К оглавлению

УДК 553.98:550.36 (574.14)

Геотермические критерии нефтегазоносности запада Туранской плиты

М. С. КРАЙЧИК (ВНИГРИ)

Современное геотемпературное поле в западной части Туранской плиты, в пределах Мангышлака и Устюрта, образовалось в основном за счет внутреннего эндогенного тепла Земли. Тектоническая активность отдельных участков региона, определяющая дисперсность величин тепловых потоков, наряду с литологическими особенностями пород, оказывающими существенное влияние на аккумуляцию и денудацию тепла, - главные факторы его пространственного распределения, которое, в свою очередь, оказало существенное влияние как на генезис УВ в мощных (более 10-12 км) осадочных образованиях региона, так и на характер их распределения в трехмерном пространстве.

Характерная особенность геотермического поля региона - более высокая (на 20 °С) прогретость осадочного чехла Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба по сравнению с расположенной севернее Северо-Устюртской синеклизой. Изменение температур по срезам, кратным 500 м, приводится в табл. 1. Оба геоструктурных элемента различаются и по общему характеру изменения температурного поля, напряженность которого в Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе увеличивается в сторону его оси, а в Северо-Устюртской синеклизе - с северо-запада на юго-восток.

В пределах региона развиты два участка повышенных температур. Первый, более прогретый, приурочен к Жазгурлинской депрессии Южно- Мангышлакско-Устюртского прогиба, второй - тяготеет к Барсакельмесской впадине Северо-Устюртской синеклизы.

Сходство и различие температур, присущие осадочному чехлу запада Туранской плиты и обусловленные ее геолого-тектоническими особенностями, рельефно проявляются при геотемпературном районировании территории по кровле доюрских тафрогенных отложений (рис. 1). К наименее прогретым в регионе следует отнести Центрально-Мангышлакско-Устюртскую область поднятий, которая в своей большей части по кровле доюрских образований характеризуется температурами до 40 °С. К низкотемпературным районам можно отнести и территорию п-ова Бузачи, где в кровле доюрских пород температуры

в основном изменяются от 40 до 60 °С. В Северо-Устюртской синеклизе главной по площади распространения считается температурная зона 100-140 °С, в Барсакельмесской депрессии выделяется участок повышенной прогретости до 140-180°С. Восточная половина Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба отличается температурной обстановкой, аналогичной Северо-Устюртской синеклизе. В западной части ее зафиксирована наибольшая прогретость осадочного чехла в регионе. Здесь есть участки, где температура превышает 180 °С; широкое площадное распространение имеет температурная зона 140- 180 °С.

Таким образом, выявлена достаточная контрастность теплового поля основных геолого-структурных единиц западной части Туранской плиты. Их температурные особенности наряду с геолого-тектоническими, геохимическими и другими факторами, несомненно, оказали влияние как на генерацию УВ, так и на характер их распространения в регионе. Во всяком случае, исходя из схемы геотемпературного районирования можно утверждать, что в осадочном мезозойско- кайнозойском чехле п-ова Бузачи и на большей части Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий вследствие пониженных значений температур в кровле доюрских осадков не приходится ожидать сингенетичных жидких УВ. Поэтому нефтяные залежи на п-ове Бузачи могут образоваться либо за счет генерации жидких УВ в нижележащих осадках доюрского переходного комплекса, либо в результате их миграции из близлежащих зон глубокого прогибания, выполненных типично платформенными мезозойско-кайнозойскими отложениями. Правда, в последнем случае в соответствии с представлениями, развиваемыми А. Леворсеном, В.Ф. Линецким и другими учеными, возникают значительные затруднения при оценке возможностей латеральной миграции нефти.

Исходя из особенностей температурного поля недр Мангышлака и Устюрта ранее [4] были определены наиболее благоприятные глубины погружения осадков, на которых происходила основная часть эмиграции жидких УВ из рассеянного ОВ. В Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе они составили 1100-2100 м, в Северо-Устюртской синеклизе 1800-3000 м. Соответственно меловые и более молодые осадки региона в процессах нефтеобразования, по сути дела, участия не принимали, что обусловливает лишь их возможную вторичную нефтеносность. Наиболее массовая эмиграция нефтяных УВ из юрских отложений, имеющих мощность до 2000 м, по-видимому, осуществлялась в западной половине Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба; в его восточной части (Ассакеауданская депрессия) мощность юрских отложений, пребывавших в температурных условиях, соответствующих проявлению ГФН, меньше (1000-1500 м). В Северо-Устюртской синеклизе массовая эмиграция нефтяных УВ из РОВ юрских отложений была существенно ниже. Здесь максимальные мощности нефтепроизводивших отложений уменьшаются до 1000 м в Барсакельмесской и, возможно, в Култукской и Самской депрессиях. В пределах Центрально-Мангышлакско - Устюртской области поднятий, за исключением западных погруженных участков Бекебашкудукского мегавала, Бузачинского свода и Байтерекско-Теренгкудукского мегавала, юрские отложения в генерации нефти не участвовали.

Характер установленной нефтеносности в регионе свидетельствует о связи мощности юрских отложений, находившихся в температурных условиях, соответствующих проявлению ГФН, с распределением залежей нефти. Действительно, основные залежи нефти выявлены в западной бортовой части Южно-Мангышлакско-Устюртского прогиба (Жетыбайско-Узеньская тектоническая ступень), а в Северо-Устюртской синеклизе - небольшие нефтяные месторождения (Арстановское и Каракудукское). Приуроченность основных нефтяных залежей Узень, Жетыбай и др. к территориям, где мощности юрских отложений, прошедших главную фазу нефтеобразования, минимальны (100-500 м), по-видимому, свидетельствует о преобладании латеральной миграции нефтяных УВ юрской генерации по восстанию пластов-коллекторов из погруженной Жазгурлинской депрессии. С другой стороны, дефицит юрской органики относительно выявленных объемов нефти в месторождениях Южного Мангышлака [1] позволяет предполагать миграцию УВ более ранней генерации при формировании этих месторождений. Не исключается участие УВ доюрской генерации и в формировании нефтяных залежей п-ова Бузачи. Особенности температурного поля региона не противоречат последнему. К настоящему времени доюрские породы прошли главную фазу нефтеобразования практически на всей территории Мангышлакско-Устюртского региона.

Исходя из особенностей теплового поля региона и экстраполируя значения геотемпературных градиентов, в соответствии со статистической закономерностью К. Ландеса [5] можно выделить на западе Туранской плиты зоны развития различных по фазовому состоянию залежей УВ и оценить максимальные глубины их нахождения еще до проведения на Мангышлаке и Устюрте сверхглубокого поисково-разведочного бурения.

Согласно К. Ландесу, фазовое распределение УВ в недрах происходит в соответствии с температурным режимом. При температурах до 150°С существуют нефть, газоконденсат и газ, при 150-200 °С - газоконденсат и газ, при температурах выше 200 °С - только газ. Глубины залегания первых двух температурных интервалов (до 200 °С) в Мангышлакско-Устюртском регионе значительно колеблются (рис. 2). Максимальные глубины (7,5-8,5 км) зафиксированы на п-ове Бузачи, в пределах Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий они составляют 6-7 км. На большей части Северо-Устюртской синеклизы удовлетворительные температурные условия сохранения жидких УВ отмечаются до глубин 5,5-6 км, в Барсакельмесской депрессии - до 5 км, в Южно-Мангышлакско-Устюртском прогибе - 4,5-5,5 км.

Судя по глубинам залегания фундамента на Мангышлаке и Устюрте, можно предполагать, что в Северо-Устюртской синеклизе и в пределах устюртских участков Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий и Южно-Мангышлакско- Устюртском прогибе в осадочном чехле отсутствует нижняя газоносная зона и представляется достаточно реальным ее существование в основании толщи среднепалеозойско-триасового тафрогенного комплекса мощностью около 2 км в южной половине п-ова Бузачи и в пределах мангышлакских участков Центрально-Мангышлакско-Устюртской области поднятий и Южно-Мангышлакско - Устюртском прогибе.

Вместе с тем в юрской продуктивной толще Южного Мангышлака намечается тенденция фазового перераспределения УВ и при температурах, значительно меньших 200 °С (Узеньское и Жетыбайское нефтяные месторождения, Тенгинское и Тасбулатское газоконденсатные). Однако последнее обусловлено в значительной мере комплексом процессов формирования и переформирования залежей УВ в результате их ступенчатой латеральной и вертикальной миграции. Среди этих процессов, очевидно, существенное значение имел и температурный фактор. Так, в последние годы установлено [3], что нефти, содержащие большое количество высокомолекулярных УВ (парафинов), при температуре ниже насыщения их парафином относятся к неньютоновским системам. При этом предельное сопротивление сдвигу появляется у парафинистых нефтей при температурах 40 °С и ниже и зависит от концентрации парафина в нефти. В случае фильтрации таких нефтей в пористой среде их вязкость будет меняться в зависимости от напряжения сдвига, а, следовательно, и градиента давления. Поэтому для их движения необходимо, чтобы градиенты давления были больше начальных. Отсюда следует, что парафинистые нефти на относительно небольших глубинах неспособны к миграции в условиях природных гидродинамических градиентов. Парафинистые нефти в неглубоких залежах уже не могут перераспределяться вверх по разрезу, даже если трещиноватость покрышки достаточно развита, поскольку нефть уже не может выйти из пористой среды, в которой она находится [2]. Аналогично она не может заполнить пористый пласт, залегающий в зоне низких температур. Эти теоретические предпосылки подтверждаются в регионе: выявленные на Мангышлаке и Устюрте нефтяные залежи находятся в температурной зоне, превышающей 40 °С (табл. 2). Причем в вертикальном разрезе отдельных месторождений четко фиксируется уменьшение содержания парафинов сверху вниз, что, по-видимому, отражает фильтрационную природу их накопления в нефтях Мангышлакско-Устюртского региона (табл. 3).

В связи с вышеизложенным поверхность 40 °С можно принять за своеобразный барьер, резко ограничивающий возможности проникновения нефтей в слабо прогретые осадки. Глубина залегания в регионе этой температурной поверхности иллюстрируется на рис. 2.

Необходимо учитывать и возможность запечатывания коллектора, а, следовательно, и нефтяных залежей выпадающим из нефтяного раствора парафином при пластовой температуре ниже температуры насыщения им нефти, конечно, при соответствующих размерах поровых каналов. При температуре плавления мангышлакских парафинов 56-59 °С, около 50 °С проявление этого процесса исключать, по-видимому, нет оснований. Поэтому в Мангышлакско-Устюртском регионе до глубин 1000-1500 м (см. рис. 2) возможно обнаружение лишь фильтрованных нефтей, обедненных парафинами. Наличие тяжелых смолистых, но беспарафинистых нефтей на Тюбеджике и месторождениях п-ова Бузачи, залегающих на глубинах до 800 м, подтверждает это положение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Грибков В.В. Вопросы формирования зон промышленного нефтегазонакопления на территории Мангышлака. - Автореф. на соиск. учен, степени канд. геол-минерал. наук. М., 1970, (ВНИГРИ).

2.     Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефтей и газов. Л., Недра, 1969.

3.     Девликамов В.В., Хабибулин 3.А., Кабиров М.М. Исследование аномалии вязкости пластовых нефтей месторождений Башкирии. - Изв. вузов. Сер. Нефть и газ, 1975, № 8, с. 41-44.

4.     Крайчик М.С. Геотемпературное поле Мангышлак-Устюртского нефтеносного бассейна.- Труды ВНИГРИ. Л., 1975, вып. 369, с. 110-117.

5.     Landes К. К. Eometamorphism can determine oil floor. - Oil and gas Journ., 1966, v. 64, 18, pp. 172-177.

Поступила 5/1 1982 г.

 

Таблица 1

Глубина среза, м

Южно-Мангышлакско-Устюртский прогиб

Северо-Устюртская синеклиза

Температура, °С

- 500

30-60

30-40

- 1000

45-80

40-50

- 1500

60-100

50-80

-2000

80-120

60-100

-2500

100-140

70-120

-3000

110-160

90-140

 

Таблица 2

Месторождение

Возраст

Средняя глубина залегания продуктивных отложений, м

Среднее содержание парафина, %

Средняя температура, °С

Дунгинское

К1

1720

11,5

63

Эспелисайское

J3

2220

13,3

82

Узеньское

J3

1160

21.1

42

Карамандыбасское

J3

1320

20,4

46

Жетыбайское

J2

2100

21,5

66

Тенгинское

J2

2110

23,6

77

Тасбулатское

J2

2370

13,9

80

Восточно-Жетыбайское

J2

2300

21,3

80

Западно-Жетыбайское

J2

2440

28,0

84

Арстановское

J2

2820

18,8

95

 

Таблица 3

Месторождение

Возраст

Среднее содержание парафина, %

Дунгинское

К1

11,5

 

j3

11,7

Узеньское

j3

21,1

 

J2

19,9

Жетыбайское

J2

21,5

 

J1

19,3

Карамандыбасское

J3

 20,4

 

J2

16,7

Тасбулатское

J2

18,9

 

J1

12,6

Западно-Жетыбайское

J2

28,0

 

J1

34,0

 

Рис. 1. Схема геотемпературного районирования запада Туранской плиты (по поверхности доюрских отложений).

1 - выходы доюрских отложений на поверхность; 2 - контуры платформенных структур первого порядка; геотемпературные зоны, °С: 3 - менее 40, 4 - 40-60, 5 - 60-100, 6 - 100-140, 7 - 140-180, 8 - более 180; 1 - Северо-Устюртская синеклиза; II - Центрально- Мангышлакско-Устюртская область поднятий; III - Южно-Мангышлакско-Устюртский прогиб

 

Рис. 2. Схема глубин залегания температурных поверхностей 40 и 200 °С на западе Туранской плиты.

1 - контуры платформенных структур первого порядка; изогипсы температуры: 2 - 40 °С, 3 200 С. I-III см. на рис. 1