К оглавлению	УДК 553.98.041(574.12-12)
	© КОЛЛЕКТИВ АВТОРОВ, 1990

Структурная позиция нефтегазоносности формационных комплексов Южного Мангышлака

Б.В. ГРИГОРЬЯНЦ, Я.А. ГАДЖИЕВ, М.Г. МУСТАФАЕВ, Э.Г. АГАМИРОВ, Л.А. АЙРАПЕТЯН (Ин-т геологии АН АзССР)

Южный Мангышлак представляет исключительно интересный с точки зрения нефтегазоносности регион. Промышленная нефтегазоносность здесь установлена и в меловых и юрских отложениях платформенного чехла, и в отложениях переходного пермотриасового комплекса, и в допермский существенно консолидированных образованиях. Однако это не определяет возможностей решения основных вопросов нефтегазоносности: оценки перспектив указанных комплексов отложений, выбора направления поисково-разведочных работ. Надо сказать, что наличие антиклинальной структуры, по крайней мере, для доюрских толщ, а в ряде случаев и для платформенного чехла не является основным поисковым признаком.

Современная структура Южного Мангышлака характеризуется субширотной ориентировкой основных тектонических элементов, представленных на севере и юге зонами поднятий и разделяющей их Центральной зоной депрессий (рис. 1). В разрезе доюрских комплексов эта зональность в результатах бурения и материалах геофизических исследований выражена более отчетливо, поскольку контрасты в гипсометрии поверхности или подошвы юрских отложений не оставляют сомнений в разграничении основных структурных элементов разломами с достаточно большой амплитудой вертикальных смещений по ним. Северный структурный элемент, резко выдвинутый вверх по вертикали, квалифицируется даже как ступень, получившая название Жетыбай-Узеньской или Жетыбай-Узень-Кокумбайской. Большой Мангышлакский разлом отделяет ее от Центральной зоны депрессий, южнее которой прослеживается зона поднятий Песчаномысско-Ракушечного свода и Аксу-Кендырлинского вала.

Весьма вероятно, что такая структурная зональность Южного Мангышлака является результатом перестройки, происходившей в альпийском цикле тектогенеза, точнее, в юрское и меловое время. Есть определенные свидетельства близдолготной ориентировки структурных элементов в доюрском, в частности пермотриасовом, комплексе отложений. Об этом говорит волнистость шарнира основных субширотных структур вдоль их простирания, которая с гипсометрической и стратиграфической глубиной, по крайней мере, в пермо-триасовом интервале разреза становится морфологически резче выраженной, Именно в нем и, особенно на структурных схемах условных сейсмических горизонтов Центральной зоны депрессий нагляднее проявляются седловины, отделяющие Сегендыкский прогиб от Жазгурлинского, а последний от Учкудук-Карынжарыкского. Можно указать и на более частную, фиксируемую в пермотриасовом комплексе отложений структурную дифференциацию таких относительно крупных элементов, как Жазгурлинский прогиб, и вытягивание в долготном направлении крупных, но тоже частных поднятий - Песчаномысского и Ракушечного.

Интересна структурная схема поверхности фундамента, построенная по геофизическим данным Н.Я. Куниным и Л.М. Коробкиным, 1970 г. (рис. 2), на которой в интервале 5-7 км в Центральной зоне депрессий обособление вдоль ее оси частных положительных и отрицательных структур, растягивающихся по долготе, выражено достаточно определенно. Думается, что здесь могут быть развиты отложения не древнее пермо-триасового комплекса, поскольку последний по своим физическим характеристикам (плотность, скорость прохождения сейсмических волн) мало отличим от пород допермского палеозоя. Именно поэтому на уровне залегания поверхности фундамента, возраст которого всегда определялся в лучшем случае как допермский, в полосе Жетыбай-Узеньской ступени оказались вскрытыми отложения триаса. В геофизический полях, в том числе и в поле силы тяжести, этот структурный элемент выделяется как однородный недифференцированный, широтно ориентированный блок, несмотря на то что шарнир этой ступени в отложениях нижнего триаса довольно резко ундулирует, что подтверждают результаты бурения на отрезке Карамандыбас-Узень (рис. 3).

Едва ли можно считать случайностью, что морфологически наиболее резко выраженный погребенный выступ, локализующийся в пределах Узеньского поднятия и как бы отделяющий его Карамандыбасский участок от собственного Узеньского, находится на одной поперечной оси с выступом, прослеживаемым на северо-восток от Ракушечномысского поднятия и получившим название Степного. С последним связано разделение в пермо-триасовом комплексе отложений Жазгурлинского прогиба на Восточно-Карагиинскую и Молдибайскую мульды. Все это означает, что в пермо-триасовом комплексе отложений в центральной части Южного Мангышлака от Ракушечномысского поднятия или от мыса Ракушечного на север-северо-восток прослеживается сквозной близдолготный положительный структурный элемент. Аналогичные сквозные поперечные поднятия прослеживаются и в западной, и в восточной частях Южного Мангышлака, более наглядно проявляются в Центральной зоне депрессий, где представлены соответственно Карагиинской и Карынжарыкской седловинами. Эти элементы обнаружены в структурных схемах по условным сейсмическим горизонтам (УСГ), приуроченным к пермо-триасовым отложениям, подтверждаются по данным бурения, по отбивкам одних и тех же уровней, особенно на юге, в полосе поднятий Песчаномысско-Ракушечного свода и Аксу-Кендырлинского вала. Все данные и результаты их структурного анализа достаточно подробно изложены в трех отчетах авторов, представленных в 1980, 1983 и 1986 годах.

Суть этого анализа сводится к тому, что в локализации нефтегазовых залежей в пределах Южного Мангышлака важное значение приобретает наличие приразломных зон дробления пород. Естественно, что такие зоны скорее всего следует связывать с разломами, определяющими блоковое или ступенчатое строение региона. Особый интерес в этом отношении должны представлять северное и южное ограничения Центральной зоны депрессий, участки пересечения продольных (субширотных) разломов с поперечными (близдолготными) выступами, где должно происходить наиболее сильное дробление пород.

Обособление таких участков определяют неоднородность зон дробления пород вдоль их простирания и естественные сложности проведения поисково-разведочных работ, при которых, к сожалению, не учитывались наличие таких зон и несомненная связь с ними нефтегазовых залежей. И это при том, что локализация уже выявленных на территории Южного Мангышлака нефтегазовых месторождений, если иметь в виду доюрские комплексы отложений, находится в хорошем соответствии с блоковой структурой последних (рис. 4). Совершенно очевидна, примеру, приуроченность месторождения Оймаша к участку пересечения структур близширотного и близдолготного направлений. Формирование здесь нефтегазовой залежи можно объяснить сильной раздробленностью выступа кристаллических пород, представленных в том числе и гранитами. Попытки увязать залежь с корой выветривания [3] едва ли убедительны: Карабогазский свод, северная периферия которого разбурена на ряде площадей южнее Аксу-Кендырлинского вала и где кора выветривания могла быть более мощной и поэтому более перспективной, не дает сколько-нибудь надежных подтверждений. Трещинный характер коллекторов в отложениях допермского фундамента на площади Оймаша (обусловлен осложнением разрывной дислокацией, блоковой структурой) представляется уже настолько очевидным, что предлагаются соответствующие схемы разбуривания нефтегазовых залежей [2].

Можно было бы привести и другие факты в пользу очевидных перспектив нефтегазоносности приразломных зон дробления пород. Непосредственно в пределах Жетыбай-Узеньской ступени промышленная нефтегазоносность триасовых отложений установлена лишь на площади Южный Жетыбай, т.е. в непосредственном соседстве с Большим Мангышлакским разломом. Не случайно, очевидно, даже в отложениях юры и мела промышленные залежи выявлены в пределах приподнятых блоков, явно более раздробленных. В Центральной зоне депрессий, где установлено большое число локальных структур-поднятий, те же юрские и меловые отложения с гранулярными коллекторами в разрезе не несут признаков промышленной нефтегазоносности.

В соответствии с предложенной схемой связей нефтегазовых скоплений с разломной дислокацией находятся промышленные притоки, причем с большими дебитами нефти из триасовых отложений, на площади Алатюбе, локализующейся на пересечении Карагиинской седловины с Большим Мангышлакским разломом. Достаточно хорошо в эту схему укладываются и другие факты, которые иначе объяснить было бы сложнее. К примеру, вполне понятным становится близдолготное простирание залежи на площади Оймаша в соответствии с направлением Карагиинской седловины.

Отсюда очевидно, что разломной дислокации, обеспечивающей высокую трещиноватость пород, особенно плотных, испытавших определенную степень метаморфизма, в пределах Южного Мангышлака должна принадлежать роль важного структурного фактора, контролирующего распределение нефтегазоносности в пространстве. Этот вывод, представляющийся вполне логичным даже при отсутствии конкретных свидетельств нефтегазоносности, может быть надежно подтвержден и геофизическими материалами. Несомненный интерес представляют результаты обработки материалов сейсморазведки МОГТ. В работе, посвященной триасу Мангышлака [4], на базе этого материала выделены участки, предположительно соответствующие биогермным постройкам или рифовым выступам, а, кроме того, оконтурены аномалии типа залежей.

Исходя из неблагоприятной геологической обстановки для развития рифостроящих организмов, в образовании рифогенных выступов триасового возраста можно было бы усомниться. В изученном бурением разрезе триасовых отложений, представленном преимущественно аргиллитами, карбонатные породы (причем в основном хемогенного происхождения) играют явно подчиненную роль. Обращает на себя внимание и тот факт, что предполагаемые рифогенные выступы связываются главным образом с Большим Мангышлакским разломом, с его южным опущенным блоком. Поэтому вероятным представлялось, что в обособлении таких участков определенную роль сыграли более высокая трещиноватость приразломной полосы опущенного блока вообще и повышенная ее раздробленность на отдельных участках.

Эти соображения авторов настоящей работы были высказаны в 1983 г. Сейчас, когда на ряде предполагаемых биогермных построек проведен определенный объем глубокого бурения, можно уверенно говорить, что это предположение не подтвердилось. Вместе с тем и с точки зрения возможной связи нефтегазоносности с трещиноватыми коллекторами приразломных зон дробления пород расположение пробуренных скважин оказалось явно неудачным (рис. 5). Неразбуренными оказались зоны потери корреляции, которые, очевидно, должны параллелизоваться с зонами разломов.

Структурные построения для площадей Пионерская и Баканд, по которым имеются данные глубокого бурения, позволяют довольно надежно ориентировать поисково-разведочные работы по выяснению нефтегазоносности приразломных зон дробления пород. Они свидетельствуют, во-первых, о более сложном строении зоны Большого Мангышлакского разлома, который представлен не одним, а скорее всего системой разрывов; во-вторых, что зоны дробления пород, связанные с отдельными тектоническими нарушениями, будучи протяженными, имеют небольшую ширину, измеряемую первыми сотнями метров. Их освоение потребует проведения достаточно большого объема бурения, ибо «пропустить» такие зоны несложно.

Однако в перспективности таких зон едва ли можно сомневаться. Ибо в целом ряде скважин даже на указанных выше площадях получены притоки нефти, газа и конденсата тем большие, чем они ближе расположены к зонам нарушений, как, например, на площади Западный Тасбулат. Важно подчеркнуть, что практика давно засвидетельствовала наличие приразломных зон нефтегазонакопления. На примере Сиазанского месторождения Азербайджана можно наглядно продемонстрировать и морфологию таких зон, и их потенциальные возможности [1]. Разведочные работы в пределах залежи, прослеженной сегодня на 80 км, еще далеки от своего завершения. Будучи крутопадающей, она имеет ширину до 500 м, и потому ее подошва не пройдена скважинами, хотя эксплуатируется она сплошными фильтрами высотой 800-1000 м. И, наконец, для полноты ее характеристики укажем на то, что нефтегазоносность здесь связана с непрерывным интервалом отложений от среднего миоцена до верхнего мела, которые вскрывают скважины, в узкой полосе тектонического контакта между мезозойскими и кайнозойскими образованиями.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Григорьянц Б.В., Салаев С.Г. Структурные условия формирования зон нефтегазонакопления в мезозойских и кайнозойских отложениях Юго-Восточного Кавказа. // В кн.: Тектоника и нефтегазоносность складчатых поясов (Материалы Всесоюзн. совещания, Фрунзе, сентябрь 1982 г.). / Фрунзе. - Кыргызстан. - 1984.- С. 133-139.

2. Опыт комплексной интерпретации геофизических материалов для прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в доюрском разрезе Мангышлака / Л.П. Дмитриев, И.У. Муратов, В.В. Козмодемьянский и др. // Геология нефти и газа. - 1984.- № 1.- С. 28-31.

3. Попков В.И., Япаскурт О.В. К строению фундамента Мангышлака // ДАН СССР.- 1982.- Т. 262.- № 2. - С. 423-425.

4. Триас Южного Мангышлака / Ю.А. Волож, В.В. Липатова, В.Б. Арбузов и др. - М.: Недра.- 1981.

Abstract

Considered are the questions concerning localization of oil and gas accumulations in near-fault crush belts in the South Mangyshlak which is especially typical of pre-Jurassic comlexes. Such a relationship can be substantiated by an areal distribution of oil-gas pools and commercial inflows, as well as by specified seismic survey information. In particular, the latter is expressed by being confined to regionally trending faults of lineary extended zones of correlation loss. In turn, the formation of the near-fault zones of rock crushing is considered to be the result of rebuilding structural plan in the Alpine cycle of tectogenesis. In this connection, of particular interest are the areas of intersecting structural zones of near-latitudinal and near-longitudinal trends.

Рис. 1. Схема сопоставления разрывной дислокации и локальной тектоники с данными по нефтегазоносности формационных комплексов отложений Южного Мангышлака.

а - локальные структуры: 1 - Узень, 2 - Северо-Западный Жетыбай, 3 - Западный Жетыбай, 4 - Жетыбай, 5-- Южный Жетыбай, 6 - Восточный Жетыбай, 7 - Северный Карагие, 8 - Баканд, 9 - Оймаша. 10 - Песчаномыcская, 11 - Ащисор, 12 - Южный Карагие, 13- Ракушечная, 14-Аксу-Кендырли, 15 - Морская Песчаная, 16- Морская Западная Ракушечная, 17- Ракушечномысская, 18 - Морская Восточная Ракушечная, 19 - Морская Ракушечная, 20 - Пионерская; приразломные зоны нефтегазонакопления: б - основные, в - предполагаемые, г - разломы, разграничивающие крупные поперечные поднятия и прогибы; д - поперечные флексуры или разломы; е - структурно-тектонические элементы: I- Жетыбай-Узень-Кокумбайская тектоническая ступень; II - Сегендыкский прогиб; III - Карагиинская седловина; IV - Жазгурлинский прогиб; V - Карынжарыкская седловина; VI - Аксу-Кендырлинский вал; VII и VIII - Песчаномысско-Ракушечная зона сводовых поднятий; IX – прогиб Казахского залива

Рис. 2. Структурно-тектоническая карта поверхности фундамента (материалы Турланской экспедиции)

1 - тектонические нарушения (границы структурно-тектонических элементов и внутриблоковые дислокации установлены по данным КМПВ, MOB, гравиметрии и геологических съемок); 2 - большой Мангышлакский разлом; 3- изогипсы поверхности фундамента, км; 4 - изогипсы поверхности дислоцированного пермотриасового комплекса; 5 - структурно-тектонические элементы: I - Саускан-Бостанкумский прогиб; II - Беке-Башкудукский вал; III - Жетыбай-Узеньская ступень; IV - Кокумбайская ступень; V - Сегендыкская депрессия; VI - Карагиинская седловина; VII - Восточно-Карагиинская мульда; VIII - Молдабайская мульда; IX - Курганбай-Лагунное поднятие; X - Учкудук-Каранжарыкская депрессия; XI - Песчаномысское поднятие; XII - Кендырлинская ступень; XIII - Степной выступ; XIV - Фетисовская флексура

Рис. 3. Структурная схема и продольный геологический разрез (А.А. Рабинович, 1980 г.) месторождения Узень - Карамандыбас

1 - изогипсы по кровле индского яруса, м; 2 - тектонические нарушения; 3 - контур Узень-Карамандыбасского валоподобного поднятия по юрскому плану; 4 - контуры основного свода Узеньской структуры по юрскому плану; 5 - нефтегазоносные залежи; 6 - реперная карбонатная пачка в подошве оленекского яруса. Месторождения: К - Карамандыбас, П - Парсамурун, X - Хумурун, О - основной свод Узеньской структуры

Рис. 4. Структурная карта Пионерской площади по отражающему горизонту V^IV₂

1- изогипсы по отражающему горизонту, приуроченному к низам среднего триаса; 2- экспериментальные значения глубин;

3 - граница потери корреляции отражающего горизонта V^IV₈; 4 - зоны потери корреляции, отождествляемые с тектоническими нарушениями; 5 - скважины глубокого бурения

Рис. 5. Структурная карта площади Баканд по отражающим горизонтам (V₂) в триасовых отложениях.

Изогипсы по отражающему горизонту, м; I - V¹₂, 2 - V²₁, 3 - V^IV₂; 4 - зоны потери корреляции, отождествляемые с тектоническими нарушениями; 5 - скважины глубокого бурения