К оглавлению

УДК 55:551.73(574.12)

Модель геологического строения Арман-Елемесской зоны поднятий на юго-востоке Прикаспийской впадины

Б.А. СОЛОВЬЕВ, Н.И. НЕМЦОВ, О.С. ОБРЯДЧИКОВ, Н. Г. ЧЕРНЕЦКАЯ (ВНИГНИ), В. П. НИКОЛЕНКО (Казгеофизика), К.К. СУЕСИНОВ, К.М. ТАСКИНБАЕВ (Гурьевнефтегазгеология), Ж.У. ТАЛАЕВ (Эмбанефтегеофизика), А. КОЖАБАЕВ (Эмбанефть)

Анализ результатов поисково-разведочных работ на нефть и газ на территории Прикаспийской впадины позволил сделать вывод о высокой концентрации ресурсов УВ в карбонатных коллекторах подсолевого комплекса.

На юго-востоке впадины одними из последних были открыты Тенгизское и Королевское нефтяные и Тажигалинское газонефтяное месторождения. Они приурочены к крупным карбонатным массивам верхнедевонско-башкирского возраста. Восточнее, в пределах Южно-Эмбинского поднятия, развиты верхневизейско-нижнепермские карбонатные отложения. На сопредельной территории под кунгурской солью вскрыты преимущественно каменноугольно-пермские терригенные образования, характеризующиеся существенной литолого-фациальной изменчивостью и низкими коллекторскими свойствами. Поэтому в них пока открыты небольшие залежи УВ на Тортайской и Равнинной площадях. В связи с этим одна из важнейших задач изучения подсолевого комплекса юго-востока Прикаспийской впадины - выявление областей развития мощных карбонатных толщ (массивов), к которым могут быть приурочены емкие ловушки УВ.

В подсолевом комплексе сейсморазведкой зафиксированы опорные отражающие горизонты П₁ и «б», приуроченные к кровле нижнепермских терригенных на севере и к эрозионной поверхности палеозойских отложений на юге исследуемой территории, П₂ () и, соответствующие кровле и подошве нижне-среднекаменноугольных карбонатных пород, П₃, отвечающий поверхности девонских терригенных отложений.

В настоящее время активные поиски скоплений УВ ведутся в пределах северо-западного склона Южно-Эмбинского поднятия и Арман-Елемесской зоны поднятий. Подсолевые образования здесь вскрыты глубоким бурением на площадях Южная, Сазтюбе Южный, Елемес, Арман Восточный, Юбилейная, Северо-Култукская и Айршагыльская. Карбонатный тип подсолевого разреза установлен в скв. 1-3 Южная, 2 Сазтюбе, 1 Сазтюбе Южный и 3 Елемес. В остальных скважинах встречены отдельные прослои глинистых известняков в мощной толще аргиллитов и алевролитов (до 900 м в скв. 1 Юбилейная). В скв. 1 Айрашагыл, 1 Северный Култук вскрытая мощность подсолевых терригенных образований незначительна. Разрезы каменноугольных и нижнепермских карбонатных пород Южного и Сазтюбинского поднятий сопоставимы между собой. В скв. 3 Елемес на глубине 4370 м вскрыты известняки каменноугольного возраста. Однако дать заключение о строении нижележащей 250-метровой толщи в настоящее время не представляется возможным из-за отсутствия материалов ГИС.

В 1987 г. нами был выполнен сейсмофациальный анализ временных разрезов по территории, охватывающей южную часть Каратон-Тенгизской зоны поднятий и северо-западный склон Южно-Эмбинского поднятия, а также анализ мощностей отложений, расположенных между отражающими горизонтами П₁ и , П₂ и , что позволило детализировать геологическое строение этой части впадины и выделить зоны развития преимущественно карбонатных и терригенных палеозойских образований. Полученные за последние полтора года результаты бурения не противоречат материалам проведенного анализа, хотя пока не удалось подтвердить предложенную рабочую модель строения Арман-Елемесской зоны.

Между Южно-Эмбинским поднятием и Каратон-Тенгизской зоной по сейсмическим данным прогнозируется область развития нижне-среднекаменноугольных карбонатных пород, которая фиксируется по увеличенным (до 700- 1000 м) мощностям их между отражающими горизонтами П₂ и  и соответствует верхневизейско-нижнебашкирским карбонатным отложениям (рис. 1). Арман-Елемесская зона распространения карбонатов в современном структурном плане выражена системой локальных поднятий (Пионерское, Юбилейное, Арман, Сазтюбе, Западный Елемес и Елемес), выделенных по поверхности отражающих горизонтов П₁ и . Они характеризуются, как правило, совпадением структурных планов по горизонтам П₁, П₂ и . Изменение (от 500-700 до 800-1000 м) мощностей карбонатных образований в этой зоне объясняется, по-видимому, различной стратиграфической полнотой разреза. На северо-западном погружении Южно-Эмбинского поднятия присутствуют породы визейско-московского (возможно, и верхнекаменноугольно-нижнепермского) возраста. Максимальные их мощности, вероятно, приурочены к участкам развития органогенных построек. Зоны сокращенных (до 200-400 м) мощностей отложений между горизонтами П₂ и  соответствуют предположительно некомпенсированным прогибам, отделяющим прогнозируемые нижне-среднекаменноугольные карбонатные массивы от одновозрастных образований Каратон-Тенгизской зоны поднятий и Южно-Эмбинского поднятия. Зоны развития каменноугольных карбонатов на шельфе и в некомпенсированных прогибах контролируются соответственно уменьшенными (до 100-200 м) и увеличенными (до 500-600, а иногда и до 1000 м) мощностями терригенных пород карбона - нижней перми (рис. 2).

Анализ временных разрезов сейсмопрофилей позволяет предполагать развитие на рассматриваемой территории и верхнедевонско-турнейских карбонатных пород. Восточная граница их распространения проходит вблизи восточных склонов и периклинальных окончаний Тенгизского, Северо-Култукского, Елемесского и Сазтюбинского поднятий. В пределах этой позднедевонской карбонатной «платформы» локализовались одиночные карбонатные массивы (Тенгизский и др.) турнейского и визейско-башкирского, а также среднекаменноугольно-ассельского (Южный) возраста.

По сейсмическим данным, на площади Северный Култук развит в основном нижний (верхнедевонско-турнейский) карбонатный комплекс, а верхний (визейско-башкирский) представлен лишь терригенно-карбонатными породами.

Имеющиеся материалы позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности Арман-Елемесской зоны. Это подтверждается как близостью Тенгизского нефтяного месторождения, так и нефтегазопроявлениями, полученными на ряде площадей. В скв. 1 Елемес (при забое 3953 м) дебит нефти на 4-мм штуцере составил 84 м³/сут, газовый фактор - 170 м³/м³. Скв. 1 Северный Култук (4274-4276 м) начала проявлять газом (возможно, газоконденсатом). Следует отметить, что возраст и состав пород, из которых были получены нефтегазопроявления, определены не достоверно. По косвенным признакам притоки были зафиксированы в верхней терригенной части нижнепермского подсолевого разреза. Об этом свидетельствует также малое (до 0,64 г/100 м³) содержание H₂S в газе. Концентрация СО₂ достигает 8,65 % (скв. 1 Елемес). В нижележащих карбонатных породах ожидается повышение содержания H₂S в газах, но оно будет, очевидно, значительно меньше, чем в газах Каратон-Тенгизской зоны, поскольку в Арман-Елемесской зоне предполагаются менее благоприятные условия для генерации и сохранности H₂S - меньшая мощность сульфатно-соленосных отложений, терригенный состав подсолевого разреза (в верхней части) и более высокая терригенная составляющая для всего подсолевого разреза в целом. Не исключено увеличение (до 5-10 %) концентрации H₂S в прогнозируемых (в основном нефтяных и нефтегазоконденсатных) залежах УВ в верхнем (нижне-среднекаменноугольном) карбонатном резервуаре Арман-Елемесской зоны, а в нижнем (верхнедевонско-нижнекаменноугольном) - уменьшение (до 3-5 %, возможно, и меньше), так как вниз по разрезу, по мере удаления от сульфатно-соленосных отложений (как показывает опыт поисково-разведочных работ в соленосных бассейнах) содержание H₂S в газах будет уменьшаться. Развитие малосернистых и бессернистых газов в залежах УВ вероятно в нижнепермской терригенной толще, в которой по данным сейсморазведки (Ю.А. Волож, В.П. Николенко и др., 1988 г.) намечается система палеоврезов.

В подсолевом комплексе ожидается проявление АВПД. Коэффициент аномальности пластового давления по аналогии с Тенгизом и по предварительным данным испытания скв. 1 Елемес (второй ствол) может достигать 2. Это, безусловно, должно положительно сказаться на сохранении ФЕС пород-коллекторов (как терригенных, так и карбонатных).

Итак, в подсолевом разрезе Арман-Елемесской зоны прогнозируются три разновозрастных резервуара: нижний и средний - карбонатные, соответственно верхнедевонско-турнейский и верхневизейско-нижнебашкирский, разделенные маломощной (100-200 м) визейской терригенной толщей, и верхний - терригенный каменноугольно-нижнепермский. Покрышками в прогнозируемых резервуарах могут служить соответственно средневизейские и нижнепермские глинистые породы и кунгурские соленосные.

В настоящее время Арман-Елемесскую зону следует рассматривать как перспективную зону нефтегазонакопления. Здесь реализуется большой объем поискового бурения, ориентированный пока на верхний (верхневизейско-нижнебашкирский) карбонатный комплекс. Перспективы же нефтегазоносности наиболее глубокозалегающего верхнедевонско-нижнекаменноугольного карбонатного комплекса после завершения запланированных работ останутся неосвещенными. Поэтому для скорейшего решения проблемы нефтегазоносности глубоких горизонтов здесь рекомендуется пробурить три параметрические скважины: в своде Елемесского поднятия (глубиной 6 км), на Пионерском и Восточно-Мунайбайском поднятиях (проектные глубины скважин, учитывая общее региональное погружение перспективных горизонтов, должны составлять по 6,5 км). По мнению специалистов ВНИГНИ, бурение параметрической скважины глубиной 6 км на площади Маткен (к северу от структуры Елемес) не позволит осветить разрез верхнедевонско-турнейского комплекса, поскольку глубина его залегания здесь по материалам сейсморазведки оценивается около 6,5 км. На наш взгляд, целесообразно разместить ее на площади Елемес, где глубина залегания указанного комплекса примерно равна 5,2-6 км. Рекомендуемые параметрические скважины с учетом результатов бурения запланированной Северо-Култукской (глубиной 6 км) составят региональный профиль, на основе которого будет уточнена предложенная модель строения Арман-Елемесской зоны и дана оценка масштабности прогнозируемой зоны нефтегазонакопления. В процесе разведки площади необходимо также проводить дополнительные детализационные сейсморазведочные работы.

Рис. 1. Карта мощностей отложений, расположенных между поверхностями отражающих горизонтови  (П₂ и) на юго-востоке Прикаспийской впадины:

1 - изопахиты, м; 2 - границы областей предполагаемого развития отдельных массивов мелководных преимущественно карбонатных отложений (индекс - возраст возможных массивов карбонатов); 3 - граница размыва палеозойских карбонатных пород; 4 - локальные структуры по поверхности отражающего горизонта (П₂); 5 - линии сейсмических профилей; 6 - пробуренные или находящиеся в бурении скважины; 7 - рекомендуемые скважины (в числителе - проектная глубина, в знаменателе - проектный горизонт); площади: СК - Северный Култук, П - Пионерская, ВМ - Восточный Мунайбай, Ю - Юбилейная; А - Арман, ВА - Восточный Арман, С - Сазтюбе, Е - Елемес, BE - Восточный Елемес, Ар – Айршагыл

Рис. 2. Временной сейсмический разрез через Елемесское поднятие и его геологическая интерпретация (по материалам Гурьевской геофизической экспедиции):

1 - отражающие сейсмические горизонты; 2 - геологические границы; типы пород: 3 - мелководные преимущественно карбонатные, 4 - терригенно-карбонатные относительно глубоководные, 5 - преимущественно терригенные, 6 - соленосные; 7 - границы фациального замещения