|
УДК 553.98:551.761 (574.14+575.172) |
Нефтегазоносность отложений триаса Арало-Каспийского междуморья
В. В. БОБЫЛЕВ (ВНИГНИ), Н. П. ГРЕЧИШНИКОВ (ИГиРГИ)
Триасовые отложения в Арало-Каспийском междуморье распространены почти повсеместно, кроме Горного Мангышлака. Они залегают под чехлом более молодых отложений на глубинах 1-2 км на поднятиях и до 5 км в прогибах и впадинах, изучены неравномерно и в целом недостаточно. Так, если общая плотность бурения на Жетыбай-Узеньской ступени в 1978 г. составляла 207 м/км2, в Песчаномысско-Ракушечной зоне поднятий 73 м/км2, а на остальной части Южно-Мангышлакского прогиба 0,6 м/км2, то на долю триасовых пород приходится соответственно 8,2; 5 и сотые доли м/км2 (по данным А.А. Рабиновича, В.П. Паламаря).
Общая мощность триасовых отложений колеблется от 1,5 км на Южном Мангышлаке до 4 км в Северо-Устюртской синеклизе. Сводный разрез их по региону представлен пестроцветной толщей индского яруса, карбонатно-терригенными нерасчлененными породами оленекского яруса и среднего триаса, терригенной толщей верхнего триаса.
Нефтематеринский потенциал триасовых отложений изучен слабо. По геохимическим данным, морские осадки и в первую очередь карбонатно-терригенная часть разреза в Южно- Мангышлакском прогибе благоприятны для генерации как жидких, так и газообразных УВ [8, 10, 11]. Генерационный потенциал преимущественно континентальных отложений триаса Северо-Устюртской синеклизы оценивается очень низко [4].
Промышленная нефтегазоносность их подтверждена на площадях: Южный Жетыбай, Западный Тасбулат, Тасбулат, Северо-Ракушечная и Оймаша. Две последние, пространственно связанные с Песчаномысско-Ракушечной зоной поднятий, примечательны тем, что залежи УВ здесь приурочены к заведомо доюрским отложениям. Нефть их и по физико-химическим характеристикам, и по составу резко отличается от нефтей вышезалегающего юрского комплекса. Она легкая (0,758 г/см3), с высоким содержанием бензиновых фракций (50-70 %), малосмолистая, состоит в основном из парафиновых УВ, на которые в бензиновой фракции приходитоя 85,68 %, а в отбензиненной - 99,2 %. По данным В.В. Ильинской, эта нефть отличается и индивидуальным составом высокомолекулярных УВ. По сравнению с юрскими нефтями в триасовых резко возрастает содержание н-алканов (соответственно 33,5 и 81,6 %) и понижается изопреноидов и суммы изоалканов и циклоалканов (соответственно 66,1 и 8,4%). Возможно, эти различия обусловлены влиянием типа исходного ОВ пород (гумусовое ОВ в юре и сапропелевое - в триасе). Иначе говоря, состав нефтей юрских и триасовых пород зависит от источников их генерации.
Морская обстановка осадконакопления характерная для позднего триаса на Мангышлаке (на Устюрте ранне-среднетриасовое осадконакопление протекало в неустойчивых, периодически меняющихся условиях: континентальных на востоке и мелководно-морских, сменяющихся на континентальные, - на западе региона), вследствие киммерийских движений в рэтский век сменилась общей инверсией. На месте Мангышлакского прогиба формируется линейная складчато-глыбовая структура Горного Мангышлака, остальная территория развивается как пенеплен. К началу лейаса морская седиментация продолжалась только на территории, составляющей 5 % от общей площади региона [1]. В лейасе в результате дифференцированных вертикальных движений в регионе сформировался всхолмленный расчлененный рельеф, в понижениях которого отлагались озерно-болотные и аллювиальные осадки.
Рэт-лейасовая инверсия сменялась среднеюрской трансгрессией, снивелировавшей раннеюрский рельеф, эродировав большую часть континентальных осадков рэт-лейаса и часть пород верхнего триаса. Мощная (до 1,5 км) терригенная толща средней юры почти повсеместно (за исключением вершин Карабогазского и Бузачинского сводов) с резким угловым несогласием перекрывает доюрские структуры.
Предсреднеюрский этап геологического развития на Туранской плите характеризуется очень длительным континентальным перерывом и денудацией, продолжающейся, судя по хроностратиграфическим разрезам Арало-Каспийского междуморья [3], от 15 млн. лет в Южно-Мангышлакском прогибе до 30 млн. лет на Северном Устюрте. В пределах Туркменской антеклизы осадков лейаса и верхнего триаса нет; на всех положительных структурах между Каспием и Аральским морем среднеюрские породы залегают на палеозойских или среднетриасовых, местами перекрывают маломощные озерно-аллювиальные осадки лейаса. Следы несогласия на границе триаса и юры прослеживаются даже в таких устойчиво-отрицательных структурах, как Южно-Мангышлакский прогиб [9]. Столь длительный перерыв в осадконакоплении на Туранской плите возник, по-видимому, в результате интерференции тектонической активизации раннемезозойского цикла [3] с мощным эпиплатформенным орогенезом после герцинской складчатости, широко проявившимся на молодой Центрально-Евразиатской платформе.
Предъюрская инверсия сопровождалась интенсивным размывом триасозых отложений. Стратиграфическое несогласие между юрскими и подстилающими их более древними породами выявлено на Бузачинском своде, на Байтерекском и Кырын-Токумбайском валах, а также на поднятиях Южного Мангышлака. При этом наряду со стратиграфическим несогласием, обусловленным размывом доюрских отложений, в зоне перерыва отмечены скачки в показателе отражения витринита, свидетельствующие о разной степени термогенетического преобразования контактирующих по несогласию пород. В таблице приведены данные о перепаде палеотемператур на границе триасовых и юрских пород на некоторых площадях Арало-Каспийского междуморья. Другой фактический материал по витринитовой термометрии рассматриваемого региона и смежных близких по строению областей приводился ранее [2, 5, 7].
Резкие ступенчатые перепады отражательной способности витринита отмечаются в разрезах осадочных толщ фанерозоя почти во всех нефтегазоносных бассейнах [7]. Это явление было названо палеогеотермическим несогласием [6].
Образование последнего в рассматриваемом регионе можно представить как процесс прекращения осадконакопления в предъюрское время, подъем и размыв триасовых отложений. Затем идет смена знака движения с последующим термогенетическим преобразованием юрских толщ, отложившихся на денудированной поверхности триасовых или более древних пород. Если изменение юрских пород происходило в менее жестких термобарических условиях, чем подстилающих, то при относительном постоянстве палеогеотермического градиента на рубеже юрского и триасового периодов образуется палеогеотермическое несогласие. По величине разницы показателей отражения витринита контактирующих по несогласию пород можно судить о мощности размытых толщ. Чем больше эта разница, тем при прочих равных условиях больше мощность эродированных отложений. Так, на Бузачинском своде мощность размытой верхней части разреза триаса 2-4 км [5], на площади Каясан 3 км. Нуждаются в уточнении палеогеотермичеекой обстановки развития разрезы Ракушечной, Аратинской и других площадей.
Количественная характеристика палеогеотермического несогласия - важный критерий для прогнозной оценки нефтегазоносности как «подперерывных», так и «надперерывных» отложений. Например, на Каясанской площади, по скв. 1, «подперерывные» триасовые породы эродированы до уровня термогенетической преобразованности 180 °С. Исходя из выявленной палеотемпературной зональности размещения начальных промышленных геологических запасов нефти в первичном залегании отложения с максимальными палеотемпературами преобразования 180 °С считаются мало- или бесперспективными в отношении поисков нефти [2].
Нефтяные залежи Каясанской структуры, если они и сформировались благодаря нефтематеринскому потенциалу палеозойских или триасовых отложений, были разрушены в предъюрское время. Однако далеко не все разрезы Мангышлака сопровождаются палеогеотермическими несогласиями (см. таблицу). Последние приурочены к зонам максимального погружения Мангышлакского прогиба до его инверсии. Поэтому для оценки перспектив нефтегазоносности триасовых отложений (в первичном залегании УВ) целесообразно наряду с другими показателями иметь сведения о палеогеотермии. Они могут оказаться полезными и для корректировки геологоразведочных работ. Относительно быстро их можно получить методом витринитовой термометрии в процессе оперативного анализа материалов проводки скважины. Основные контролирующие прогноз показатели - степень термогенетической преобразованности пород в разрезе, эпоха максимального преобразования частей разреза, время наиболее вероятной первичной эмиграции и аккумуляции УВ, особенность технических условий проводки скважин (потеря циркуляции и т. д.).
Как упоминалось ранее, количественные палеотемпературные критерии размещения нефтяных залежей относились к первичному залеганию нефти. Особенно четко палеогеотермическая зональность размещения залежей прослеживается в областях, не испытавших в процессе геологического развития длительных инверсий тектонического режима и существенных перестроек структурных планов. В подобных разрезах осадочных пород с глубиной наблюдается постепенное нарастание показателя отражения витринита, соответственно увеличивается плотность пород, нефти становятся легче и т.д. В разрезах с одноразовым палеогеотермическим преобразованием отложений промышленные залежи нефти в первичном залегании имели максимальную палеотемпературу 200 °С («мертвая» линия).
Однако в некоторых месторождениях нефти, приуроченных к кристаллическим, метаморфическим и вулканогенным породам, термогенез проходил при температурах более 200 °С. Для подобных месторождений характерны перерывы в осадконакоплении и палеогеотермические несогласия, коллекторские свойства пластов обусловлены гипергенными процессами, протекавшими во время перерыва (кора выветривания, трещины, каверны, поры выщелачивания, другие формы окислительно-восстановительных реакций приповерхностной зоны). Покрышками служат соответственно менее термогенетически измененные «надперерывные» отложения.
Итак, при оценке перспектив нефтеносности триасовых отложений со ступенчато затухающим во времени (скачки показателя отражения витринита) палеогеотермическим преобразованием перерывы в осадконахоплении следует рассматривать не только как процесс разрушения пород и залежей УВ, но и как фактор формирования палеогипергенных коллекторов с последующим образованием вторичных по отношению к вмещающим их породам залежей нефти. К таким месторождениям можно отнести залежь нефти в коре выветривания гранитов на Мангышлаке. К перерывам в осадконакоплении и палеогеотермическим несогласиям приурочены залежи в коре выветривания триасовых отложений Восточного Предкавказья на площадях: Величаевской, Восточной, Русский Хутор Северный, Безводной.
Прирост запасов нефти и газа на Мангышлаке многие исследователи связывают с триасовыми отложениями. Не отрицая перспектив последних в периферийных, удаленных от оси Мангышлакско-Центрально-Устюртской гряды зонах, где температуры невысокие, мы подчеркиваем, что для промышленной оценки триасовых пород необходимо знать полноту и строение их разреза, характер и длительность предъюрского размыва, особенности современной и палеотермобарической обстановок, степень катагенетической преобразованности пород по разрезу и площади, генерационный и аккумулятивный потенциалы пород. Решение этих вопросов позволит сделать обоснованный и реальный прогноз нефтегазоносности триасовых отложений Арало-Каспийского междуморья.
Следует подчеркнуть также, что изучение границы юрских пород с подстилающими отложениями по палеогеотермическим материалам - перспективное направление, имеющее важное значение для оценки нефтегазоносности доюрского платформенного и переходного комплекса не только Туранской плиты, но и всей молодой, эпигерцинской Центрально-Евразиатской платформы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Алексин А.Г., Зорькин Я.М., Корчин О.П. Нефтегазоносность зон выклинивания юрских отложений Мангышлака и Устюрта. М., Недра, 1976.
2. Аммосов И.И., Горшков В.И., Гречишников Н.П. Палеотемпературы преобразования нефтегазоносных отложений. М., Наука, 1980.
3. Бобылев В.В., Неводчикова Л.Б. Некоторые особенности геологического развития Арало-Каспийского междуморья. - Труды ВНИГНИ. М„ 1982, вып. 241, с. 95-105.
4. Буш В.А., Кирюхин Л.Г. Палеозойско-триасовые нефтегазоносные бассейны молодых плит Евразии. - Труды ВНИГНИ. М., 1976, вып. 163, с. 1-203.
5. Горшков В.И., Волкова Т.П. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений Северного Устюрта. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1980, № 3, с. 3-5.
6. Гречишников Н.П. Палеогеотермические несогласия. - Изв. вузов. Геол. и разведка, 1975, № 4, с. 36-38.
7. Гречишников Н.П. Палеогеотермические особенности преобразования нефтегазоносных отложений. - Сов. геология, 1978, № 9, с. 3-11.
8. Закономерности распространения пород-коллекторов триасовых и нижнеюрских отложений Южного Мангышлака / Э.М. Халимов, Н.А. Крылов, Ю.К. Юферов и др. - Обзор. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз., М., ВНИИОЭНГ, 1977, с. 1-56.
9. Мирчинк М.Ф., Бененсон В.А. К истории тектонического развития Мангышлака. - В кн.: Проблемы геологии нефти. М., 1971, с. 25-33.
10. Оруджева Д.С., Морозов Л.И. Нефтегазоносность пермо-триасовых отложений Южного Мангышлака. - Геология нефти и газа, 1979, № 1, с. 22-26.
11. Тектоника и нефтегазоносность Мангышлака и Устюрта/М.Ф. Мирчинк, Ш.Е. Есенов, В.А. Бененсон и др. М., Недра, 1972.
Поступила 16/IX 1982 г.
Таблица Палеотемпературы юрских и более древних отложений Арало-Каспийского междуморья
|
Площадь |
Номер скважины |
Возраст |
Показатель отражения витринита, % |
Палеотемпература, °С |
|
Аратинская |
4 |
J2 |
77 |
130 |
|
J2 (?) |
86 |
175 |
||
|
Ракушечная |
8 |
J2 |
83 |
160 |
|
Р-Т |
92 |
195 |
||
|
Ракушечная |
12 |
J2 |
83 |
160 |
|
Р- Т |
90 |
185 |
||
|
Каясанская |
1 |
J2 |
77 |
130 |
|
Р-Т |
88 |
180 |
||
|
Бузачинское поднятие |
1 |
J2 |
70 |
90 |
|
Р2 |
105 |
Более 230 |
||
|
Актумсукское поднятие |
2-п |
J2 |
84 |
165 |
|
Р2 |
136 |
Более 250 |
||
|
Темир-Баба |
5 |
J |
79 |
140 |
|
Т |
80 |
145 |