К оглавлению

УДК 553.98.061.15:551.73(470.46)

О формировании скоплений УВ в подсолевых отложениях северо-восточной части побережья Каспийского моря

В.Н. МИХАЛЬКОВА, К.Г. АГЗЯМОВ (ВолгоградНИПИнефть)

Рассматриваемая территория охватывает юго-восточный сегмент Прикаспийской впадины. В ее пределах по подсолевым отложениям отчетливо выделяется Каратон-Тенгизская зона поднятий субмеридионального простирания, огибающая Каспийское море с востока (рис. 1). С севера эта зона через Чапаевскую структурную террасу сочленяется с Гурьевским палеосводом, отчетливо прослеживаемым в современном структурном плане на уровне терригенных отложений девона и фундамента (рис. 2, а), а на юге - через Северо-Култукскую террасу - с Южным валом.

К настоящему времени разведочное бурение на подсолевые отложения проведено во всех геоструктурных зонах, исключая Гурьевский свод. В итоге открыто Тенгизское нефтяное месторождение, приуроченное к карбонатным породам среднего и нижнего карбона. Степень заполнения подсолевого резервуара нефтью высокая, видимая уже на уровне замка. Залежи нефти с газовой шапкой установлены также в серпуховских отложениях на площадях Пустынная и Тажигали. В то же время на структурах Кара-тон с надежной соляной покрышкой и Южной, расположенной на Южном валу, где соль отсутствует, на тех же стратиграфических и гипсометрических уровнях вскрыты водонасыщенные пласты.

С целью выяснения причин, обусловивших различный характер флюидального насыщения подсолевых отложений, слагающих карбонатные массивы, нами реконструировано развитие рассматриваемой территории в послетриасовое время, когда сформировались подсолевые природные резервуары, а породы, слагающие их, погрузились на достаточно большие глубины, которым соответствовали условия, благоприятные для генерации жидких УВ. При этом учитывалось, что формирование структур имело длительную историю. На раннее проявление структурно-формирующих движений указывает и наличие рифогенных образований, а также несогласное залегание среднекаменноугольных пород на нижнекаменноугольных. Окончательное же оформление морфологии палеоструктур этого района произошло на границе карбон - нижняя пермь. Существование крупных ловушек к этому периоду создавало предпосылки для формирования палеоскоплений УВ. Однако крупнейший предартинский размыв, продолжавшийся 30-45 млн. лет (Н.Т. Айтиева, 1985 г.), вероятно, разрушил их. На следы миграции указывает повышенная битуминозность первичного порового пространства пород.

В последующий период благоприятные для аккумуляции УВ условия создались после накопления мощной соленосной толщи, в заключительный этап герцинского тектогенеза. По этой причине нами и выбран для анализа более поздний период развития осадочного покрова, определивший перспективы нефтегазоносности территории.

При палеотектоническом анализе учитывалось, что распределение толщин надсолевых отложений контролировалось, с одной стороны, глубинными процессами, с другой - гравитационной неустойчивостью соли. Последняя привела к дифференциации поверхности соли, вследствие чего, толщины синхронно накапливавшихся надсолевых отложений резко менялись по площади. При анализе за основу принято, что в любой точке величина отклонения толщины изучаемой части разреза от регионального фона будет равна обратной величине изменения толщины соли за время накопления этой части разреза. Региональный фон определялся по характеру распределения толщин надсолевых отложений в межкупольных зонах, так как в их пределах после полного выжимания соли галокинез не влияет на это распределение. Из анализа изменения толщин пород следует, что такой момент, совпадающий с окончанием главной фазы галокинеза, на рассматриваемой территории наступил в среднем триасе. Это фиксируется довольно выдержанными толщинами верхнетриасовых отложений как над куполами, так и в мульдах. В конце триаса завершается регрессивный цикл компенсационного осадконакопления и полностью затухает проявление герцинского тектогенеза. Благодаря сочетанию действия указанных факторов, рассматриваемая территория приобрела к концу триаса облик плоской равнины. Палеопрофиль построен путем суммирования толщин пермо-триаса и кунгура. Причем фактическая толщина последнего рассматривалась с помощью графиков роста соляных структур, совмещенных с профилями (рис 2, б). Кривая М отражает региональный фон изменения толщин надтриасового комплекса, а кривая т - фактическое распределение толщин этого же комплекса. Разница между их значениями в данной точке (скважине) характеризует величину влияния на осадконакопление фактора, вызванного гравитационной неустойчивостью соли. Отрицательное значение этой величины означает, что в данной точке за послетриасовый период произошел рост соляной структуры, а положительное заключается в выжимании соли. Эта величина вводилась как поправка в значение толщины соли на современном этапе, что дало возможность определить ее соответствующую величину на конец триаса, которая нанесена на палеопрофиль.

В результате этих реконструкций оказалось, что позднетриасовый и современный структурные планы подсолевой поверхности совпадают, отличаясь лишь тем, что региональный наклон в северном направлении (к центру впадины) в позднем триасе был больше, чем в современном: соответственно отмечалось иное гипсометрическое положение подсолевых отложений. Так, Приморский вал располагался в то время почти на 1000 м, а Королевское поднятие на 500 м ниже, чем Тенгизское, которое в свою очередь, на 500 м ниже, чем Южное, В современном плане эти структуры находятся на примерно одинаковых гипсометрических уровнях (см. рис. 2, а). Это указывает на то, что сформировавшиеся в герцинский этап тектогенеза подсолевые локальные структуры сохранились без изменения до настоящего времени, и в то же время на то, что рассматриваемая территория на отдельных ее участках погружалась в разные периоды с неодинаковой интенсивностью.

Характер этого погружения наглядно может быть показан на графиках формирования поверхности толщ разного возраста (рис. 3). С их помощью можно выяснить историю тектонического развития района даже при недостаточном числе пробуренных скважин. Графический анализ показывает, что начиная с позднего триаса Каратонский участок погрузился на 2000 м, Тенгизский - на 2800 м на севере и 3000 м на юге, Южный - на 3300 м (см. рис. 3, а).

Такой характер дифференцированного прогибания подсолевой толщи позволяет выявить условия размещения в ней скоплений УВ и объяснить различный характер флюидонасыщения подсолевых структур. Как видно, в течение продолжительного времени, охватывающего мезозой, наиболее высокое гипсометрическое положение подсолевого природного резервуара отмечается на Тенгизском участке, что обеспечивало длительный подток к нему УВ.

Необходимо отметить, что на Южной площади при выделении природного резервуара исключены отложения среднего карбона, так как здесь они являются непроницаемыми. В связи с этим наиболее достоверно развитие подсолевого природного резервуара данного региона отражает график формирования кровли окских отложений (см. рис. 3, б), из которого видно, что они в пределах Южной площади в течение всего анализируемого времени располагались ниже, чем на Тенгизской. Подсолевые образования Каратонской площади заняли благоприятный для нефтенакопления гипсометрический уровень лишь в палеогене, а возможность перетока нефти в ловушку из Тенгизского и Королевского поднятий контролировалась их значительными амплитудами. В силу этого в подсолевые резервуары Приморского вала могла мигрировать лишь нефть из коллекторов, залегающих ниже замков этих поднятий. Положение замков, по-видимому, не ограничивается подсолевой поверхностью, а определяется толщиной пород запирающих фаций, переотложенных и накопленных преимущественно в артинский этап структуроформирования. Такие породы вскрыты в скв. 3 и 10 Тенгиз, расположенных на северном склоне поднятия. На наличие их указывают также результаты гравиметрических исследований и сейсморазведочных работ по тотальной системе наблюдений.

Все это и определило различную степень заполнения ловушек в пределах Приморского вала. Притоки УВ получены здесь на площадях Тажигали и Пустынная, расположенных выше Каратонской, где пласты-коллекторы нижнего карбона оказались водонасыщенными. Следовательно, перспективы Приморского вала можно связать со структурами, где подсолевой разрез находится выше кровли подсолевого резервуара на Каратонской площади.

Таким образом, процессы нефтенакопления рассматриваемой территории контролировались гипсометрическим положением пород-коллекторов Тенгизского участка, когда он занимал наиболее высокие отметки и имел соответствующую морфологическую выраженность.

В последующее время условия локализации скоплений нефти определялись положением и морфологией подсолевых резервуаров, а сохранность УВ - наличием непроницаемой соляной покрышки. Благоприятными в этом отношении структурными условиями характеризуется территория, где по внутриподсолевым горизонтам выделяется Гурьевский свод, который можно рассматривать как область аккумуляции преимущественно газообразных УВ, мигрирующих сюда по восстанию слоев. Наглядно это видно из графика формирования горизонта П₃ (см. рис. 3, в).

Установленные особенности тектонического развития рассматриваемой территории в послетриасовое время и связанные с ними закономерности размещения скоплений УВ в верхнедевонско-нижнекаменноугольном комплексе дают возможность наметить новые направления поисково-разведочных работ на подсолевые отложения. К ним следует отнести Северо-Култукскую террасу, где весьма вероятно обнаружение залежей нефти, контролируемых ловушками различного генезиса, и Южный вал в районах развития соляной покрышки.

Рис. 1. Схема тектонического районирования северо-восточной части побережья Каспийского моря:

1 - валы, 2 - Гурьевский свод по терригенным отложениям девона, 3 - подсолевые поднятия по замкнутой изогипсе, 4 - Южно-Эмбинский мегавал по отложениям карбона, 5 - границы между валами в пределах более крупного тектонического элемента, 6 - линия геологического разреза. Валы по подсолевым отложениям: I - Приморский, II - Королевско-Тенгизский, III - Южный. Поднятия: а - Пустынное, б - Тажигали, в - Каратонское, г - Королевское, д - Тенгизское, е - Огайское, ж - Южное

Рис. 2. Геологический профиль (а) и график роста соляных структур (б):

1 - тектонические нарушения, 2 - соль. Распределения толщин надтриасового комплекса: М - региональный фон, m -фактические значения

Рис. 3. Графики формирования подсолевой поверхности (а), поверхности нижнего карбона (б) и терригенного девона (в).

Валы: 1 - Южный, 4 - Приморский; поднятия: 2 - Тенгизское, 3 - Королевское; 5 - Гурьевский свод