|
УДК 553.98:551.76(424.26) |
Нефтепроизводящие комплексы мезозойских отложений Южно-Тургайского НГБ
В.К. КРЮКОВ, С.Д. МУРСАЛИМОВ, Ф.С. РАБКИН, Г.П. ФИЛИПЬЕВ (КазПТИ)
Предшествующими исследованиями южная часть Тургайской впадины рассматривалась перспективной на углеводородные газы с относительно невысокой плотностью прогнозных ресурсов. Эта оценка основывалась на представлениях о генерации УВ триас-юрскими угленосными отложениями, наличие которых по аналогии с Северным Тургаем предполагалось и в грабен-синклинальных структурах южной части впадины, но под достаточно мощным чехлом мел-кайнозойских отложений. Основные перспективы газоносности связывались с Жиланчикским и Арыскумским прогибами, в пределах которых региональными сейсморазведочными работами КМПВ и поисковыми MOB был выявлен ряд грабен-синклинальных структур, занимающих более значительные площади в Арыскумском прогибе. При проведении региональных поисково-разведочных работ на нефть и газ в структурных и параметрических скважинах были обнаружены многочисленные нефтепроявления в песчаных породах нижнего мела, верхней юры и известняках фамена - турне.
Из базальных песчаников неокома, вскрытых поисковой скважиной на структуре Кумколь Арыскумского прогиба, был получен первый промышленный фонтан нефти, возвестивший об открытии Южно-Тургайского НГБ. При последующих работах более значительная многопластовая залежь была выявлена здесь и в юрских отложениях.
Установление промышленной нефтеносности нижнемеловых и юрских отложений поставило вопрос об истинном характере нефте- и газогенерационного потенциала указанных комплексов пород, так как если в отношении стратиграфической принадлежности возможно продуцирующих комплексов пород и перспективного нефтегазогеологического районирования прогноз оправдался, то в отношении природы УВ и некоторых аспектов их генезиса он оказался несостоятельным.
В настоящее время завершается этап регионального изучения (структурное и параметрическое бурение, региональное сейсмопрофилирование) геологического строения и нефтегазоносности Арыскумского прогиба - крупной отрицательной структуры первого порядка, выделенной на юге Тургайской впадины. Указанный прогиб занимает площадь около 20 тыс. км2 и является областью наиболее мощного развития юрских отложений. При общей северо-западной ориентировке его естественными ограничениями являются на юго-западе Нижнесырдарьинский свод, на юге - северная оконечность хр. Каратау, на востоке - погребенное продолжение юго-западного склона Улутауского массива и на севере - Мынбулакская седловина, которая разделяет Арыскумский и Жиланчикский прогибы (рис. 1).
Результаты проведенных нефтегазопоисковых работ позволяют внести существенные коррективы в имевшиеся представления о характере распространения, мощности и фациальном составе юрских отложений. По результатам параметрического бурения (скв. 1-П) и регионального сейсмопрофилирования установлено, что мощность осадочного чехла в осложняющих Арыскумский прогиб крупных грабен-синклиналях (Арыскумской, Акшабулакской, Бозингенской) превышает 4-5 км. При этом не менее 2/3 разреза слагается юрским комплексом пород. На межграбеновых поднятиях, в частности Кумкольском, мощность юрских отложений резко сокращена в основном за счет нижних секций разреза, а на Мынбулакской седловине в Нижнесырдарьинском своде по данным структурного бурения они отсутствуют и меловые отложения залегают на палеозойских и протерозойских породах. Структурно-стратиграфические взаимоотношения триас-юрского комплекса пород с подстилающими (фундамент) и покрывающими (мел-кайнозойский ортоплатформенный чехол) комплексами представляются достаточно сложными. Отмечается конседиментационное сокращение юрских отложений на поднятиях, а также последовательное трансгрессивное перекрытие породами верхней части разреза выступов фундамента, свойственное структурам облекания (рис 2).
Наиболее древними отложениями, вскрытыми скв. 1-П в Арыскумской грабен-синклинали (неполная мощность 591 м), являются нижнеюрские, представленные переслаивающимися серыми плотными песчаниками, гравелитами и темно-серыми (до черных) аргиллитами и алевролитами с преобладанием более грубозернистых пород. Возраст их определен по спорово-пыльцевым комплексам. По данным сейсмопрофилирования нижнеюрские отложения развиты в грабен-синклиналях и отсутствуют на выступах.
Скв. 1-П пройдена мощная (1160 м) толща темно-серых и черных аргиллитов и глинистых алевролитов с частыми, но маломощными (до 3 м) прослоями серого глинистого тонкозернистого песчаника. В ее нижней части встречены два пласта газонасыщенного песчаника общей мощностью 7 м. Аналогичная по литологическому составу толща, содержащая спорово-пыльцевой комплекс средней юры, пройдена скв. 13-С в Бозингенской грабен-синклинали. Отложения средней юры развиты на склонах выступов, разделяющих грабен-синклинали. На месторождении Кумколь они представлены темно-серыми глинами со слоями слабосцементированного песчаника и алевролита, имеющими толщину до 15 м. В основании толщи залегают четыре пласта угля суммарной мощностью до 10 м. Мощность ее за счет конседиментационного выклинивания уменьшается от 260 м на крыльях до 20 м на своде.
Верхняя юра в нижней части включает две толщи. Нижняя толща - сероцветная песчано-глинистая часто с обильным углистым детритом. В ее основании преобладают песчаные породы, которые на месторождении Кумколь образуют нефтеносный горизонт мощностью 52-65 м. Верхняя - глинистая, состоит из прослоев глинистого и обломочного остракодового известняка (скв. 2-С), по-видимому, фациально замещающегося в Бозингенской грабен-синклинали (скв. 13-С) горючими сланцами. Верхняя часть верхней юры сложена пестроцветными глинами и глинистыми алевритами. В своде структуры Кумколь она срезана предмеловой денудацией. В грабен-синклиналях ее мощность достигает 350 м (скв. 5-С). Общая мощность верхней юры по данным скв. 1-П колеблется от 890 м в грабен-синклиналях до 120 м на выступах.
Меловые отложения состоят в нижней части из мощной красноцветной глинистой толщи, расчленяемой на нижний и верхний неоком. В ее основании развиты не выдержанные по площади горизонты песчаных пород. На месторождении Кумколь песчаная пачка в основании нижнего неокома мощностью 100-110 м представлена песками и алевритами со слоями глин. Общая мощность отложений неокома колеблется от 190 до 450 м, достигая максимума в центральных частях прогиба. Выше разрез мела сложен сероцветной песчано-гравийно-галечной толщей апта-альба и пестроцветными песчано-глинистыми отложениями альба-сеномана и турона-сенона. Суммарная мощность их колеблется от 350 м на поднятиях до 950 м в погруженных частях Арыскумского прогиба.
Наиболее существенным фациальным различием в аспекте выявления характера генерационного потенциала УВ (нефте- или газопроизводящие комплексы) является резкое снижение угленасыщенности юрских отложений в южной части Тургайской впадины по сравнению с северной, что свойственно как для Арыскумского, так и для Жиланчикского (скв. 1-П Сазымбай) прогибов. В этой связи необходимо указать, что разрезы юры Арыскумского прогиба сходны с разрезами Приморской зоны Прикаспия и Южного Мангышлака, характеризующимися подчиненным значением угленосных формаций. Фактически область мощного угленакопления в триас-юрское время охватывала лишь северную половину Тургайской впадины. Поэтому выделенный здесь Тургайский буроугольный бассейн [1] следовало бы именовать Северо-Тургайским, тогда как южная часть впадины по прямым признакам нефтегазоносности и уже доказанной промышленной нефтеносности (месторождение Кумколь) должна быть отнесена к категории нефтегазоносных земель, отвечающих по размерам и чертам геологического строения рангу бассейнов. При этом независимо от генетического типа захороненного ОВ его наибольшие концентрации в мезозойско-кайнозойском разрезе повсеместно отмечаются в юрских отложениях.
По данным химико-битуминологических исследований (267 образцов), выполненных в КазПТИ (Г.Ж. Жолтаев и др., 1985 г.), в разрезах Арыскумского прогиба средняя концентрация ОВ (2-3 %) в юрском комплексе пород на порядок выше, чем в нижнемеловом (0,3-0,4 %). Распределение ОВ в мезозойских образованиях характеризуется большой неравномерностью. Так, в нижнемеловых породах величина концентрации ОВ колеблется в диапазоне 0,01-1,9 %, а в юрских даже до 2,4 %. Минимальным содержанием ОВ (0,01-0,53 %) обладает верхнеюрская пестроцветная толща, а максимальным (в среднем 10 %) - подстилающая ее одновозрастная сероцветная формация с пластами горючих сланцев.
Присутствие горючих сланцев в юрских отложениях южной части Тургайской впадины установлено впервые. Они были обнаружены (В.К. Крюков, 1984 г.) при изучении керна скв. 13-С, пробуренной в Бозингенской грабен-синклинали. Здесь сланценосная пачка мощностью около 50 м имеет своеобразную электрокаротажную характеристику и четко выделяется среди вмещающих пород, что и послужило поводом для ее целевого опробования.
В настоящее время не существует четкого определения термина «горючий сланец». Фактически - это термин свободного пользования. Нами к горючим сланцам отнесены породы с содержанием ОВ более 10 % и выходом смолы полукоксования более 5 %. Мощности пластов и пропластков горючих сланцев колеблются от 0,3 до 3 м. Пласты имеют сложное строение: горючие сланцы перемежаются с аргиллитами и алевролитами, обогащенными ОВ, реже мелкозернистыми песчаниками. Четкие границы между горючими сланцами и вмещающими их аргиллитами и алевролитами провести сложно, поскольку породы связаны постепенными переходами и однозначным критерием выделения должны быть аналитически определенные параметры качества. Как установлено петрографическими исследованиями и подтверждено химическим анализом золы, в нижней части пачки (1112-1131 м) развиты горючие сланцы с минеральной матрицей глинисто-кремнистого состава, а в верхней (1090-1100 м) - карбонатного. Суммарная мощность горючих сланцев в разрезе пачки составляет около 7-8 м.
Макроскопически горючие сланцы темно-серые с коричневым (бурым) оттенком, легкие, сланцеватые, жирные с мелкими обломками чешуи рыб. Их характеризуют следующие показатели (средние значения по восьми пробам на сухое топливо) (Анализы выполнены в Углехимической лаборатории ПГО Центрказгеология.),%: влага аналитическая - 2,51, зола - 75,25, сера общая - 1,26, двуокись углерода (минеральная) - 5,27, смола безводная - 7,47, ОВ от 11,22 до 23,7 (в среднем 15,09). Элементный состав ОВ (%): С - 66, Н - 8,2, N - 1,7, О - 16,1, S - 1,5. По данным химического состава золы установлено два ее типа: силикатный - SiO2+Al2O3>80 % и карбонатный - CaO+MgO>20 %.
Микроскопическое изучение позволило установить, что по генетическому типу керогена (Здесь под керогеном А.И. Гинзбург понимает ОВ горючих сланцев.) сланцы являются гумито-сапропелитовыми согласно генетической классификации [2]. Основным микрокомпонентом керогена в них является сорбомикстинит, представляющий собой сложную смесь сапропелевого, гумусового и глинистого материала, а второстепенными - коллоальгинит, псевдовитринит, витринит и в очень незначительном количестве фюзинит. Имеющиеся микрокомпоненты и их соотношения позволяют выделить два петрографических типа горючих сланцев: псевдовитринито-сорбомикстинитовый кремнисто-глинистый и коллоальгинито-сорбомикстинитовый известковистый.
Для установления степени катагенеза пород сланценосной пачки в двух аншлифах горючих сланцев был определен показатель отражения витринита (R0) в иммерсии на приборе ПООС-1. Среднее значение R0 =0,63, что соответствует начальной стадии мезокатагенеза (MK1) по шкале Н.Б. Вассоевича.
Анализ проб, отобранных в скв. 1-3, показал наличие и в их разрезах аргиллитов и алевролитов с концентрацией ОВ 5,25-10,61 % и выходом смолы до 3,54 %. Однако горючие сланцы здесь не выявлены. Возможно, их отсутствие связано с преобразованием большей части керогена в нефть на значительных глубинах (более 1900 м) и переходом сланцев в разряд «бывших», в так называемые аквагенные седикахиты.
Горючие сланцы известны и в юрских отложениях северной части Тургайской впадины [1], но там их распространение строго локализовано (Кушмурунская группа буроугольных месторождений) и они занимают резко подчиненное положение в разрезе, залегая среди мощных пластов угля. Проявления горючих сланцев установлены в юрских отложениях в Леонтьевском грабене хр. Каратау [3]. В обоих упомянутых районах сланцы приурочены к более низким стратиграфическим уровням (J1-2), чем в Арыскумском прогибе. Косвенно это указывает на возможно более широкий стратиграфический диапазон сланценосности в последнем (см. рис. 2).
По современным представлениям горючие сланцы можно рассматривать как генетический эквивалент нефтематеринских пород (керогены типов I и II), отличающихся высокой концентрацией ОВ и меньшей степенью катагенетической преобразованности [5]. Выявление горючих сланцев и пород, содержащих кероген того же типа, что и в сланцах, однозначно решает вопрос о характере эволюции ОВ юрских пород в Арыскумском прогибе, а именно по нефтяному ряду преобразований. Степень реализации нефтегенерационного потенциала определяется степенью зрелости керогена, о чем судят по показателю отражения витринита. Последний определен в аншлифах горючих сланцев и углей (скв. 3, интервал глубин 1440-1450 м). Средние значения показателя отражения витринита в сланцах составляют 0,63, а в углях - 0,68. Заметное возрастание его в углях, по-видимому, связано с увеличением степени катагенеза ОВ с глубиной, так как исследованные сланцы залегают в интервале глубин 1083-1131 м, а угли - 1440-1450 м. Для неодинаковых типов керогенов пик нефтегенерации (главная фаза) приходится на разные стадии катагенеза. По Б. Тиссо и Д. Вельте [5] для керогена типа II зона нефтеобразования соответствует стадии катагенеза, определяемой показателем отражения витринита в диапазоне 0,5-1,1 % с пиком генерации, приходящимся на значение 0,8 %; для керогена типа III границы зоны нефтеобразования имеют показатель отражения витринита 0,6-1,3 % и пика 0,9 %, для керогена типа I аналогичные параметры находятся в области значений 0,7-1,3 % с пиком 1,1 %. Из приведенных оценок следует, что в условиях Арыскумского прогиба керогены всех типов могли принять участие в нефтеобразовании. Если градиент увеличения показателя отражения витринита с глубиной (хотя и по немногим данным) определен верно (0,05 %/300 м), то можно предсказать, что в Арыскумском прогибе пики нефтегенерации для керогенов типов II, III, I приходятся на глубины около 2,2, 2,8 и 4 км соответственно. Поскольку мощность осадочного выполнения в крупных грабен-синклиналях прогиба превышает 4-5 км, основная масса ОВ, содержащаяся в триас-юрском комплексе пород, прошла ГФН.
Для определения типов керогенов Тургайской впадины был проведен элементный анализ встреченных здесь горючих сланцев и обогащенных ОВ пород и по этим данным вычислены водородный (Н/С) и кислородный (О/С) индексы в атомных отношениях. Керогены, охарактеризованные указанными индексами, были вынесены на диаграмму эволюционных кривых Б. Тиссо и Д. Вельте (рис. 3). На диаграмме тургайские керогены расположены в области высоких значений кислородного показателя, что характерно для типа III, формирующегося в наземных континентальных условиях (лимнические угленосные формации). Вместе с тем величина водородного индекса определяет принадлежность тургайских керогенов к типам II и I, т. е. указывает на формирование исходного ОВ в субаквальных морской (тип II) и озерной (тип I) обстановках. Керогены типа II с отмеченными особенностями элементного состава известны и связаны с морскими условиями захоронения ОВ при значительном участии растительных остатков, привнесенных с континента [5]. На диаграмме эволюционных кривых такие керогены занимают промежуточное положение между типами II и III. Поскольку эволюционные кривые I и II на диаграмме Б. Тиссо и Д. Вельте составлены для керогенов с низким кислородным индексом, для определения типов тургайских керогенов нами проведена экстраполяция этих кривых в область высоких значений индекса (О/С)ат. Для этого использовалась характеристика элементного состава керогенов горючих сланцев с высоким кислородным индексом несомненно морского (верхнеюрские сланцы Волжского и Урало-Каспийского бассейнов) и озерного (Болтышское месторождение) генезиса [4].
В построенном поле эволюционных кривых тургайские керогены размещаются в области значений типов II и I, отвечая прибрежно-морской и озерной обстановкам накопления исходного ОВ. В сланценосной пачке, встреченной в скв. 13, выявлены керогены типов I и II. При дифференциации горючих сланцев по минеральной составляющей обнаружено, что к типу I тяготеют горючие сланцы с глинистой матрицей, а ко II - с карбонатной, причем по разрезу два этих петрографических типа не перемежаются, а компактно располагаются соответственно в нижней и верхней частях пачки.
Для более надежной идентификации типов керогена Арыскумского прогиба на диаграмму эволюционных кривых были вынесены характеристики элементного состава углей скв. 3-С (интервал глубин 1440-1450 м). Они точно легли в область значений керогена типа III, подтвердив гумусовую природу ОВ углей и вместе с тем несомненную принадлежность основной массы керогена юрских отложений к типам II и I.
Выводы
1. Нефтепроизводящим комплексом пород Южно-Тургайского НГБ, вероятно, является юрский, характеризующийся высоким содержанием ОВ с преобладанием керогенов типов II и I, по-видимому, прошедших в крупных грабен-синклиналях Арыскумского прогиба ГФН.
2. Нижнемеловые и пестроцветные верхнеюрские отложения не могут рассматриваться в качестве нефтепроизводящих, поскольку средние содержания в них ОВ находятся за нижним порогом концентраций, принятых для нефтематеринских пород, и они не входили в зону нефтеобразования.
В связи с актуальностью проблемы оценки нефте- и газогенерационного потенциала в Южно-Тургайском НГБ следует углубить изучение керогенов различных типов в разрезах параметрических скважин и степени их преобразования, исследовать фациальные обстановки накопления ОВ в юрских отложениях и усилить разработку критериев раздельного прогнозирования нефти и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бунина M.В. Тургайский бассейн.- В кн.:Геология месторождений угля и горючих сланцев СССР. Т. V, кн. 2. М., 1973, с. 5-60.
2. Гинзбург А.И. Петрография органического вещества горючих сланцев. 8-й Международный конгресс по стратиграфии и геологии карбона, т. 4. М., Недра, 1979, с. 102-108.
3. Горючие сланцы Казахстана / Г.Л. Кушев, В.К. Крюков, И.Н. Рощин и др. Вопросы металлогении, вещественного состава и геологического строения месторождений Казахстана. Алма-Ата, КазПТИ, 1977, вып. 12, с. 75-84.
4. Зеленин Н.И., Озеров И.M. Справочник по горючим сланцам. Л., Недра, 1983.
5. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М., Мир, 1981.
Рис. 1. Тектоническая схема Арыскумского прогиба.
Границы: 1 - Арыскумского прогиба, 2 - распространения юрских отложений; 3 - юрские грабен-синклинали; 4 - выходы фундамента на поверхность; 5 - пробуренные скважины; 6 - месторождение нефти. Основные структурно-тектонические элементы: I - Нижнесырдарьинский свод; II - Мынбулакская седловина; грабен-синклинали; III - Арыскумская, IV - Акшабулакская, V - Сарыланская, VI - Бозингенская, VII - Даутская; VIII - погребенное продолжение Улутау
Рис. 2. Схема корреляции юрских отложений Арыскумского прогиба.
1 - глины и аргиллиты; 2 - алевриты и алевролиты; 3 - пески; 4 - песчаники; 5 - горючие сланцы и обогащенные OB породы; 6 - угли; 7 - нефтяные горизонты; 8 - газовые горизонты; 9 - породы фундамента
Рис. 3. График распределения керогенов Южно-Тургайского НГБ на эволюционных кривых основных типов керогенов.
1 - кривая изменения состава гумусовых углей; 2 - границы поля, отвечающего керогену; 3 - эволюционные кривые основных типов керогенов (стрелками показано возрастание глубины захоронения): а - по Б. Тиссо и Д. Вельте, б - экстраполированные в область высоких значений кислородного индекса; 4 - горючие сланцы Тургайской впадины; пробы с минеральной матрицей: а - неустановленного состава, б - карбонатной, в - глинистой; 5 - горючие сланцы морского генезиса: без индекса - Волжского бассейна (верхняя юра), УК - Урало-Каспийского бассейна (верхняя юра), Б - Байсунского месторождения (палеоген); 6 - горючие сланцы пресноводных озер: Бол - Болтышского месторождения (палеоген), Н - Новодмитровского месторождения (палеоген-неоген)