|
УДК 553.98.061.15(574.12) |
Условия формирования нефтегазовых залежей Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопления
H. T. АЙТИЕВА, С. У. УТЕГАЛИЕВ (КазНИГРИ)
Прикаспийская нефтегазоносная провинция является одним из главных регионов страны, где можно ждать существенного прироста промышленных запасов нефти и газа в XI пятилетке и в последующие годы. При этом основные перспективы связываются с подсолевыми палеозойскими отложениями. Поисково-разведочные работы на названный комплекс будут сосредоточены в Астраханской, Каратон-Тенгизской, Кенкияк-Жанажольской и Карачаганской зонах нефтегазонакопления. Целенаправленное ведение геологоразведочных работ в определенной степени зависит от установления условий формирования и закономерностей размещения месторождений УВ. Поэтому рассмотрение этих вопросов на материале конкретного района представляет практический интерес.
Усиленными темпами поисково-разведочные работы проводятся в Каратон-Тенгизской зоне нефтегазонакопления, в пределах которой открытием нефтяного Тенгизского и газонефтяного Тажигалинского месторождений доказана региональная промышленная продуктивность каменноугольных отложений. Зона изучена густой сетью сейсмических профилей МОГТ и десятками глубоких скважин, материалы которых позволили нам выявить некоторые особенности ее геологического строения и высказать представления об условиях формирования и размещения открытых месторождений.
Подсолевые отложения здесь представлены в основном карбонатными породами. Вскрытый разрез по литологическим и структурным особенностям расчленен на карбонатный верхнедевонско-ассельский и карбонатно-терригенный артинский комплексы. Нижний комплекс мощностью более 2000 м состоит из двух подкомплексов: верхнедевонско-серпуховского и башкирско-ассельского, отличающихся площадью развития и составом слагающих их пород.
Верхнедевонско-серпуховский подкомплекс, выделенный в объеме фаменских, турнейских, визейских, серпуховских отложений, в разной степени изучен на площадях Каратон, Тенгизская, Южная и Тажигали. Значительная часть его разбурена на Каратоне и Южном, расположенных соответственно в северной и южной частях зоны. Осадки верхнего девона (сенновский горизонт) вскрыты скв. Г-3 и Г-5 только на Каратоне. Породы подкомплекса представлены известняками органогенно-обломочными, детритовыми, биоморфными, доломитизированными, местами перекристаллизованными, трещиноватыми, кавернозно-пористыми.
Встречены прослои (15-20 м) терригенных пород в подошвенной части тульского и алексинского горизонтов. Характерной особенностью разреза нижнего подкомплекса является выдержанность по всей зоне стратиграфического объема и литологического состава слагающих отложений, а также их мощности. Вскрытая мощность 1260 м.
Башкирско-ассельский подкомплекс бурением и сейсморазведкой прослежен на юге рассматриваемого региона. Севернее широты структуры Южной он полностью отсутствует. В его составе установлены отложения башкирского, московского и ассельского ярусов, которые литологически представлены также известняками, но в отличие от пород нижнего подкомплекса они более плотные и глинистые. В разрезе на уровне верейского горизонта среди известняков присутствуют глинистые пропластки. Условия формирования башкирско-ассельских осадков отличаются от фаменско-серпуховских неустойчивостью палеогеографических и тектонических обстановок. Об этом свидетельствуют выпадение из разреза отложений верхнего карбона и наличие глинистых пропластков на различных стратиграфических уровнях.
Карбонатно-терригенный артинский комплекс отложений имеет мощность до 100 м. Он вскрыт повсеместно и с угловым несогласием перекрывает различные по возрасту породы: от нижнего карбона в северной части территории до ассельского яруса на юге. Комплекс представлен плотными аргиллитами с прослоями алевролитов, мергелей и известняков.
Карбонатно-терригенный артинский комплекс, так же как и сульфатно-соленосная толща кунгура, служит надежной региональной покрышкой для верхнедевонско-серпуховского и башкирско-ассельского подкомплексов.
Каратон-Тенгизская зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной системе поднятий второго порядка, выделяющихся по поверхности верхнедевонско-серпуховских и башкирско-ассельских подкомплексов. В ее пределах по поверхности серпуховских отложений выделяются крупные по размерам и амплитуде локальные поднятия: Каратонское, Тенгизское, Южное, Юго-Западное (рис. 1). Эта система структур от Биикжальской и Южно-Эмбенской зон поднятий, разрез которых сложен преимущественно терригенными породами, отделяется субмеридиональным прогибом.
Поверхность нижнего карбона в региональном плане от структур Тенгизская и Каратон погружается как в южном, так и в северном направлении с 3,8-4 до 5-5,6 км. В пределах северной части зал. Комсомолец, в районе сочленения Прикаспийской впадины с Северным Устюртом (поднятие Юго-Западное), породы нижнего карбона вновь воздымаются до глубины 3,8-4 км (рис. 2). Отмеченное региональное погружение нижнего карбона в южном направлении не устанавливается по размытой поверхности подсолевого палеозоя. Объясняется это появлением в южной части зоны башкирско-ассельских отложений, компенсирующих прогиб, выделенный по кровле пород нижнего карбона.
Каратон-Тенгизская система поднятий осложнена двумя группами локальных структур, ограниченных прогибом в районе месторождения Прорва. Они закартированы по сейсмическим отражающим горизонтам П1, П2, П3, соответствующим кровле артинских и серпуховских отложений и терригенного девона.
Северная группа включает поднятия Чапаевское, Королевское, Тенгизское, Тажигалинское, Кошкимбет, Пустынное, Каратон. Последние четыре структуры объединяются в Приморское валообразное поднятие субширотного простирания и представляют собой небольшие куполовидные осложнения в сводовой части вала. Размеры вала по оконтуривающей изогипсе -4600 м составляют 40Х12 км при амплитуде 1200 м. Тенгизское и Королевское поднятия, имеющие субмеридиональное простирание, торцово сочленяются с Приморским валом. Тенгизская структура отличается наиболее крупными размерами (22Х20 км, амплитуда более 1000 м).
Южная группа структур осложнена локальными поднятиями Южное и Юго-Западное, которые образуют единую структуру по кровле нижнего карбона. Размеры ее 40x60 км. По поверхности нижнего карбона свод южной группы по сравнению с северной более погружен. Здесь в отличие от северной группы структур отсутствуют соленосные отложения кунгура.
Для Каратон-Тенгизской зоны характерны крупные размеры и значительные амплитуды составляющих ее структур, крутые склоны крыльев зоны, а также значительная по площади столообразная поверхность свода. Судя по морфологическим признакам, локальному разуплотнению и увеличению мощностей пород отдельных комплексов отложений в сводовой части, а также по обогащенности разреза рифостроящими организмами выявленные поднятия, по всей вероятности, являются структурами тектоно-седиментационного происхождения.
В пределах этой зоны установлена промышленная продуктивность нижнего карбонатного верхнедевонско-серпуховского подкомплекса. Открыты Тенгизское нефтяное и Тажигалинское газонефтяное месторождения.
Тенгизское месторождение приурочено к одноименному поднятию, амплитуда которого, по данным бурения (скв. Г-1 и Г-2), более 700 м, площадь, по сейсмическим материалам, составляет 420 км2. Фонтанный приток нефти получен при испытании интервала 4051-4081 м скв. Г-1. Дебит нефти 97 т/сут на штуцере 10 мм при трубном давлении 29 МПа, газовый фактор 603 м3/т. Нефть легкая, с плотностью 0,8055 г/см3 и вязкостью при 20 °С 2-10-4м2/с, содержит 1,3 % смол, 3,2 % парафина, 0,79 % серы. Выход светлых фракций до 200 °С - 46%. Состав газа (в %): 70,21 метана, 10,54 этана, 7,45 пропана, 9 тяжелых гомологов, 2,16 углекислого газа, 1,36 азота. Содержание сероводорода в отсепарированном газе 19,8 %. В скв. Г-2 при опробовании пластоиспытателем интервала 4766-4778 м получена нефть. Расчетный дебит ее 32 т/сут. Судя по притокам из скв. Г-1 и Г-2, пробуренных в различных структурных условиях и вскрывших отложения нижнего карбона на разных гипсометрических отметках (соответственно -4058 и -4680 м), высота нефтяной залежи составляет около 700 м.
Особенности литологического состава и характер распределения коллекторов по разрезу на соседних площадях, где нижний подкомплекс изучен на большую часть мощности, позволяют предполагать на Тенгизе массивную залежь, заполненную, по всей вероятности, до замка структуры.
На Тажигали в аварийном состоянии при забое 3819 м бурением закончена скв. Г-13. При вскрытии отложений нижнего карбона в процессе бурения произошло интенсивное газонефтепроявление. По мере стравливания давления через отводы она работала сначала чистым газом (примерный дебит 600 тыс. м3/сут на штуцере 12 мм), а затем газом и водой с пленками нефти. Со временем количество нефти возросло, дебит визуально был определен в пределах 44-61 т/сут. Газ метановый (67,41 % метана), содержит до 11,6% сероводорода. Нефть тяжелая (плотность 0,886 г/см3), высокосмолистая (19 % смол), парафинистая (7,3 % парафина), содержание серы 1,25%. Эти данные свидетельствуют о том, что скважиной вскрыта нефтяная залежь с газовой шапкой. Залежь находится на гипсометрически более высокой отметке, чем на Тенгизе. Высота ее с учетом материалов по Каратону, где с глубины 3900 м получена пластовая вода, 200-300 м. Высокая плотность и смолистость нефти, а также значительное содержание серы в определенной мере говорят о разрушенности залежи.
На Южной структуре из нижнего подкомплекса из интервалов 5243-5284 и 5011- 5070 м пластоиспытателем получены притоки газа и нефти с водой, а из более высоких интервалов - пластовая вода. Здесь в отложениях верхнего подкомплекса отмечены слабые притоки газа.
В пределах северной группы, а точнее на Каратоне из пород нижнего карбона повсеместно получена пластовая вода с высоким содержанием растворенного газа (200-1650 см3/л). Растворенный Газ характеризуется повышенным содержанием тяжелых УВ (от 3 до 15%) и сероводорода (до 32%), по составу относится к метановому и азотно-метановому.
Отложения нижнего карбона площади Каратон изучены на всю мощность, породы нижнего подкомплекса характеризуются высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Средняя по разрезу пористость коллекторов составляет 10-12 %, а максимальная достигает 22 %. На долю промышленных коллекторов при нижнем пределе пористости 8 % приходится 30-40 % мощности разреза. Эти данные подтверждаются результатами испытания. Так, притоки воды до 810 м3/сут, полученные на Каратоне (скв. Г-2), свидетельствуют о наличии коллекторов высокого класса. Предполагаются коллекторы аналогичного типа и на других площадях, включая открытые месторождения.
Таким образом, в пределах Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопления установлена промышленная нефтегазоносность верхнедевонско-серпуховского подкомплекса северной группы структур.
Рассмотренные особенности строения и характер распределения нефти и газа позволяют составить некоторые представления об условиях формирования открытых месторождений Каратон-Тенгизской зоны.
В ее пределах отложения верхнего девона - нижнего карбона и нижнего палеозоя, рассматриваемые как основные нефтегазоматеринские комплексы, содержат гумусово-сапропелевое РОВ, отличающееся благодаря повышенной направленности термобарических условий высокой катагенетической преобразованностью. Так, нефтематеринские породы карбона в триасовое время находились в условиях ГЗН, а в конце мезозоя - в условиях ГбЗГ (глубинной зоны газообразования) [1].
Существенные газовые скопления в пределах зоны не обнаружены. Объясняется это отсутствием условий для сохранения газа ранней генерации. Установлено, что при прохождении основными нефтегазоматеринскими толщами, главным образом комплексами-доминантами, ГЗГ в этом районе при наличии структур отсутствовали надежные для газа покрышки - соленосно-ангидритовые породы. В ГЗГ они находились в докунгурское, а возможно, и в донижнепермское время. Кроме того, глубокий предартинский размыв разрушил образовавшиеся к этому времени залежи газа. Вследствие потери газа ранней генерации древние ловушки были свободны для аккумуляции нефти. Имеющиеся небольшие скопления газа - образования ГбЗГ.
Нефть на Тенгизе и Тажигали - продукт ГЗН. Как показывают палеотектонические построения, Каратон-Тенгизская зона поднятий по структуре нижнего карбона современный облик приобрела в триасовое время, когда основные нефтегазогенерирующие комплексы входили в ГЗН. Основная миграция шла с юга, что и определило характер размещения залежей по зоне. Наиболее благоприятные геологические условия для значительного скопления нефти существовали на площади Тенгиз, расположенной на пути миграции УВ и приподнятой по продуктивным отложениям нижнего карбона на 700 м по сравнению со структурой Южной. В пределах последней, находящейся к югу от Тенгиза и более погруженной, в нижнем карбоне обнаружены только признаки нефти, свидетельствующие о путях миграции. Условий для формирования залежи нефти на Южной не было, хотя она находилась на пути миграции жидких УВ. Связано это со структурными условиями Южной, свод которой по кровле серпуховских отложений (продуктивный нижний подкомплекс) в период миграции нефти был на уровне гипсометрической отметки замка Тенгизского поднятия.
Отсутствие каких-либо существенных скоплений нефти и газа на Приморском валу объясняется небольшим количеством мигрировавших с юга УВ, значительная часть которых ушла на заполнение Тенгизской структуры. Так, на Каратоне нижнекаменноугольные отложения, залегающие на одном гипсометрическом уровне с Тенгизом, водоносны. На продуктивности подсолевых отложений площади Каратон отрицательно сказалось тектоническое нарушение, подсеченное скв. Г-7. Небольшой объем УВ, попадавший в ловушку, мигрировал по разлому в надсолевые отложения.
На Тажигали и, вероятно, на Пустынном, относительно приподнятом по сравнению с Каратоном, сохранилась газонефтяная залежь сравнительно небольшой высоты.
Выявленные закономерности в размещении месторождений Каратон-Тенгизской зоны указывают на ведущую роль принципа дифференциального улавливания [2], который заключается в том, что по мере движения УВ вверх по региональному подъему пласта первыми заполнялись ловушки, находящиеся на пути миграции.
Согласно установленным особенностям размещения месторождений наибольший интерес для постановки работ в верхнедевонско-серпуховском и башкирско-ассельском подкомплексах представляет Юго-Западная структура (Сарытау). Она выявлена в южной, приграничной с Северным Устюртом части впадины и в Каратон-Тенгизской зоне нефтегазонакопления является гипсометрически наиболее приподнятой. Газы нижней газогенной зоны в пределах южной группы структур ввиду отсутствия здесь соленосной покрышки промышленных скоплений не образуют. Поэтому на Юго-Западной структуре возможно открытие нефтяных залежей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Условия формирования зон нефтегазонакопления в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины / Л.Г. Кирюхин, В.В. Пайразян, А.А. Размышляев, Ю.Г. Такаев. - Геология нефти и газа, 1982, № 3, с. 31-35.
2. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования нефти и газа. М., Недра, 1964.
Поступила 10/X 1982 г.
Рис. 1. Структурная карта по поверхности отложений нижнего карбона Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопления.
а - изогипсы по кровле серпуховских отложений (отражающий горизонт П2) в м; б - локальные структуры: 1 - Кзылкудук, 2 - Чапаевская, 3 - Пустынная, 4 - Тажигали, 5 - Кошкимбет, 6 - Каратон, 7 - Королевская, 8 - Тенгиз, 9 - Огайская, 10 - Северо-Култукская, 11 - Байтубетарал, 12 - Пионерская, 13 - Южная, 14 - Юго-Западная (Сарытау); в - тектоническое нарушение; скважины: г - бурящиеся (в числителе номер скважины, в знаменателе абсолютная отметка кровли серпуховских отложений в м); д - законченные бурением; е - давшие притоки нефти и газа; 1-1 - линия профиля
Рис. 2. Современный профиль через Каратон-Тенгизскую зону нефтегазонакопления.
а - опорные отражающие сейсмические горизонты; б - поверхность фундамента (преломляющий горизонт Ф); в - тектоническое нарушение; г - соленосные отложения кунгура; д - сульфатная толща филипповского горизонта; е - карбонатно-терригенный артинский комплекс; ж - известняки; з - рифогенные известняки; и - терригенные породы; к-нефтяные и нефтегазовые залежи