К оглавлению

УДК 553.98.041:551.73(574.14)

Перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений запада Туранской плиты

A.И. ДИМАКОВ, К.В. КРУЧИНИН, В.П. ТРУНОВ (ВНИГРИ), B.В. КОЗМОДЕМЬЯНСКИЙ, Б.И. ТИТОВ (Мангышлакнефтегеофизика)

Скопления УВ и нефтегазопроявления установлены по всему разрезу осадочного чехла рассматриваемой территории. Они концентрируются в пяти нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных комплексах (НГК). Наибольшей продуктивностью обладают юрский и меловой НГК платформенного чехла. Однако в связи с достаточно хорошей изученностью их геофизическими методами и глубоким бурением, а также исчерпаемостью фонда локальных антиклинальных структур возможности обнаружения здесь крупных скоплений нефти и газа незначительны. Новый перспективный объект поисков скоплений УВ - доюрские отложения, обособляемые большинством геологов в самостоятельный промежуточный структурный комплекс (ПСК). Последний широко распространен и обладает большой мощностью отложений. В этом ПСК выделяются два подкомплекса - палеозойский и верхнепермско-триасовый. Сейчас поисково-разведочные работы направлены в основном на верхнепермско-триасовые отложения, в которых уже открыто 15 месторождении и промышленных притоков УВ.

Весьма важно с практической и научной сторон хотя бы предварительно оценить перспективы нефтегазоносности нижнего палеозойского подкомплекса, изученного еще крайне слабо. Этот подкомплекс почти повсеместно глубоко погружен и вскрывается скважинами на отдельных приподнятых участках лишь до отложений верхнего девона [1]. На Северном Устюрте и п-ове Бузачи он сложен в основном терригенно-вулканогенными и карбонатными породами девона, карбона и нижней перми. Среди них широко развиты морские относительно глубоководные карбонатно-глинистые и мелководные органогенные карбонатные образования, сформировавшиеся в основном в восстановительных условиях и содержащие значительную примесь РОВ и битумоидов. Среди карбонатов широко развиты рифогенные разности; известняки местами содержат гипс и ангидрит. Терригенные отложения представлены в основном кремнисто-глинистыми темноцветными породами с подчиненными прослоями микрозернистых песчаников [3]. Углы наклона слоев достигают 15-20, а часто 45-60°. Структура палеозойского подкомплекса изучена слабо, но в целом его толщи дислоцированы, судя по всему, сильнее, чем вышележащие верхнепермско-триасовые (рис. 1).

Из-за сильной уплотненности пород гранулярные коллекторы практически отсутствуют, а емкостные и фильтрационные свойства их связаны главным образом с вторичным выщелачиванием и тектонической трещиноватостью. Рифогенные и другие органогенные известняки обладают наилучшими коллекторскими свойствами, которые с глубиной во многих случаях улучшаются за счет появления вторичных пор и каверн. Для палеозойских толщ - возможных резервуаров УВ - региональной покрышкой может служить широко развитая мощная пестроцветная нижняя толща верхнепермско-триасового подкомплекса. Максимальные мощности палеозоя на Южно-Эмбинском поднятии до 9000 м, Северо-Бузачинском своде и Центрально-Бузачинском вале до 5000 м. По данным МОГТ и КМПВ в Западном Приаралье мощность их 2000-4000 м, а в центре Северо-Устюртской впадины она значительно сокращается [1, 4]. В целом в пределах Бузачинско-Северо-Устюртской области палеозойские отложения выполняют глубокие грабенообразные прогибы (тафрогены), приуроченные к окраинам одноименного массива фундамента.

Распространение палеозойских отложений к югу от рассмотренной области почти не изучено. Известно, что в Центрально-Мангышлакско-Устюртской системе дислокаций по геофизическим данным на долю палеозойских пород приходится 5000-6000 м разреза [5]. Однако здесь они имеют ограниченное распространение. Приведенные мощности завышены за счет резкого увеличения мощности верхнепермских пород (до 8000 м), составляющих с ними единый подкомплекс, выполняющий Центрально-Мангышлакский тафроген. Далее к югу на территории Беке-Башкудукского вала и Жетыбай-Узеньской ступени верхняя часть палеозойских отложений вскрывается единичными глубокими скважинами, а их общая мощность равна 2000-3000 м. Еще южнее, в осевой части Южно-Мангышлакского прогиба, палеозойские толщи, судя по комплексу геофизических данных, либо отсутствуют, либо развиты спорадически. Вновь широкое развитие палеозойских отложений обнаруживается на южном борту этого прогиба - в пределах Песчаномыско-Ракушечного свода и Аксу-Кендырлинской структурной зоны, лежащей на простирании Туаркырского поднятия. Здесь разрез палеозойского подкомплекса представлен довольно однообразной, сильно дислоцированной и постседиментационно преобразованной (до начальных стадий зеленосланцевой стадии метаморфизма) песчано-алевролитово-глинистой толщей мощностью 2000-2500 м[12]. Далее вверх по склону Карабогазского массива палеозойские образования, уменьшаются в мощности до полного выклинивания. Таким образом, типичные конседиментационные структуры на западе Туранской плиты - тафрогены, грабенообразные впадины, горстообразные поднятия, реже субизометричные впадины, а также крупные массивы. Наиболее крупные массивы - Северо-Устюртский и Карабогазский - приурочены к северной и южной окраинам территории. На палеозойском этапе они занимали устойчивое приподнятое положение. Центральная же часть запада Туранской плиты, заключенная между указанными массивами, характеризуется мобильным тектоническим развитием. Она представлена чередованием протяженных тафрогенов, грабенообразных прогибов и сопряженных с ними горстообразных поднятий, образующих систему с четко выраженной субширотной ориентировкой. Отрицательные структуры (Южно-Эмбинский, Центрально-Мангышлакский авлакогены и др.) отличаются глубоким прогибанием, большой мощностью осадков, вулканизмом и в большинстве случаев инверсией в конце развития. В результате чего на последующих этапах они в большинстве своем развивались как положительные структуры.

Основанием для выделения палеозойского перспективного НГК служат установленные в его отложениях нефтепроявления и промышленные залежи УВ на северном склоне Южно-Эмбинского поднятия (площади Табынай, Тенгиз и др.), Аламбек-Куанышском валу Северо-Восточного Устюрта (Центральный Кушкаир, Северный Караумбет, Восточный Каракудук, Северный Мынсуалмас), п-ове Бузачи и Южном Мангышлаке (Саура, Жиланды, Оймаша).

Палеозойский подкомплекс характеризуется наличием достаточно мощных, широко развитых по площади нефтегенерирующих толщ. Судя по высокой степени катагенеза РОВ и зрелости битумоидов, на Северо-Бузачинском и Южно-Эмбинском поднятиях главная фаза нефтегазообразования верхнедевонскими породами уже пройдена. И в целом можно сказать, что палеозойские образования, по-видимому, в значительной мере исчерпали свои нефтегенерационные способности.

В разном объеме палеозойские отложения распространены практически на всей рассматриваемой территории. Несмотря на то, что местами они подвержены значительным изменениям, в них присутствует достаточное количество РОВ (Песчаномыско-Ракушечный блок), чтобы вмещающие их породы могли генерировать и отдавать нефть [10].

В интенсивно разрушенных гранитах, прорывающих палеозойские сланцы, открыто Оймашинское нефтяное месторождение, а из самих сланцев получены непромышленные притоки УВ [11].

В связи с большой мощностью нефтегазогенерирующих толщ в разрезе палеозойского подкомплекса его продуцирующий потенциал оценивается очень высоко [3, 4, 8]. В то же время вывод о генетическом единстве нефтей всех НГК Южного Мангышлака позволяет Н.А. Крылову [7] и другим геологам считать эти толщи основным источником УВ для всей рассматриваемой области, а главными областями генерации и эмиграции - наиболее глубокие и крупные палеозойские прогибы.

В кровле фундамента диапазон изменения температур - довольно значителен. Минимальные их значения (около 100 °С) определены в восточных частях Центрально-Устюртского горста, максимальные (до 350-400 °С) - в восточных частях Каратауского поднятия и Беке-Башкудукского мегавала. Состояние теплового поля определяется, таким образом, глубиной залегания кровли фундамента. Предполагается, что на п-ове Бузачи и Северном Устюрте температура пород в нижней части осадочного чехла не превышает 200 °С, т. е. в них сохраняются благоприятные термические условия для генерации, скопления и сохранности УВ нефтяного ряда. В этих районах до глубины 7 км возможно преимущественно нефтенакопление, а в расположенной ниже части - газонакопление [7],

Наряду с рассмотренными основными условиями формирования месторождений нефти и газа - высокий генерационный потенциал отложений, наличие качественных локальных и региональных покрышек, благоприятные катагенетические условия преобразования ОВ - должен учитываться структурный фактор, являющийся важнейшим. Вопрос о времени формирования палеозойских структур и соответствии его фазам активного нефте- и газообразования в палеозое практически не изучен. Однако можно предполагать, что цикл активного углеводородообразования приходится на окончание палеозойского интенсивного прогибания - начало инверсии тектонических движений, с которой обычно связывается время заложения и развития региональных и локальных структур. Имеющиеся данные позволяют считать, что и это условие способствовало процессу формирования скоплений УВ в палеозойском подкомплексе.

Последующие циклы активной генерации нефти и газа (конец триаса, поздний мел-палеоген) накладывались на уже сформировавшуюся продуктивность палеозойского комплекса. Это приводило, очевидно, к перераспределению продуктивности за счет оживления вертикальных и горизонтальных перемещений УВ, протекавших по-разному в различных структурных зонах. В процессе формирования продуктивности недр в современном ее виде, как показали исследования, большое значение играли послетриасовые тектонические движения. Основные этапы образования скоплений УВ в платформенных отложениях южной части рассматриваемой территории - позднемеловой и палеогеновый. С неотектоническим этапом связано разрушение ранее образовавшихся залежей и месторождений [2, 9]. Практически здесь доказана смешанная продуктивность юрского и мелового НГК, обязанная как собственным источникам УВ, так и вертикальным подтокам УВ из нижележащих комплексов в момент вертикальных движений.

Послетриасовые тектонические движения на Северном Устюрте и Кокумбайской ступени проявились в весьма ослабленном виде, что объясняет наблюдающуюся незначительную продуктивность платформенных НГК. Естественно поэтому считать, что основная продуктивность здесь будет связана с палеозойскими отложениями. Поиски промышленных скоплений УВ в палеозойском перспективном ГНК затруднены в связи с глубокой его погруженностью, общей слабой изученностью, а также отсутствием уверенно прослеживаемых проницаемых толщ.

С целью выяснения структуры комплекса необходима постановка систематических работ МОГТ и КМПВ в первую очередь на Байчагырской и Арыстановской антиклиналях, в Барсакельмесской, Колтыкской и Колтыкско-Бегешской депрессиях, где палеозойские отложения залегают на относительно небольших глубинах. Для уточнения характера распространения палеозойских образований к северо-западу от Барсакельмесской депрессии, где уже выявлены промышленные скопления УВ, представляется целесообразным отработать сейсмический профиль по линии Комсомольская-Аламбек и поперечный профиль по линии Арыстан-Торесай. Аналогичные работы следует провести на п-ове Бузачи и в смежной акватории Северного Каспия. Здесь палеозойские отложения, согласно данным геофизики и глубокого бурения, сходны с одновозрастными образованиями южной периферии Прикаспийской впадины. Благодаря крупному размыву в сводовых частях структур верхнепермско-триасовых толщ они доступны для бурения. Перспективные карбонатные палеозойские отложения, вероятно, развиты к северу от Бузачей, в районе сора Мертвый Култук, зал. Комсомолец и в прилегающей акватории Северного Каспия, где установлены Северо-Каспийское сводовое поднятие и Кулалинский вал. Здесь предлагается проведение работ МОГТ и КМПВ. С целью изучения разреза, стратиграфической привязки сейсмических горизонтов, а также нефтегазоносности рекомендуется бурение параметрической скважины с проектной глубиной 6000 м на Северо-Бузачинском сводовом поднятии, которая, возможно, вскроет полный разрез отложений палеозойского подкомплекса.

На Южном Мангышлаке на технически доступных глубинах должны быть опоискованы гранитные интрузии и палеозойские осадочные толщи в первую очередь в Песчаномыско-Ракушечной зоне поднятий, Кокумбайской ступени и на северном склоне Карабогазского свода. В пределах последнего на площади Атабурун уже находится в бурении параметрическая скважина. На Кокумбайской ступени выявлено несколько палеозойских структур, среди которых четыре достаточно крупные - Карасу, Караащи, Жарлы, Жетыарал (рис. 2). В западной части Жетыбай-Узеньской ступени сейсмическими работами установлена крупная Тортобинская (15Х6 км) палеозойская структура, на которой закладывается параметрическая скважина глубиной 4800 м для изучения стратиграфического разреза, литологического состава и нефтегазоносности палеозойских отложений.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дальнейшее направление нефтегазопоисковых работ на западе Туранской плиты в связи с условиями формирования скоплений углеводородов / А.И. Димаков, В.В. Грибков, М.С. Крайчик и др.- В кн.: Закономерности формирования скоплений нефти и газа в платформенных нефтегазоносных провинциях СССР. Л., 1985, с. 103-111.

2. Карцева О.А. Литологические и геохимические предпосылки перспектив нефтегазоносности доюрских отложений Устюрта и п-ова Бузачи.- Литол. и полезн. ископ., 1982, № 6, с. 98-112.

3. Кирюхин Л.Г. Проблемы нефтегазоносности доюрских отложений молодых плит.- Сов. геология, 1975, № 12, с. 5-15.

4. Козмодемьянский В.В. Структурный план доюрских отложений Мангышлака.- Геология нефти и газа, 1983, № 8, с. 49-52.

5. Кордус В.И. Геохимические особенности нефтей нового месторождения Каражанбас на п-ове Бузачи.- Труды ВНИГРИ. Л., 1976. вып. 384, с. 52-66.

6. Крайчик М.С. Геотермические критерии нефтегазоносности запада Туранской плиты.- Геология нефти и газа, 1983, № 7, с. 44-48.

7. Крылов Н.А. Геохимические критерии выделения нефтегазопроизводящих свит (на примере эпимезозойских плит юга СССР).- Обзор. Сер. нефтегаз. геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1979.

8. Крымгольц Е.Г., Жукова А.В. Формирование месторождений нефти и газа в юрских отложениях Южно-Мангышлакско-Устюртского района.- Изв. АН СССР. Сер. геол., 1981, № 12, с. 119-130.

9. Куприн П.Н. Магматические породы фундамента Южного Мангышлака. - Докл. АН СССР. Сер. геол., 1982, т. 264, № 2, с. 936-938.

10. Оруджева Д.С., Попков В.И., Рабинович А.А. Новые данные о геологическом строении и перспективах нефтегазоносности доюрских отложений Южного Мангышлака. - Геология нефти и газа, 1985, № 7, с. 17-22.

11. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений п-ова Бузачи и Северного Устюрта / В.В. Грибков, А.К. Калугин, М.Г. Аристаров и др.- Геология нефти и газа, 1981, № 5, с. 34-39.

12. Попков В.И., Япаскурт О.В., Демидов А.А. Породы фундамента юго-запада Туранской плиты.- Сов. геология, 1985, № 9, с. 106-113.

Рис. 1. Схема перспектив нефтегазоносности палеозойских образований запада Туранской плиты.

НГР: 1 - нефтегазоносные (I - Барсакельмесский, II - Песчаномыско-Ракушечный), 2 - возможно перспективные (III -Актумсукский, IV - Сегендыкско-Жетыбайский), 3 - малоперспективные (V - Байчагыр-Астауойский), 4 - с невыясненными перспективами, 5 - бесперспективные; контуры структур: 6 - I порядка, 7 - II порядка. 8 -III порядка, 9 - основные разломы; 10 - зоны отсутствия или малой мощности пермско-триасовых отложений; 11 - границы зон нефтегазоносности; 12 - месторождения: а - нефти, 6 - газа, в - промышленные притоки нефти

Рис. 2. Палеозойские поднятия Кокумбайской ступени (- сейсмический отражающий горизонт)