|
УДК 553.98:551.73(574.12) |
Палеотермоглубинная зональность подсолевых отложений юго-восточного борта Прикаспийской впадины
Т.П. ВОЛКОВА (ИГиРГИ)
В основу анализа палеотермоглубинной зональности положены материалы исследований РОВ подсолевых отложений методом витринитовой термометрии. Данными показателя отражения витринита (ПОВ) и максимальных палеотемператур (по шкале ИГиРГИ) детально охарактеризованы разрезы глубоких скважин основных структурных элементов борта впадины, вскрывших подсолевые отложения до глубин от 3000 до 6000 м в мощностном интервале от 300 до 3000 м.
Вертикальная зональность распределения и фазовое состояние УВ в осадочных бассейнах увязываются с граничными значениями определенных стадий преобразования ОВ и палеотемператур [1]. Так, с интервалом ПОВ 0,5-1 % и палеотемператур 95-175 °С связана форозона нефти, значения ПОВ от 1 до 1,35 % и палеотемператур от 175 до 200 °С отвечают фтизозоне, т. е. зоне убывания нефти. Отложения, в которых палеотемпературы поднимались выше 200 °С, а ПОВ составлял более 1,35 %, находятся в некрозоне («мертвой» зоне). Жидкие высокомолекулярные УВ при температуре >200 °С считаются неустойчивыми. В этой зоне содержатся, как правило, лишь газообразные УВ, хотя возможна ремиграция нефти в трещинные коллекторы приподнятых и остывших блоков подобных пород.
Глубины расположения зон и их мощности меняются в широких пределах в зависимости от величин палеогеотермических градиентов и наличия или отсутствия в разрезе катагенетических несогласий. Катагенетическое несогласие, проявляясь в скачкообразном распределении палеотемператур на границе несогласного залегания осадочных формаций, свидетельствует о качественном изменении геолого-геохимических и геотермических условий образования отложений в результате процессов денудации и последующего осадконакопления. Чем резче скачок в значении ПОВ и палеотемператур, тем глубже денудация верхних горизонтов подстилающих отложений.
Ранее при изучении палеотемпературного режима подсолевых пород юго-востока Прикаспийской впадины была установлена разная степень палеопрогрева отложений перми и карбона - верхнего девона [2]. Для нижнепермских подсолевых отложений независимо от глубины погружения характерна слабая степень преобразования, не превышающая начало I (длиннопламенной) стадии, и палеотемпературы 90-100 °С. Диапазон термогенеза контактирующих с ними по стратиграфическому несогласию разновозрастных каменноугольно-девонских толщ значительно шире и изменяется от стадии I (ПОВ=0,5 %) до стадии III (ПОВ=0,87 %) и максимальных температур от 100 до 160 °С. Температурный скачок в ряде случаев достигает 30-60 °С. Установленное катагенетическое несогласие явилось следствием глубокой денудации каменноугольных отложений в предпермское время. Предполагаемая мощность эрозионного среза изменялась от 0-0,5 (Тортай, Терескен и др.) до 1-2 км (Каратон, Юго-Западный Улькентобе, Кумшеты, Биикжал). Максимальный размыв до 3-3,5 км выявлен в пределах юго-восточного склона Южно-Эмбинского палеозойского поднятия (Северный Мынсуалмас, Жанасу).
В такой ситуации механический перенос палеотемпературной зональности и палеогеотермических градиентов, установленных для пермских отложений, на подстилающие их более древние толщи может привести к ошибочным оценкам глубин расположения зон. С учетом этого обстоятельства расчет палеогеотермических градиентов для каменноугольно-девонских отложений, сохранившихся от размыва допермской части разреза, осуществлялся по данным ПОВ и палеотемператур. Нами получены средние палеогеотермические градиенты (°С/км) допермских отложений для площадей: Биикжал - 65, Юго-Западный Улькентобе - 50, Кумшеты - 50, Тортай - 40, Молодежная - 40, Северный Мынсуалмас - 30, Терескен - 28, Восточный Тортколь - 25.
При построении схемы палеотемпературной зональности, подсолевых отложений были сопоставлены палеотемпературные колонки по основным площадям, характеризующим разные структурные элементы борта впадины (рисунок). Глубины расположения палеотемпературных зон (до 175, 175-200 и >200 °С) рассчитаны по данным ПОВ, максимальных палеотемператур и палеогеотермических градиентов. С учетом наличия предпермского размыва за нулевую начальную отметку отсчета мощностей при сопоставлении колонок была принята кровля каменноугольных отложений. Вниз по разрезу от нулевой поверхности показаны мощности допермских отложений, непосредственно вскрытых скважинами, а также мощности перспективных на нефть отложений более глубоких горизонтов, рассчитанные по современной глубине расположения палеотемпературных зон.
Палеогеотермический режим Каратон-Тенгизской группы поднятий охарактеризован по площади Каратон. На границе нижнепермских и нижнекаменноугольных отложений в этом районе установлено катагенетическое несогласие, указывающее на существенный размыв палеозойских толщ. Однако в разрезе сохранилась значительная часть каменноугольно-девонских отложений, которые по палеотемпературным данным относятся к форозоне нефти. Мощностной интервал ее в диапазоне ПОВ от 0,65 до 1,0 % и палеотемператур от 125 до 175 °С составляет здесь 1400 м. Нижняя граница нефтеносности, соответствующая палеотемпературному рубежу 200 °С, как показали расчеты, расположена в девонских отложениях на глубине 6200 м.
Глубокопогруженный блок внутреннего борта юго-востока Прикаспийской впадины представлен площадями Биикжал, Юго-Западный Улькентобе, Кумшеты. Эрозионный срез каменноугольных отложений, нашедший отражение в установленном нами катагенетическом несогласии, на каждой из этих площадей имеет разную величину. На площади Биикжал мощность размытых толщ карбона наибольшая. В разрезе сохранились отложения лишь нижней части форозоны нефти, где в интервале глубин 5187-5500 м ПОВ изменяется от 0,8 до 1 %, а палеотемпературы от 150 до 175 °С. Вниз по разрезу происходит быстрое нарастание палеотемператур и уже в призабойной зоне на глубине 5985 м они достигают 200 °С.
На Юго-Западном Улькентобе и Кумшеты мощность денудированных допермских отложений заметно меньше, чем на Биикжале. Значения ПОВ в каменноугольных отложениях приконтактовой зоны варьируют от 0,65 до 0,7 %, а палеотемпературы от 125 до 140 °С. На этих площадях в разрезе сохранился более мощный (700-1000 м), чем на Биикжале интервал отложений, отвечающий форозоне нефти. Общая мощность перспективных на нефть палеозойских пород с палеотемпературой до 200 °С увеличивается здесь до 1200-1500 м.
Палеотемпературная зональность северо-западного склона Южно-Эмбинского палеозойского поднятия установлена на основе анализа ПОВ и палеотемператур по разрезам площадей Тортай и Молодежная. Подсолевым отложениям в этом районе свойственны полнота стратиграфического разреза, непрерывность ступеней катагенеза ОВ, отсутствие палеотемпературного скачка на границе перми и карбона и сравнительно невысокая степень преобразования РОВ каменноугольных отложений. Так, значения ПОВ по скв. 1 Тортай изменяются от 0,53 % на глубине 2900 м в верхней части каменноугольных отложений до 0,95 % на глубине 4400 м. Максимальные палеотемпературы в этом интервале глубин увеличиваются от 100 до 170 °С. Практически вся вскрытая часть разреза мощностью 1700 м относится к форозоне нефти. Сходная картина наблюдается в разрезе палеозойских отложений Молодежной структуры. По скв. Г-1 от кровли каменноугольных отложений ПОВ возрастает от 0,57 до 0,73 % на глубине 3900 м. Мощность форозоны нефти допермских отложений, включая вскрытую часть разреза и прогнозную, рассчитанную по палеогеотермическому градиенту, составляет около 1500 м. Для северо-западного склона Южно-Эмбинского палеозойского поднятия граница некрозоны нефти, предположительно, располагается на глубине 5-5,2 км.
Палеогеотермический режим юго-восточного склона Южно-Эмбинского палеозойского поднятия охарактеризован палеотемпературными колонками площадей Северный Мынсуалмас и Жанасу. В этом районе отложения пермского возраста отсутствуют. Непосредственно под слабопреобразованными породами юры (ПОВ - 0,45-0,55 %) вскрыты разновозрастные толщи палеозоя, преобразованные значительно выше. Так, в скв. 1 Северный Мынсуалмас в 200 м от контакта с юрскими породами ПОВ в отложениях верхнего девона на глубине 2600 м составляет 0,86 %, а палеотемпература 160 °С. На площади Жанасу в скв. 11 также в отложениях верхнего девона на глубине 2100-2300 м значения ПОВ равны 0,73- 0,75 %, а палеотемпературы 140-145 °С. Таким образом, катагенетическое несогласие на контакте мезозойских и палеозойских отложений достигает в этом районе 1,5-2 стадий. Глубина эрозионного среза, рассчитанная с помощью палеогеотермического градиента, превышает здесь 3-3,5 км. Несмотря на глубокую денудацию палеозойских отложений, в доюрском разрезе сохранилась часть пород, относимых по палеотемпературам к форозоне нефти. По-видимому, на момент максимального погружения и прогрева осадков вследствие невысокого палеогеотермического градиента палеозойские отложения характеризовались достаточной растянутостью по разрезу стадийного преобразования РОВ. К началу юрского осадконакопления от размыва сохранилась лишь нижняя часть форозоны нефти, составляющая по мощности 700- 900 м. Граница распространения промышленной нефтеносности, соответствующая палеотемпературе 200 °С, проходит на глубине 3,4-3,8 км.
Особый интерес представляет палеотемпературная зональность палеозойских отложений Терескен-Торткольского блока, расположенного в восточной части Южно-Эмбинского палеоподнятия. На площади Терескен в скв. 1 непосредственно под юрскими отложениями на глубине 1631 м вскрыта мощная (до 3 км) толща пород, включающая отложения визейского и турнейского ярусов. Многочисленные определения ПОВ, полученные нами по разрезу этой скважины, показали, что степень преобразования ОВ и пород увеличивается от буроугольной стадии (ПОВ - 0,4 %) на глубине 1500 м в юрских отложениях до начала длиннопламенной стадии (ПОВ - 0,52 %) на глубине 2000 м в нижнекаменноугольных породах. В призабойной зоне на глубине 4500 м ПОВ достигает 0,87 %, что отвечает II (газовой) стадии. Максимальные палеотемпературы без какого-либо скачка колеблются от 75 до 160 °С. Таким образом, в разрезе Терескенской структуры установлен крупный стратиграфический перерыв. Однако, по данным ПОВ, здесь отсутствует катагенетическое несогласие на границе юры и карбона и в целом отмечается наиболее низкая степень преобразования ОВ и пород. Можно предполагать, что район Терескенской структуры с конца раннекаменноугольного времени отставал в погружении и вплоть до юрского времени оставался относительно приподнятой зоной, где осадконакопления не происходило. Отсутствием катагенетического несогласия и пониженной степенью преобразования РОВ характеризуется также разрез палеозойских отложений Восточно-Торткольской площади, где в скв. Г-1 под соленосными образованиями кунгура в интервале глубин 2141-4002 м вскрыты карбонатно-терригенные породы среднего - нижнего карбона. ПОВ в этих отложениях изменяется от 0,52-0,56 на глубинах 2500-2600 м до 0,70-0,72 % на глубинах 3860-4000 м, а палеотемпературы соответственно - от 100 до 140 °С. Рассчитанный для палеозойских отложений Терескен-Торткольского блока средний палеогеотермический градиент оказался наиболее низким по сравнению с другими районами юго-восточного борта Прикаспийской впадины и составил 25- 28 °С/км. В результате мощность только форозоны нефти по каменноугольно-девонским отложениям достигает здесь 3200- 3500 м. Граница некрозоны нефти предполагается на глубине 6000-6400 м, а общая мощность перспективных на нефть отложений составляет около 4200-4500 м.
Таким образом, анализ палеотермоглубинной зональности подсолевых отложений юго-восточной бортовой части Прикаспийской впадины показывает, что степень зрелости РОВ и палеотемпературные условия докунгурских нижнепермских образований отвечают лишь началу этапа генерации УВ, в то время как каменноугольно-девонские отложения уже в предпермское время в значительной мере реализовали свой нефтематеринский потенциал.
Выявленные в разрезе катагенетические несогласия являются следствием существования крупных зон размывов в каменноугольных отложениях. Длительность и интенсивность размывов были различными. Глубокая эрозия способствовала разрушению части ранее сформировавшихся залежей. В связи с этим поиски скоплений УВ в допермских отложениях необходимо проводить с учетом глубины эрозионного среза и степени стадийного преобразования сохранившейся от денудации части разреза. Исходя из этих параметров наибольший интерес для поисков нефти представляют каменноугольные и девонские отложения северо-западного склона Южно-Эмбинского палеозойского поднятия в полосе от Равнинной и Молодежной площадей на западе до Терескенской и Восточно-Торткольской на востоке, отличающихся оптимальным палеотемпературным режимом, умеренной степенью катагенеза РОВ и отсутствием глубокой эрозии. Не случайно здесь уже были получены притоки нефти и газа из среднекаменноугольных отложений на площадях Тортай и Равнинной.
По полученным данным, максимальные глубины распространения промышленной нефтеносности на юго-востоке Прикаспийской впадины достигают 6-6,4 км.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Горшков В.И. Палеотермальная зональность осадочных толщ // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1978.- № 7.- С. 14-18.
2. Горшков В.И., Волкова Т.П. Перспективы нефтегазоносности зоны сочленения Северного Устюрта и Прикаспийской впадины // Нефтегазовая геология и геофизика.- 1981.- № 10.- С. 14-17.
Рисунок Схема палеотемпературной зональности подсолевых отложений юго-востока Прикаспийской впадины:
1 - соль; 2-катагенетическое несогласие; 3 - современная глубина палеотемпературных зон, перспективных на нефть; форозона нефти: 4 - 70- 100 ºС, 5 - 100-150 ºС, 6- 150-175 °С; 7 - фтизозона нефти - 175-200 °С; 8- некрозона нефти - >200 °С; 9 - точки определения ПОВ и максимальных палеотемператур; 10 - линия палеотемператур, равная 200 °С. Площади: К - Каратон, Б - Биикжал, ЮЗУ- Юго-Западный Улькентобе, Кум - Кумшеты, Т - Тортай, М - Молодежная, СМ - Северный Мынсуалмас, Ж - Жанасу, Тер - Терескен, ВТ - Восточный Тортколь