Типы карбонатных построек в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины и их нефтегазоносность

Л.Г. КИРЮХИН (ВНИГНИ)

В десятой пятилетке почти по всему периметру Прикаспийской впадины в подсолевых карбонатных каменноугольно-нижнепермских отложениях были обнаружены залежи газа, газоконденсата и нефти. Эти открытия подтвердили региональную нефтегазоносность указанных пород и выдвинули их в качестве главного объекта поисково-разведочных работ в последние годы десятой пятилетки и на перспективу. Анализ геолого-геофизических материалов показывает, что карбонатные подсолевые отложения слагают различные по размерам тектоно-седиментационные и седиментационные структуры: барьерные и краевые системы рифов, осложненные отдельными органогенно-рифовыми постройками, как относительно плоские, так и расчлененные “карбонатные платформы” (термин Д.Л. Уилсона, 1980 г.) и одиночные, иногда достаточно крупные органогенно-рифовые массивы.

Развитие барьерных рифов в Прикаспийской впадине, их морфология и перспективы нефтегазоносности впервые были рассмотрены М.М. Грачевским (1961), Ю.М. Васильевым и Б.К. Прошляковым (1962). Отдельные аспекты этой проблемы содержались в работах А.Б. Чепелюгина, Г.А. Шереметьевой, В.Л. Соколова, Н.Я. Кунина, A.А. Голова, О.С. Обрядчикова, B.Г. Кузнецова, М.Ф. Мирчинка, И.М. Шахновского, В.П. Шебалдина и других исследователей [2,3,4,7].

Новые геолого-геофизические материалы позволяют несколько иначе, детальнее, чем это было сделано ранее [2], классифицировать типы карбонатных отложений подсолевого разреза Прикаспийской впадины и рассмотреть перспективы их нефтегазоносности.

Вдоль западного и северного бортов Прикаспийской впадины подсолевой карбонатный надверейско-нижнепермский (артинский) комплекс образует барьерный риф (Грачевский М.М., 1961 г.] гребень которого осложнен отдельными рифогенно-органогенными постройками. Высота рифовых ловушек достигает 300 м, длина 2-3 км, ширина 1 -1,5 км. С ними связаны незначительные по запасам газонефтяные и газоконденсатные месторождения (Западно-Тепловское, Гремячинское и др.). Лучше всего подобного типа карбонатная постройка изучена по Западно-Тепловскому пересечению (рис. 1, А).

На отдельных участках западного и северного бортов впадины сейсморазведкой и бурением зафиксировано несколько разновозрастных барьерных рифов с отдельными рифовыми ловушками, размеры которых аналогичны вышеописанным [1, 4]. В саратовской части бортовой зоны установлены три барьерных рифа (верхнедевонско-турнейский, тульско-нижнебашкирский и московско-нижнепермский), характеризующие регрессивный тип средне-позднепалеозойского Прикаспийского бассейна (рис. 2).

На востоке Прикаспийской впадины под мощной терригенной толщей нижней перми в карбонатных каменноугольных образованиях выделяется две системы барьерных рифов: верхневизейско-нижнебашкирский и московско-верхнекаменноугольной (см. рис. 1, Б). Они так же, как и простирающиеся за ними палеошельфы, осложнены достаточно крупными органогенно-рифогенными постройками (см. рис. 1, Б). На Торткольском пересечении эти разновозрастные барьерные рифы удалены друг от друга на расстояние около 5 км, а на площади Шенгельши, вероятно, в плане совпадают.

К рифогенно-органогенной ловушке, осложняющей московско-верхнекаменноугольный барьерный риф, по-видимому, приурочено Жанажольское нефтеконденсатное месторождение [8]. Вмещающие породы представлены светлыми органогенно-детритовыми, как правило, водорослевыми, известняками, на 70-85 % состоящими из органических остатков (фораминиферы, брахиоподы, остракоды, иглокожие и водоросли). Глинистость разреза увеличивается в западном направлении, что также свидетельствует о рифогенно-органогенной природе Жанажольской ловушки. Этот вывод подтверждается и результатами бурения на площади Кожасай, где в скв. 1 и 2, расположенных соответственно в 10 и 20 км от Жанажольского рифогенно-органогенного массива, была вскрыта 100-200-метровая толща темных карбонатных пород с прослоями аргиллитов (так называемая депрессионная фация) верхнемосковско-верхнекаменноугольного возраста.

Следует отметить, что на площади Восточный Торткуль в разрезе подольского горизонта была обнаружена 100-метровая терригенно-карбонатная пачка - подобные случаи известны среди рифогенных массивов других регионов [Уилсон Д. Л., 1980 г.]. Визейско-нижнебашкирский барьерный риф вытянут примерно по меридиану месторождения Кенкияк. Кроме Кенкиякского рифового массива, по данным сейсморазведки, выделяются значительные по размерам ловушки, такие как Кожасай и Шенгельши.

Верхневизейско-нижнебашкирские рифогенно-органогенные постройки сложены светлыми, органогенно-водорослевыми, кавернозными известняками. Западнее верхневизейско-нижнебашкирского барьерного рифа сейсморазведкой зафиксирована цепочка линзообразных поднятий, также, очевидно, имеющих рифогенную природу (Северный Тускум, Южный Тускум, Жанатан и др.).

В ловушке верхневизейско-башкирского рифа открыто Кенкиякское нефтяное месторождение, в пределах которого из нижнебашкирских отложений получены промышленные притоки нефти (скв. 102, 106, 107).

Волновое поле в районе месторождения Кенкияк чрезвычайно сложное, и горизонт П₂ (кровля карбонатных пород) прослеживается неуверенно. На профилях, проложенных несколько севернее месторождения Кенкияк, сейсмический горизонт П₂ резко погружается как к западу, так и к востоку от меридиана пос. Кенкияк, т. е. фиксирует форму, свойственную рифу.

Севернее месторождения Кенкияк карбонатные донижнепермские отложения образуют Темирскую “карбонатную платформу” полуостровного типа, поверхность которой сравнительно слабо расчленена. Карбонатные подсолевые породы в пределах этой платформы, по данным сейсморазведки (Б.А. Огай), в западном и восточном направлениях замещаются карбонатно-глинистыми резко сокращенной мощности (рис. 3). Темирская “карбонатная платформа” практически не изучена бурением. В настоящее время здесь подготовлена к бурению Аккумская площадь размером 100 км² и высотой 300 м, где рекомендуется заложить поисковую скважину глубиной 5,5 км. В пределах Темирской “платформы”, имеющей сходное морфологическое строение с Астраханской, могут быть открыты залежи УВ массивного типа.

Другая, плоская “карбонатная платформа” полуостровного типа установлена на Астраханском своде (см. рис. 1, В). Она сложена верхнедевонско-нижнебашкирскими карбонатными породами мощностью около 2000 м, среди которых, по данным бурения, широко развиты органогенно-рифогенные разности. Здесь, в кровле нижнебашкирских известняков, открыто Астраханское газоконденсатное месторождение площадью (по данным сейсморазведки) до 2000 км².

Третий тип карбонатных сооружений представляет собой также значительную по размерам Каратон-Тенгизскую “карбонатную платформу” полуостровного типа, но в отличие от Астраханской и Темирской осложненную крупными (площадью до 400-500 м2) и высокоамплитудными (до 800-1000 м) рифовыми массивами, сложенными верхнедевонско - среднекаменноугольными (местами девонско-нижнепермскими) органогенно-обломочными породами (см. рис. 1, Г). В связанных с ними ловушках открыты Тенгизское нефтяное и Тажигалинское нефтегазовое месторождения. Обнаружения подобных залежей можно ожидать и на других рифовых массивах этой зоны - Королевском, Западно-Тенгизском и др.

Открытие Карачаганакского газоконденсатного месторождения во внутренней северной прибортовой зоне имело принципиальное значение для оценки перспектив ее нефтегазоносности. Здесь возможно развитие крупных по размерам систем рифов, располагающихся непосредственно на самом краю палеошельфа, которые могут быть названы краевыми [Рогова С. П., 1981 г.].

Карачаганакский массив представляет собой крупную рифогенную ловушку с перерывами в сооружении органогенной постройки на рубеже ассельского и сакмарского веков [6], отделенную от расположенного южнее нижнепермского барьерного рифа зоной развития бассейновых фаций [5].

С системами краевых рифов, как и на Карачаганакском месторождении, могут быть связаны скопления УВ. Краевые рифы прежде всего можно прогнозировать на участках приподнятого залегания фундамента северной и западной внутренних прибортовых зон (Деркульский вал, Алтанатинская, Питерско-Новоузенская зоны поднятий и др.).

Новейшими сейсморазведочными исследованиями в 15-20 км восточнее западного бортового уступа установлен Упрямовский вал, где также могут быть обнаружены разновозрастные краевые рифы (рис.4). На участках возможного развития систем краевых рифов необходимо увеличить объемы поисково-разведочных работ и обязательно пробурить параметрические и поисковые скважины.

Определенный интерес представляют крупные одиночные рифовые массивы (пинаклы), которые могут существовать на континентальном склоне Прикаспийской глубоководной котловины. Так, на юге впадины в междуречье Урала и Волги геофизическими исследованиями НПО Союзгеофизика (И.К. Керимова, А.Н. Никитин и др.) выявлено крупное Мынтюбинское поднятие, которое, судя по высоким значениям пластовых скоростей и наличию преломляющего горизонта КМПВ, очевидно, представляет собой рифогенный массив (на территории последнего в настоящее время проводятся площадные сейсмические исследования МОГТ).

Изложенное свидетельствует об огромных масштабах рифообразования в подсолевых нижнепермских и каменноугольных отложениях Прикаспийской впадины. Поиски и разведка связанных с ними залежей УВ - первоочередная задача геологоразведочных работ. Для ее успешного решения необходимо выполнить целенаправленные геолого-геофизические исследования, проложить густую сеть опорных геолого-геофизических профилей, применять специальные методические приемы МОП, направленные на поиски рифовых комплексов, шире использовать скважинную сейсморазведку и целенаправленно переинтерпретировать все имеющиеся геолого-геофизические материалы.

Изучение рифов представляет собой самостоятельную проблему по поискам нефти и газа в Прикаспийской впадине, решение которой позволит получить значительный народнохозяйственный эффект.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Геологические предпосылки формирования неантиклинальных ловушек нефти и газа в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины/Л.Г. Кирюхин, В.Ф. Крымов, А.А. Голов и др. - ЭИ. Сер. Геол., методы поисков и разв. м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1977, с. 1-19.
2. Закономерности распространения нефтегазоносных рифов и особенности их поисков/ М.А. Зубова, Н.Г. Калик, А.И. Кобленц и др. - Обзор. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1979,
3. Кузнецов В.Г. Геология рифов и их нефтегазоносность. М., Недра, 1978.
4. Мирчинк М.Ф., Шахновский И.М., Шебалдин В.П. О природе бортового уступа Прикаспийской впадины. - Геология нефти и газа, 1973, № 1, с. 9-14.
5. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Яикского свода / С.П. Максимов, И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, С.П. Рогова. - Геология нефти и газа, 1981, № 5, с. 20-27.
6. Новые материалы по расчленению продуктивной толщи месторождения Карачаганак / С.Д. Шумова, В.И. Кайдалов, С.П. Макарова и др. - Геология нефти и газа, 1981, № 8, с. 29-32.
7. Соколов В.Л., Силантьев Ю.Б., Хвилевицкий М.О. Повышение эффективности картирования подсолевой карбонатной толщи в восточной части Прикаспийской впадины. - Геология нефти и газа, 1979,№ 10, с. 11-18.
8. Строение и перспективы нефтегазоносности подсолевых карбонатных отложений восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины / Л.Г. Кирюхин, О.С. Обрядчиков, А.А. Константинов и др. - Геология нефти и газа, 1981, № 11, с. 14-18.

Поступила 13/XI 1981 г.

Рис. 1. Типы органогенных построек в карбонатных подсолевых отложениях Прикаспийской впадины.

Породы: а - карбонатные, б - рифогенные, в - терригенные, г - депрессионные, д - соленосные; залежи: е - газа, ж - нефти; А - разрез барьерного рифа; Б - субширотный разрез восточной части Прикаспийской впадины; карбонатные платформы: В - Астраханская, Г - Каратон-Тенгизская

Рис. 2. Схема распространения разновозрастных рифовых трендов в северо-западной части Прикаспийской впадины (по Л.Г. Кирюхину, В.Ф. Крымову. А. А. Голову и др.. 1977 г.).

Зоны рифовых трендов: а - верхнедевонско-нижнекаменноугольные. б - нижне-среднекаменноугольные, в-среднекаменноугольно-нижнепермские (надверейские); г - выступы кристаллического фундамента: 1 - Степновскнй. 2 - Жигулевско-Пугачевский

Рис. 3. Сейсмогеологический разрез через Темирскую карбонатную платформу (по Б.А. Огаю, 1980 г.).

Отложения: а - рифогенно-органогенные. б - глинисто-карбонатно-кремнистые (?) депрессионные: в - сейсмические отражающие горизонты; г - разрывное нарушение

Рис. 4. Геолого-геофизический разрез через Упрямовский вал (по С.П. Роговой, 1981 г.).

Литолого-фациальные типы пород: а - соленосные, б - преимущественно карбонатные мелководные, в - предполагаемые рифогенные, г - глинисто-карбонатные бассейновые, д - преимущественно терригенные, е - кристаллические (докембрийского фундамента); геологические границы, по данным: ж - бурения, з - сейсморазведки; и - разломы