельствуют о присутствии в породах как окисленных, так и неокисленных, т. е. легких, битумоидов. В скв. П-1 Каламкасской на глубине 1300- 1435 м содержание ХБ составляет 0,03- 0,04 % на породу, а СББ - на порядок выше. С увеличением глубины (1470- 1800 м) содержание ХБ уменьшается в 4-5 раз и сравнивается с количеством СББ. Наличие в сероцветной толще триаса миграционно-способных УВ подтверждается люминесцентно-микроскопическими наблюдениями. Остаточные следы эпифлюида отмечаются в открытых трещинах в виде примазок на стенках. В поровом пространстве присутствуют УВ с высокой степенью подвижности. Характерной особенностью этой части разреза является повсеместное распространение зерен вторичных карбонатов с содержанием битумоидов маслянисто-смолистого состава нефтяного типа. Встречаются так же, как и в нижележащей толще, высокобитуминозные известняковые гальки.

Коллекторские свойства верхнетриасовых пород, по данным Е.А. Зуйковой, характеризуются следующими данными. Песчаники из разреза скв. П-1 Каламкасской представляют собой коллекторы порового и порово-трещинного типа. В поровых коллекторах отмечается незначительное содержание (3- 5 %) хлористо-каолинитового цемента и присутствие вторичных пор (от 10-12 до 18-20%) размером от 0,02 до 0,8 мм. Трещинная проницаемость их составляет (0,5-2)*10^-3 мкм². В порово-трещинных коллекторах наблюдаются большое содержание (более 20 %) карбонатного цемента и наличие вторичных пор (от 1-2 до 6- 8%) размером от 0,02 до 0,2 мм, трещинная проницаемость составляет (0,5-1)*10^-3 мкм². Аргиллиты имеют трещины шириной 10-20 мкм. Их проницаемость (0,5-1)*10^-3 мкм². Из приведенной характеристики видно, что фильтрационно-емкостные свойства значительно лучше у серо-цветных отложений триаса на площади Каламкас, чем у красноцветной толщи п-ова Бузачи.

Все изложенное выше позволяет разделить рассматриваемую территорию по площади и разрезу на объекты первой, второй и третьей значимости по перспективам их нефтегазоносности и сформулировать рекомендации по конкретным объектам и видам нефтегазопоисковых работ. Наиболее перспективными для поисков нефти и газа нам представляются палеозойские (доверхнепермские) терригенно-карбонатные отложения.

Первоочередными работами в данном районе следует считать следующие.

С целью выявления и подготовки к глубокому бурению перспективных объектов рекомендуется широкий разворот поисковых работ МОГТ на Приюжно-Эмбенской структурной террасе ( рисунок , III-А, а).

Необходимо приступить к поисковому бурению в Сарыкум-Западнодиарской зоне на локальных объектах, выявленных детальными работами МОГТ в палеозойском разрезе - Тюте, Восточный Тулеп, Сарыкум, Канырарпа, Западный Диар. Глубина поисковых скважин до 4000 м, проектный горизонт - терригенные отложения нижнего карбона

Теоретический и практический интерес может представить бурение параметрической скважины на площади Байтубетарал, где, по имеющимся данным, развиты карбонатные, в том числе рифогенные отложения палеозоя. Оптимальная глубина такой скважины составляет 6000-6500 м.

Следует рассмотреть возможность заложения опорной скважины в северо-западной части п-ова Бузачи для изучения до-верхнепермских отложений с проектной глубиной до 5500 м с целью решения геологических задач, освещенных скв. 7 и Северо-Каражанбасской параметрической.

В зоне Тугаракчан - Сазтюбе - Южная надо приступить к выяснению перспективности выявленных здесь сейсморазведкой МОГТ локальных объектов в палеозойском разрезе. Первоочередным объектом может стать поднятие Сазтюбе.

В зонах развития сероцветных отложеаий триаса наибольший интерес представляет западная часть Култукско-Самской депрессии (см. рисунок, IV), для которой рекомендуется постановка детальных сейсмических работ МОГТ. Также рекомендуется заложение параметрической скважины на одном из приподнятых участков, намечаемых здесь гравиметровыми исследованиями последних лет. В этой же зоне интерес представляют и юрские отложения.

Довольно высоко оцениваются нами перспективы и зоны развития сероцветных отложений триаса Приюжно-Эмбенской террасы. Локальные объекты должны быть подготовлены сейсмическими работами МОГТ.

1. Аббасов И.А., Авров В.П. Перспективы нефтегазоносности пермо-триасовых отложений в зоне сочленения Северного Устюрта и Прикаспийской впадины. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1978, № 6, с.14-17.
2. Багдасарян Л.Л. Микроорганические остатки в нефтях полуострова Бузачи. - Труды ВНИГРИ, вып. 384. Л., 1976, с. 67-70.
3. Бененсон В.А., Морозова М.Н. Особенности расчленения и корреляции разрезов палеозойских отложений. - В кн.: Палеозойские отложения пограничных районов Туранской и Русской плиты. М., 1978, с.33-41.
4. Бондарева М.С. Палеозойские и триасовые отложения - новый нефтегазоносный комплекс Мангышлака и Устюрта. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 5, с. 11 -15.
5. Крайчик М.С. Геотермические условия нефтегазоносности промежуточного комплекса осадочных образований Мангышлака и Устюрта. - Нефтегаз. геол. и геофиз., № 20, 1976, с. 10-13.
6. О перспективах нефтегазоносности палеозоя Северного Устюрта / В.Д. Ильин, Л.Г. Кирюхин, У.М. Мамбетов и др. - Геология нефти и газа, 1973, № 7 , с. 42-48.
7. Перспективы нефтегазоносности и направления геологоразведочных работ на нефть и газ в восточной части Прикаспийской впадины / 3.Е. Булекбаев, Ю.А. Иванов, В.П. Сметанина и др. - Геология нефти и газа, 1979, № 12 , с. 1-7.
8. Пестроцветные доюрские образования Северного Устюрта и полуострова Бузачи / О.А. Карцева, Л.Г. Кирюхин, Г.Д. Ефремова, Л.С. Поземова - Бюл. МОИП. Отд-ние геол., 1976, т. LI, вып. 2, с. 52-61.
9. Щуркин Б.С. Геоструктурные типы разрезов каменноугольных отложений юго-востока прибортовой зоны Прикаспийской впадины в связи с перспективами их нефтегазоносности. - Труды ВНИГРИ. Л., 1979,с. 23-30.

Схема зон и участков, рекомендуемых для постановки поисково-разведочных работ на доюрские отложения.

Основные структурно-тектонические элементы: I - Северо-Бузачинское поднятие, II - Южно-Эм-бенское поднятие, III - Мынсуалмасская тектоническая ступень, III-A - Приюжно-Эмбенская структурная терраса, IV - Култукско-Самская депрессия. 1 - изогипсы подошвы юрских отложении; 2 - основные тектонические нарушения; 3 - Приюжно-Эмбенская зона нарушений палеозойских отложений; 4 - граница распространения солянокупольной тектоники; 5 - скважины, вскрывшие доюрские отложения; 6 - границы геолого-литологических комплексов, вскрытых под юрскими отложениями: а - установленные, б - предполагаемые; 7 - зоны преимущественного развития сероцветных верхнетриасовых алевролито-аргиллитовых отложений; 8 - зоны преимущественного развития терригенных красноцветных нижнесреднетриасовых отложений; 9 - преимущественное развитие терригенных пестроцветных триасовых отложений; 10 - зоны развития метаморфизованных палеозойских отложений; 11 - зоны развития неметаморфизованных терригенно-карбонатных палеозойских отложений; 12 - выходы пермских и триасовых отложений на поверхность; 13 - выходы на поверхность юрских отложений; первоочередные зоны и участки постановки поисково-разведочных работ: 14 - в палеозойских (доверхнепермских) отложениях (а - д), 15 - в верхнепермско-триасовых отложениях (е, ж), 16 - в палеозойско-триасовых отложениях; 17 - притоки и проявления УВ в скважинах: а - PZ в палеозойских (доверхнепермских), б - РТ - в верхнепермско-триасовых отложениях.

Площади: А - Арстановская, БК - Барса-Кельмес, Бт - Байтубетарал, Б - Буранкуль, ВК - Восточный Каракудук, Ж - Жанасу, Ка - Каламкас, Ку - Култук, М - Мынсуалмасская, Мо - Молодежная, СК - Северо-Каражанбасская П-I, СБ - Северо-Бузачинская, скв. 7, С - Сарыкум, Ст - Сазтюбе, П - Приозерная, Пр - Прорва, Тс - Туресай, То - Тортай, Т - Тугоракчан, Тг - Теренкудук, Тз - Тенгизская, Ту - Тулей, Юж - Южная