К оглавлению

УДК 553.98:550.812(574.12/.13)

Новое направление нефтегазопоисковых работ на обрамлениях восточной части Прикаспийской впадины

И.Б. ДАЛЬЯН (Актюбинская НГРЭ)

В последние годы основным направлением нефтегазопоисковых работ на рассматриваемой территории являются поиски скоплений УВ в разновозрастных карбонатных породах палеошельфа, распространенных вдоль прибортовой зоны впадины неширокой полосой (12-45 км). В пределах Жанажольской тектонической ступени они представлены двумя толщами: верхней среднегжельско- верхнеподольской (KT-I) толщиной 420-548 м и нижней каширско-окской (КТ-II) толщиной 390-826 м, разделенными песчано-глинистыми нижнеподольскими отложениями толщиной 26-455 м. В них открыты Жанажольское, Синельниковское, Урихтауское и другие месторождения, а также отмечены признаки нефти и газа в керне на Алибекмоле, Южном Мортуке и Восточном Тортколе. На Жанажольской ступени нефтегазопоисковые работы в этих отложениях завершаются, так как все поднятия, кроме Алибекмолинского, здесь уже опоискованы. На Кенкиякской ступени, где распространена только КТ-II верейско-окского возраста толщиной 100-584 м, открыты месторождения Кенкияк-Кокжидинское, Башенкольское и Кожасайское, а признаки нефти в керне отмечены на Арансае, Бозобе, Блаксае, Жанатане I и II, Восточном Тортколе и Восточном Тобускене.

Проведенными нефтегазопоисковыми работами скопления УВ в разновозрастных карбонатных породах установлены в северных частях Жанажольской и Кенкиякской ступеней вблизи карбонатных бортовых уступов, граничащих с нижнепермскими продуцирующими песчано-глинистыми нефтегазоносными отложениями и ранее располагавшихся непосредственно у древних областей питания подземных вод.

Материалы региональных сейсмических исследований КМПВ, MOB и МОГТ, выполненных в последние годы в широтном направлении через Аккумскую (Темирскую) зону сводовых поднятий в северной части Кенкиякской и Коздысайской ступеней, показывают, что вдоль бортового уступа по КТ-II линейно располагаются перспективные подсолевые поднятия Аккум, Бактыгарын, Арансай, Аккудук, Северный Аккудук, Аккемир и другие, где в ближайшие 2-3 года будет осуществляться бурение параметрических и поисковых скважин глубиной 5250-5500 м для уточнения глубинного строения и выяснения нефтегазоносности подсолевых терригенных и карбонатных пород.

Значительные объемы глубокого бурения будут предусмотрены для выяснения нефтегазоносности артинско-верхнегжельских и более древних песчано-глинистых отложений на поднятиях Жаркамысского выступа байкальского фундамента - Восточном Акжаре, Коздысае и других, а также на поднятиях Аккемире, Караулкельды и Шубаркудук Шубаркудукской ступени скважинами глубиной 5500-6500 м. В связи с дефицитом подготовленных поднятий по подсолевым отложениям возникает необходимость продолжить изучение поднятий Шотыколь, Итассай, Коэдысай, Кандагачское, Джурун, Жилансаид, Байжарык и других Кенкиякской ступени, где после интерпретации сейсмических данных целесообразно заложить скважины глубиной до 5500 м для выяснения нефтеносности подсолевых песчано-глинистых, карбонатных и подстилающих их отложений.

Нефтегазоносность средневизейско-верхнедевонских терригенных образований на поднятиях Тортколь, Акжар, Северный Акжар, Жанатан I, Кожасай и Башенколь (в песках Кокжиде) будет оцениваться по результатам бурения скважин глубиной 5250-7000 м. На наш взгляд, весьма целесообразно бурить параметрические скважины глубиной 5500 м на площадях Жилансаид, Джурун, Восточный Аккемир, Урихтау, Жанажол, Кенкияк и других для изучения литолого-фациального состава и выяснения нефтегазоносности высокоперспективных средневизейско-верхнедевонских отложений, где могут быть открыты новые залежи нефти и газа.

На Приилекской ступени Троицкого выступа дорифейского фундамента (северо-восточная часть Прикаспийской впадины) для оценки нефтеносности подсолевых карбонатных пород параметрическая скв. 2 на площади Кобланды будет углублена до 6200 м, а на поднятии Тамды начнется бурение новой скважины глубиной 5500 м. Нам представляется, что к северу от этих площадей, на прилегающих к Оренбуржью участках, где кровля подсолевых пород воздымается до 4000 м, необходимо пробурить параметрическую скважину глубиной 5500 м, так как поблизости от Илекско-Яйсанского краевого шва вся Приилекская ступень может оказаться продуктивной.

Таким образом, прирост запасов нефти и газа на восточной окраине Прикаспийской впадины в течение двух-трех лет (Актюбинская, Кенкиякская и Жанажольская экспедиции) может быть получен из КТ-II у карбонатного бортового уступа Аккумской зоны на указанных выше поднятиях и вдоль Ащисайского регионального разлома, а также на гипсометрически приподнятых участках подсолевых пород, примыкающих к разлому, из артинско-верхнегжельских и средневизейско-верхнедевонских песчано-глинистых отложений в пределах поднятий Кенкиякской, Коздысайской и Шубаркудукской тектонических ступеней.

Наряду с этим необходимо расширить фронт нефтепоисковых работ с выходом в новые перспективные районы, обрамляющие восточную часть Прикаспийской впадины, - в Верхнеэмбинскую миогеосинклиналь (по Р.Г. Гарецкому) с ориентацией поисков на нижне-среднепалеозойские платформенные комплексы под покровами гипербазитов и в восточную приподнятую часть Актюбинского периклинального прогиба на карбонатные и нижележащие терригенные платформенные отложения (рисунок).

Региональные сейсмические исследования КМПВ, MOB и МОГТ, проведенные по широтным профилям через Актюбинский прогиб с выходом в Сакмарско-Уралтаускую зону, показали, что в разрезе подсолевого осадочного чехла по степени дислоцированности четко выделяются два структурных комплекса пород.

Нижний толщиной до 5,5 км слабо дислоцирован, типичен для платформенных пород. В его разрезе сейсморазведкой МОГТ установлено несколько субпараллельно залегающих и пока еще не стратифицированных отражающих горизонтов широкого площадного распространения. Верхние полого залегающие горизонты, по-видимому, приурочены к карбонатной толще раннемосковского-поздневизейского возраста и к средневизейско-верхнедевонским терригенным отложениям, а нижние - к более древним породам.

Верхний комплекс среднемосковского-артинского возраста располагается между сейсмическими горизонтами П₁(а) и  и отвечает орогенному этапу формирования Уральской складчатой системы. Он сильно дислоцирован вследствие кратковременного стресса, возникшего со стороны Уральской складчатой системы, и образует изоклинальные складки с тектоническими нарушениями и шарьяжами на западных крыльях (Петропавловская, Бестамакская и др.). Складки группируются в 4-6 тектонических линий субмеридионального простирания с пологими синклиналями между ними.

По данным сейсморазведки КМПВ, МОГТ, MOB и глубокого бурения наблюдается блоковое строение подсолевого осадочного чехла и поверхности байкальского фундамента Актюбинского прогиба, который глубинным разломом разделен на восточную и западную части. В восточной части в полосе между Сакмарским региональным надвигом и меридианом западнее складок Жилянская и Подгорненская оба комплекса пород гипсометрически значительно приподняты - кровля нижнего залегает в интервале глубин 2900-4000 м и образует пологие перегибы, слоев, а терригенные артинско-верхнекаменноугольные породы верхнего комплекса на ряде участков выходят на дневную поверхность (Жилянская, Петропавловская, Александровская, Белогорская, Борлинская и др.) или близко подходят к ней (Подгорненская, Жангинская). В западной части прогиба, к западу от складок Жилянская и Подгорненская, кровля пород верхнего комплекса резко погружается до 1790- 2650 м, а нижнего - находится на глубине 5200 м и более.

Многолетние поиски залежей нефти и газа в песчано-глинистых отложениях орогенного комплекса на складках Актюбинского прогиба не привели к открытию скоплений УВ, хотя на некоторых площадях при бурении скважин на глубине до 3200 м наблюдались различной интенсивности проявления и притоки нефти и газа (Подгорненская, Жилянская, Петропавловская и др.) в широком стратиграфическом диапазоне - от кунгурского яруса до верхнего карбона включительно. В настоящее время установлено, что орогенный комплекс пород в восточной части Актюбинского прогиба малоперспективен для открытия скоплений УВ [2].

Новым направлением нефтегазопоисковых работ в этом прогибе должны быть поиски залежей нефти и газа в платформенных карбонатных породах, которые промышленно нефтегазоносны на прилегающих участках Оренбуржья и восточной прибортовой зоны Прикаспийской впадины [3].

Материалы MOB и МОГТ показывают, что КТ-Н в прибортовой зоне впадины распространяется к северу в приподнятую часть Актюбинского прогиба, где простирается до Синтасской складки, в своде которой обнажается на дневной поверхности. При этом кровля КТ-II на юге прогиба находится на глубине 2500-4200 м, что значительно ниже, чем на Кенкиякском нефтяном месторождении, где она залегает на глубине 4298-4420 м, а ВНК расположен на отметке -4211 м [3]. Если учесть, что КТ-II в восточной прибортовой зоне впадины и Актюбинском прогибе представляет собой единый палеошельфовый карбонатный массив, то в пределах последнего значительная толщина КТ-II зафиксирована гораздо выше зоны ВНК и здесь возможны скопления нефти и газа в породах со вторичными коллекторами. Поэтому перспективные в нефтегазоносном отношении карбонаты уже сейчас должны быть вовлечены в глубокое параметрическое и поисковое бурение. Подстилающие КТ-II песчано-глинистые отложения нижнего карбона - верхнего девона выходят на поверхность в Зилаирском синклинории, расположенном к северу от Актюбинского прогиба, и вскрыты скважинами в Сакмарско-Уралтауской зоне и северо-восточном углу прибортовой зоны впадины на площади Жилансаид. Геохимические исследования их на площадях Верхнеэмбинской миогеосинклинали (Изембет, Чиилийская) и прибортовой зоны впадины (Кожасай и др.) показали, что глинистые разности отлагались в восстановительных условиях, содержат повышенные концентрации Сорг, РОВ сапропелевого типа со степенью катагенеза МК₁-МК₂ и СББ при низком значении ХБ. Это свидетельствует о том, что глинистые отложения, подстилающие карбонаты, являются продуцирующими. Учитывая общие условия геологического развития и процессов седиментации осадков в пределах единого раннепалеозойского Эмбинского перикратонного прогиба, существовавшего в раннем карбоне - позднем девоне и в более древнее время в пределах современных границ восточной прибортовой зоны впадины, Верхнеэмбинской миогеосинклинали и Актюбинского прогиба, можно допустить, что и в пределах последнего глинистые отложения также были нефтепродуцирующими. Признаки нефти в песчано-глинистых породах нижнего карбона – верхнего девона отмечались в своде Изембетского поднятия на глубинах 325-1200 и 1610-1616 м в виде запаха и пропитанности пород нефтью, а также на площадях Михайловская и Жилансаид. X.С. Розман (1970 г.) в разрезе киинской свиты верхнего девона обнаженной части Сакмарско-Уралтауской зоны среди глинисто-кремнистых сланцев выделила пачки битуминозных горючих сланцев толщиной 13-15 м с высокой продуцирующей способностью.

Таким образом, карбонатные и подстилающие их песчано-глинистые отложения восточной части Актюбинского прогиба представляют большой интерес для открытия скоплений УВ. Проведенные в южной части прогиба исследования МОГТ на участке складок Подгорненская, Жангинская, Белогорская и других (К.Е. Фоменко и др., 1982 г.) позволили в разрезе подсолевых отложений конкретизировать ряд отражающих горизонтов широкого площадного распространения (П₁ - кровля артинских пород, - кровля сакмарских,  - поверхность верхнекаменноугольных,- условный горизонт в толще среднего карбона, скорее всего кровля карбонатных пород, С₁? - условный горизонт нижнего карбона). При этом между горизонтами П₁ и развиты сильнодислоцированные отложения, участвующие в эжективной складчатости, а междуи С₁? наблюдается спокойное платформенное залегание пород. Подобные сейсмические материалы в Актюбинском прогибе получены впервые. В этой связи на юге прогиба необходимо в самое ближайшее время провести работы МОГТ в комплексе с КМПВ по широтным профилям для уточнения глубинного строения, структурных планов и глубины залегания перспективных карбонатных и подстилающих терригенных отложений, а также пробурить опережающую параметрическую скважину на Жангинской площади глубиной 5500 м. Проведение в ней ВСП и СК позволит получить надежные сейсмические параметры (пластовую скорость и т. д.) для изучения глубинного строения восточной части прогиба, выполнить стратиграфическую привязку выявленных отражающих горизонтов для более эффективного изучения территории сейсморазведкой МОГТ при подготовке структур под глубокое бурение, выяснить перспективы нефтегазоносности вскрытого разреза.

Верхнеэмбинская миогеосинклиналь в погруженной части Сакмарско-Уралтауской зоны, расположенная к востоку от Ащисайского краевого шва, характеризуется сложным глубинным строением [1] и выполнена нижне-среднепалеозойскими отложениями, перекрытыми покровами гипербазитов среднедевонского возраста, которые залегают, по-видимому, на платформенных нижнедевонских - ордовикских терригенных и карбонатных образованиях общей толщиной до 3000 м, широко распространенных в обнаженной части Сакмарско-Уралтауской зоны, и перекрываются миогеосинклинальным комплексом нижнего карбона - верхнего девона (изембетская серия), дислоцированным в позднем палеозое.

Кроме ранее известных покровов гипербазитов - Михайловского, Кандыкольского и Кокпектинского - в последние годы работами геологов Запказгеологии здесь были выявлены новые покровы небольших размеров меридионального простирания. Как известно, А.В. Пейве в своих многочисленных работах убедительно показал, что в различных структурных зонах под покровами гипербазитов обычно залегают недислоцированные породы, а в Верхнеэмбинской миогеосинклинали - слабодислоцированные отложения, что доказано сейсморазведкой КМПВ. В пределах миогеосинклинали выше поверхности фундамента (преломляющий горизонт Ф с граничной скоростью 6,3- 6,8 км/с) залегает второй преломляющий горизонт с v_г=6,4 км/с, образующий пологие перегибы и, видимо, приуроченный к поверхности карбонатов ордовикской системы, перекрытых терригенными породами среднего палеозоя.

Признаки нефти в подпокровных отложениях силура и ордовика известны в Сакмарско-Уралтауской зоне. На междуречье Айтпайка и Егенды-Сай в пробуренных скважинах в интервале глубин 120-358,7 м трещины и каверны в мраморах и мраморовидных известняках ордовика и в габбро нижнего силура, по данным Е. Кима, были заполнены высоковязкой нефтью. Это свидетельствует о том, что в Верхнеэмбинской миогеосинклинали в синхронных отложениях возможны залежи нефти и газа, ибо она располагается в тектонически менее активном по сравнению с обнаженной частью районе. В Сакмарско-Уралтауской зоне под воздействием тектонических напряжений при формировании Уральской складчатой системы нефтесодержащие отложения были дислоцированы и метаморфизованы при этом залежи УВ не сохранились, а сами нефти, выведенные в зону аэрации, подверглись физико-химическому разрушению и превратились в высоковязкие.

На Изембетской складке в скв. 6 из кровли гипербазитов (1770-1776 м) был получен приток углеводородного газа, содержащего (%): метана 87,1, этана 5,1, пропана 1,7, бутана 0,8, пентана 0,9, азота 4,2 и углекислого газа 0,2. На площади Кокпекты в трещинах гипербазитов в своде складки зафиксирована капельно-жидкая окисленная нефть.

Нам представляется, что признаки нефти и газа в гипербазитах вторичные и свидетельствуют о нефтегазоносности ниже- и среднепалеозойских отложений под покровами гипербазитов, а в последние они проникли в результате вертикальной миграции. По данным В.И. Абатурова и В.Ф. Коробова, в разрезе некоторых свит ордовика, нижнего силура и девона Сакмарско-Уралтауской зоны отмечаются прослои различной толщины битуминозных глинисто-кремнистых и глинистых сланцев и линзы битуминозных известняков, которые могли быть нефтепродуцирующими. Поэтому проведение в Верхнеэмбинской миогеосинклинали комплексных сейсмических работ КМПВ и МОГТ для изучения глубинного строения и литолого-фациальных условий подпокровных платформенных отложений, определения толщины гипербазитов с последующим бурением параметрических скважин с целью выяснения нефтегазоносности отложений нижнего карбона - верхнего девона и нижнего девона - ордовика вполне оправдано.

Выход нефтегазопоисковых работ за пределы восточной части Прикаспийской впадины в Актюбинский периклинальный прогиб и в Верхнеэмбинскую миогеосинклиналь расширит перспективную территорию поисковых работ для открытия новых скоплений УВ на глубине до 5 км в обжитых районах Актюбинской области.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гарецкий Р.Г., Дальян И.Б. Глубинное строение Западного и Южного Приуралья в связи с перспективами нефтегазоносности. - В кн.: Тектоника и магматизм Южного Урала. М., 1974, с. 185-192.

2. Дальян И.Б. Глубинное строение и перспективы нефтегазоносности Актюбинского периклинального прогиба.- Нефтегаз. геол. и геофиз., 1982, вып. 1, с. 17- 19.

3. Нефтегазоносность карбонатных пород Восточного Прикаспия / И.Б. Дальян, Ю.М. Гридасов, С.И. Дубовенко, А.С. Посадская. -Сов. геология, 1984, № 9, с. 13-17.

Рисунок Схема расположения структурных элементов восточной части Прикаспийской впадины и ее обрамления.

а - краевые швы, ограничивающие восточную часть впадины; б - прочие глубинные разломы; в - границы структурных элементов; г - территории, рекомендуемые для нефтегазопоисковых работ. Тектонические ступени (цифры в кружках): 1 - Жанажольская, 2 - Кенкиякская, 3 - Коздысайская, 4 - Шубаркудукская, 5 - Приморская зона поднятий; I - Актюбинский периклинальный прогиб; II - эвгеосинклинальная зона Урала; III - Верхнеэмбинский синклинории; IV - Южноэмбинская миогеосинклиналь; V - Урало-Илекская седловина; VI - Соль-Илецкий выступ дорифейского фундамента