К оглавлению

УДК 553.98.061.15:55l.73(574.12)

Формирование и размещение залежей нефти и газа в подсолевых отложениях восточной окраины Прикаспийской впадины

И.Б. ДАЛЬЯН (Актюбинская НГРЭ)

Палеотектоническая реконструкция раннепалеозойского - средневизейского этапа развития рассматриваемой территории с использованием региональных преломляющих поверхностей Ф и опорных отражающих сейсмических горизонтов П₃ и  позволила установить, что к началу раннего палеозоя - позднего девона байкальский (по В.С. Журавлеву и Н.В. Неволину) фундамент был разбит системой региональных глубинных разломов субширотного и субмеридионального простирания на приподнятые и опущенные блоки разных размеров. Основные структурные элементы здесь - Троицкий, Жаркамысский, Биикжальский и Караулкельдинский выступы фундамента, а также крупные Аккумский (Темирский), Утыбайский, Тобускенский и другие приподнятые блоки и меридиональный грабен, простиравшийся вдоль границы Прикаспийской впадины с Уральской геосинклиналью. Гипсометрически приподнятые выступы и крупные блоки фундамента контролировали литолого-фациальный состав н толщину накапливавшихся отложений.

В раннепалеозойское - средневизейское время восточная окраина впадины испытывала устойчивое некомпенсированное опускание с накоплением песчано-глинистых пород. В наиболее прогнутой части меридионального грабена формировался Эмбинский перикратонный прогиб. Сносимые с кордильер эвгеосинклинальной зоны Урала песчано-глинистые осадки граувакковой формации позднего девона - среднего визе в виде огромной клиноформы распространились в пределах восточной окраины впадины и к западу от нее. Толщина осадков в Эмбинском прогибе достигала 5,8-6,8 км, а на вершине Жаркамысского выступа и крупных приподнятых блоков не превышала 1,5-2,2 км. На восточной окраине и в Эмбинском прогибе песчано-глинистые породы толщиной до 120 м чередуются с грубообломочными (до 80 м). Литолого-фациальный состав отложений определялся степенью их тектонической активности и эродированностью в областях сноса. Существование выступов и приподнятых блоков фундамента в раннепалеозойский - средневизейский этап развития обусловило образование крупных конседиментационных структур облекания сводового типа размерами до 85-95 км.

Геохимические исследования глинистых верхнедевонско-средневизейских отложений, выполненные во ВНИИЯГГе, МИНГе и других организациях, показали, что они насыщены С_орг (до 1,1 - 1,5 %), РОВ сапропелевого типа, содержание СББ - до 0,15 %, на глубине до 4,9 км преобразование РОВ по отражательной способности витринита (ОСВ) соответствует традициям MK₁-МК₂. Накопление обогащенных РОВ осадков происходило в благоприятной восстановительной обстановке, о чем свидетельствует высокая концентрация пиритного (до 86 %) и закисного (до 67 %) железа. В начале мезозойской эры осадки опустились на глубину до 6 км, попали в оптимальные термобарические условия ГЗН, находились там продолжительное время, вступили в ГФН и начали продуцировать УВ как в пределах восточной части впадины, так и - весьма интенсивно - в Эмбинском прогибе. К этому времени на выступах и приподнятых блоках фундамента уже существовали крупные структуры облекания, а также был сформирован современный структурный план. Из Эмбинского прогиба и восточной части впадины по региональному подъему пластов и пород-коллекторов с открытой пористостью до 25-30 % и проницаемостью до 2,8 мкм² УВ мигрировали в ловушки с высоким гипсометрическим положением. Поскольку формирование и размещение залежей УВ определялись и контролировались глубинным строением восточной окраины впадины, структуры облекания по нижнепалеозойским - средневизейским отложениям (Акжар - Тасший, Караулкельды - Шубаркудук, Аккумская и др.) должны рассматриваться как весьма перспективные зоны нефтенакоплений на выступах фундамента и являться первоочередными объектами поисковых работ (рисунок). Поэтому на вершине Жаркамысского выступа, на участке Акжар - Тасший - Муюнкум, где поверхность байкальского фундамента находится, по данным КМПВ, на глубине 6,8 км, необходимо пробурить скважину глубиной 7,2 км.

Это позволит пройти всю толщину подсолевых нефтегазоносных комплексов, изучить их литолого-фациальную и стратиграфическую характеристику, выяснить перспективы нефтегазоносности и, что не менее важно, впервые вскрыть на исследуемой территории породы фундамента, определить их возраст и вещественный состав. Для выяснения нефтегазоносности отложений представляют интерес также зоны поднятий Бактыгарын - Аккудук, Жилансаид, Тобускен - Тортколь, Шатырлысай - Тускум, Жанатан, Кожасай и др.

Нижнепалеозойский - средневизейский комплекс пород в нефтеносном отношении изучен слабо, так как вскрыт единичными скважинами на небольшую толщину. Признаки нефти по керну наблюдались на Жилансаиде, Кожасае, Восточном Тортколе, Тортколе, Тортае и других площадях, а также на обрамляющих впадину структурах Жанасу в Эмбинской моногеосинклинали, Кокпекты, Изембет и Михайловская в Сакмарско-Уралтауской зоне. Высокие генерирующие возможности глинистых отложений, наличие пород-коллекторов и непроницаемых покрышек, благоприятные структурные условия позволяют прогнозировать высокую нефтегазоносность пород и возможность открытия на восточной окраине впадины скоплений УВ.

В поздневизейско-среднегжельский этап темп опускания территории замедлился вследствие закрытия Уральской геосинклинали, наступила относительная стабильность. Это привело к накоплению вдоль восточной окраины впадины в полосе шириной 12-45 км в морских мелководных условиях шельфа разновозрастных осадков толщиной до 1316 м, разделенных терригенными отложениями (до 465 м) нижней карбонатной толщи (КТ-II) поздневизейско-каширского возраста на Жанажольской ступени, поздневизейско-башкирского на Кенкиякской ступени и позднеподольско-среднегжельской верхней карбонатной толщи (KT-I).

Площадь распространения и толщина нефтегазоносных карбонатных пород четко трассируются сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением. Однако внутреннее строение карбонатных толщ, заключенных между опорными отражающими горизонтами, изучить сейсморазведкой МОГТ не удается. Оно достаточно надежно изучено комплексом ГИС (БК, ГК, НГК, ДС и АК). По материалам ГИС и керну в разрезе КТ-II установлено 10, а в KT-I - 6 литолого-стратиграфических пачек нефтегазоносных пород, некоторые из них являются четкими, региональными реперами (например, стешевский горизонт серпуховского яруса), позволяющими уверенно коррелировать разрезы скважин, пробуренных в различных структурных условиях и на разных площадях, а также выполнять палеотектонические построения.

Отложения KT-I и КТ-II на большинстве площадей пройдены на всю или значительную часть толщины. КТ-II толщиной 253-826 м находится между опорными отражающими горизонтами  и П₂ и распространена в прибортовой зоне впадины на Жанажольской и большей части Кенкиякской тектонической ступени, с запада ограничена Кенкиякско-Шотыкольским карбонатным бортовым уступом, проходящим западнее поднятий Киевское, Аккудук, Бактыгарын, Аккум, Кенкияк, Кумкудукоба, Шотыколь, Восточный Тобускен, Каратэ и примыкающим к Тугуракчанскому разлому у Сарыкума. KT-I толщиной 217-528 м находится между опорными сейсмическими горизонтами  и , зафиксированными только на Жанажольской ступени, с запада ограничена Жанажольско-Сарыкумским бортовым карбонатным уступом, трассируемым вдоль широтного течения р. Эмба (западнее Урихтау, восточнее Кумистобе и Куантая, западнее Шатырлысая, вдоль Каратэ и далее на юго-запад, примыкая к Тугуракчанскому разлому). Западнее этих бортовых уступов отражающие горизонты П₂, и не прослеживаются и карбонаты скважинами уже не вскрываются. Здесь они замещаются синхронными, преимущественно глинистыми депрессионными (глубоководными) отложениями толщиной 21-71 м, характеризующимися высокой гамма-активностью - до 13,5 мкР/ч (так называемая гамма-активная пачка). Депрессионные аналоги КТ-II вскрыты скважинами на Боржере, Тортколе и Биикжале, а KT-I - на Арансае, Бозобе, Кенкияке, Блаксае, Кокжиде, Кумистобе, Кожасае, Куантае, Жанатане, Южном Туску-ме и других площадях, где они залегают непосредственно на КТ-II.

Геохимическими исследованиями в карбонатах установлены кларковое или близкое к нему содержание Сорг, СББ и высокое - ХБ (до 0,0625 %). Поэтому карбонаты не могли генерировать УВ и характеризуются наличием эпигенетического битума (ЭБ) двух генераций. Битум ранней генерации, окисленный, с темно-коричневым и коричневым цветами люминесценции локально распространен в межкристаллическом пространстве карбонатов, а битум поздней генерации нефтяного ряда люминесцирует в светло-желтых тонах и повсеместно насыщает современные поры и каверны.

Скопления УВ в карбонатах вторичные и в разрезе приурочены к пачкам пород-коллекторов для КТ-II от тарусского горизонта серпуховского яруса до нижнеподольского горизонта московского яруса, а для KT-I - от нижнеподольского горизонта до верхнегжельского подъяруса. Каждая пачка пород-коллекторов состоит из двух - семи пластов толщиной 3-38 м с открытой пористостью до 25-38 % и проницаемостью до 3,1 мкм², разделенных прослоями плотных непроницаемых карбонатов или аргиллитов. Коллекторы порового, порово-кавернового и трещинно-кавернового типов образовались в результате выщелачивания карбонатов пресными инфильтрационными содовыми водами, поступающими из близко расположенных областей питания Сакмарско-Уралтауской зоны, и эпигенетических процессов. Лучшие коллекторские свойства карбонатов и соответственно высокая нефтегазонасыщенность их отмечаются в сводовых частях поднятий, к крыльям и вниз по разрезу они ухудшаются, а по площади изменяются без видимой закономерности. КТ-II и KT-I имеют хорошие коллекторы в северных частях Жанажольской и Кенкиякской ступеней, располагающихся вблизи древних областей питания подземных вод. В южной части этих ступеней (Куантай, Южный Тускум, Восточный Тобускен и др.), удаленных от областей древнего питания, коллекторские свойства пород низкие.

Скопления УВ в карбонатных толщах образовались благодаря вертикально-боковой миграции из генерирующих УВ артинско-верхнегжельских песчано-глинистых отложений, с запада примыкающих к карбонатным породам, а возможно, и из более древних позднедевонско-средневизейских пород. На это указывает генетическая общность нефтей из нижнепермских (Кенкияк, Бозоба, Каратобе и др.) и каменноугольных (Жанажол, Кенкияк, Кожасай) отложений (О.В. Барташевич, 1985 г.). Характерная особенность последних - высокая газонасыщенность, а сами залежи нередко имеют газовые шапки в КТ-I и KT-I. Образование газовых шапок в кровле KT-I (Урихтау, Жанажол, Кунгурская), а иногда и ниже залежей нефти (Жанажол) и в КТ-II (Жанажол, возможно, Кумистобе) связано с резким перепадом давлений при миграции газонасыщенной нефти из погруженных терригенных отложений в гипсометрически вышезалегающие карбонаты. В результате снижения давления насыщения растворенный газ выделяется в самостоятельную фазу и скапливается в ловушках с лучшими коллекторскими свойствами в виде газовых шапок.

Формирование и размещение залежей УВ в КТ-II и KT-I определяются современным глубинным строением восточной окраины впадины, поэтому УВ скапливаются в основном в районе поднятий вблизи бортовых уступов, образовавшихся к концу артинского века. Чаще всего скопления УВ в карбонатах выявляют на тех участках, где к западу от бортовых уступов в нижнепермских отложениях обнаружены различные признаки нефти.

Карбонатный комплекс пород на восточной окраине впадины - пока основная продуктивная толща, которая усиленно разведуется. Анализ особенностей нефтегазоносности карбонатов с учетом глубинного строения и наличия генерирующих толщ в подстилающих и перекрывающих отложениях показал, что открытие новых залежей УВ связывается в первую очередь с поднятиями, располагающимися по обе стороны от бортовых уступов KT-I и у КТ-II и группирующимися в зоны нефтегазонакопления. Для КТ-II - это Киевско-Кандагачская, Бактыгарын-Аккудукская, Арансай-Аккумская, Кокжиде-Башенкольская, Урихтау-Южно-Мортукская, Кумистобе-Кожасайская, Восточно-Жанажольская, Жанатанская, Шатырлысай-Тускумская, Жантай-Восточно-Торткольская и другие, а для KT-I - Александровская, Синельниковская, Надежинская и др.

В позднегжельско-артинский этап развития восточная окраина впадины вновь начала некомпенсированно прогибаться, происходила седиментация прибрежно-морских песчано-глинистых осадков, сносимых с Уральской складчатой системы и с Сакмарско-Уралтауской зоны. Осадконакопление осуществлялось в восстановительной обстановке, о чем свидетельствует повышенная концентрация пиритного и закисного железа. Это способствовало надежному захоронению РОВ и последующему преобразованию его в УВ.

Характерной особенностью структурного плана верхнегжельско-артинского комплекса, расположенного между опорными сейсмическими горизонтами  и П₁, является региональное его ступенчатое погружение с востока на запад - от Ащисайского глубинного разлома к центральной части впадины. На фоне этого опускания структурный план комплекса осложняется зоной поднятий, образованных (А.Л. Яншин и др., 1975 г.) в конце артинского века в результате блоковых перемещений байкальского фундамента при возникновении Уральской складчатой системы и благоприятных для формирования, размещения и сохранения скоплений УВ. По данным ГИС и изучения керна, в этом комплексе установлено 10 регионально прослеживаемых прослоев (каротажных реперов) песчаников и алевролитов, имеющих открытую пористость до 15,5-16,9 % и проницаемость 0,001-1,4 мкм² и содержащих залежи нефти на Кенкияке, Бозобе, Кокжиде и Каратобе и признаки нефти - на Арансае, Аккудуке, Кумсае, Остансуке, Южном Мортуке, Курсае и т. д.

Глинистые толщи комплекса имеют высокое содержание С_орг (5,1-9,4) и СББ (до 18,8 %), РОВ сапропелевого типа и являются нефтегенерирующими. Катагенез РОВ в интервале глубин 2624- 5750 м по замерам ОСВ, проведенным в ИГиРГИ В.И. Горшковым, соответствует градации MK₁ при палеотемпературе 110-130 °С. К концу юрской эпохи отложения комплекса опустились на глубину до 4-4,5 км, достигли ГЗН с благоприятными термобарическими условиями, вступили в ГФН и начали генерировать УВ. Петрографическое изучение песчано-алевролитовых пород-коллекторов показало, что изменения их в сторону ухудшения первоначальных свойств - эпигенетичные, вызваны, очевидно, воздействием формирующейся Уральской складчатой системы. Поэтому на более западных Коздысайской и Шубаркудукской тектонических ступенях восточного склона впадины должны быть развиты хорошие гранулярные коллекторы, обеспечивающие достаточную емкость резервуаров и постоянные промышленные притоки нефти и газа.

Новые скопления УВ в подсолевых нижнепермских породах могут быть выявлены в ловушках антиклинального типа на поднятиях в северной части Кенкиякской ступени (Кандагачское), а также в пределах Жаркамысской (Акжар-Тасши), Башенколь-Южно-Мортукской, Арансай-Аккумской, Аккудук-Аккемирской и других зон нефтегазонакопления Коздысайской и Шубаркудукской тектонических ступеней.

Таким образом, поэтапное геологическое развитие восточной окраины Прикаспийской впадины в докунгурское время показывает, что структуры в подсолевом осадочном чехле формировались в два этапа. Однако и кон- (ранний - средний палеозой) и постседиментационные (средний - поздний палеозой) структуры образовались гораздо раньше, чем началась генерация УВ в продуцирующих толщах. Структуры облекания, сводовые поднятия при последующем развитии территории не претерпели существенных изменений и были благоприятными для накопления УВ, формирования, сохранения и размещения залежей УВ. Генерация их в подсолевых отложениях осуществлялась стадийно и прерывисто-непрерывно в разные отрезки времени мезозойской эры по мере последовательного погружения обогащенных РОВ осадков и достижения ГЗН, где они находились длительное геологическое время, а формирование залежей в антиклинальных ловушках терригенных и карбонатных комплексов произошло в конце позднемеловой - начале палеогеновой эпох и связано со структурами зон нефтегазонакопления, что свидетельствует о высоких перспективах открытия новых скоплений УВ в подсолевых породах восточной окраины Прикаспийской впадины.

Рисунок Схема расположения структурных элементов восточной части Прикаспийской впадины

а - глубинные разломы, ограничивающие восточную часть впадины; б - прочие разломы; границы: в - структурных элементов, г - Жанажольско-Сарыкумского бортового уступа, д - Кенкиякско-Шотыкольского бортового уступа; е - нефтяные и нефтегазовые месторождения; ж - подсолевые поднятия; I - Актюбинский периклинальный прогиб; II - Сакмарско-Уралтауская зона; III - эвгеосинклинальная зона Урала; IV - Эмбинская моногеосинклиналь; V - Бузулукская впадина; VI - Соль-Илецкий выступ; VII - Урало-Илекская седловина; тектонические ступени (цифры в кружках): 1 - Жанажольская, 2 - Кенкиякская, 3 - Коздысайская, 4 - Шубаркудукская; 5 - Каратон-Тенгизская зона поднятий