К оглавлению	УДК 551.24.01
	© С.P. Жанарыстанов, З.E. Булекбаев, И.Б. Дальян, 1991

Тектонические особенности формирования нефтегазоносности Акжар-Курсай-Каратюбинской зоны поднятий

C.Р. ЖАНАРЫСТАНОВ, З.Е. БУЛЕКБАЕВ, И.Б. ДАЛЬЯН (Актюбнефтегазгеология)

Известно, что обширные области длительного и стабильного палеозойского прогибания в восточной части Прикаспийской впадины, расположенные вблизи склонов выступов байкальского фундамента и обращенные в сторону погружавшихся областей, являются основными зонами нефтегазонакопления в подсолевом комплексе. Палеотектонические реконструкции, проведенные с учетом положения в разрезе осадочного чехла опорных отражающих и преломляющих сейсмических горизонтов, показывают, что к началу палеозойской эры гетерогенный байкальский складчатый фундамент восточной окраины впадины был разбит системой глубинных региональных разломов субмеридионального и субширотного простирания на выступы, приподнятые и опущенные блоки разных размеров [2]. Среди них выделяется Жаркамысский выступ субмеридионального простирания размером 100Х25 км и глубиной залегания 7 км [1]. На севере он ограничивается Шенгельшийским, на юге - Тобускенским и на западе - Байганинско-Кенкиякским глубинными разломами. В свою очередь поверхность фундамента выступа осложнена в осадочном чехле локальными сводовыми поднятиями, образование которых сопровождалось появлением дизъюнктивных нарушений и трещин.

Наибольшей тектонической активностью отличается западная часть Жаркамысского выступа, примыкающая к региональному Байганинско-Кенкиякскому разлому. Значительная раздробленность и сложность строения этого участка находят свое объяснение в расположении его на пересечении субмеридиональной и субширотной систем разломов, создающих направления, наиболее благоприятные для подвижек блоков фундамента. Именно здесь проявляются неравномерность и разнонаправленность движений в пределах одного блока, что приводит к возникновению вторичных, как правило, долгоживущих секущих разломов. Последние могут иметь гораздо больше направлений, чем в случае одной системы разломов, по которым происходят многократные, продолжительные по времени и различные по амплитуде подвижки. Амплитуда вторичных разломов в большинстве случаев меньше амплитуды основных - Байганинско-Кенкиякского и Шенгельшийского. Следует отметить, что отдельные разломы этой системы, имеющие аналогичное направление с основными, могли проявиться и в более позднее время.

В течение раннего палеозоя - среднего визе восточная прибортовая часть впадины испытывала опускание. На фоне погружения пород подсолевого палеозоя по сейсмическим отражающим горизонтам П₁-П₃ отмечаются тектонические ступени (Жанажольская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская), простирающиеся с востока на запад параллельно восточному борту впадины и отличающиеся друг от друга глубиной залегания горизонта П₃ (поверхность верхнедевонских терригенных отложений) и фундамента. Ступени разделены между собой разломными или флексурными зонами с величиной градиента погружения подсолевого ложа по сейсмическому горизонту П₁ (поверхность подсолевых терригенных отложений) от 25-30 до 50-60 м/км и более.

Анализ тектонических схем показал, что Акжар-Курсай-Каратюбинская зона поднятий по подсолевым отложениям располагается в тектонически активной западной части Жаркамысского выступа (рис. 1). Сейсморазведочными работами МОГТ установлено, что терригенные отложения нижнего карбона, заключенные между горизонтами П₂¹ (кровля средневизейских терригенных отложений) и П₃, а также верхнедевонские и более древние отложения между П₃ и Ф (поверхность байкальского складчатого фундамента) в пределах вершины Жаркамысского выступа имеют минимальную толщину соответственно 300-400 и 250-450 м и образуют крупную структуру облекания, простирающуюся от Кенкияка на севере до Северного Киндысая на юге.

Данными бурения подтверждается общая картина повышения кровли подсолевых нижнепермских отложений с севера на юг в пределах Акжар-Курсай-Каратюбинской зоны поднятий (в абсолютных отметках): скв. 7 Акжар - 4219, скв. 1 Восточный Акжар - 4201, скв. 4 Курсай - 4215, скв. 1 Курсай - 4200, скв. 40 Каратюбе - 4068 и скв. 34 Каратюбе - 4056 м. Установленная закономерность свидетельствует о том, что в основании подсолевых палеозойских отложений отмечается локальный взброс блока фундамента в западной части Жаркамысского выступа. Образование этого поднятия в жестком теле структуры стало возможным в результате неравномерных и разнонаправленных подвижек одного блока в пределах самого выступа.

На протяжении всей палеозойской эры вплоть до конца триасового периода происходили многократные вертикальные подвижки блоков, образованных в результате дробления западной окраинной части выступа под воздействием глубинных процессов. Подвижки блоков не оказали локального влияния на существенное сокращение мощности нижнепермских отложений.

Если рассмотреть геотектонические условия развития исследуемой территории, то можно отметить, что в структурном отношении она представляет собой зону сочленения Коздысайской и Кенкиякской ступеней и является вершинной частью флексуры. По активности тектонических подвижек - это западная блоково-разломная зона выступа. Поэтому для поисков нефти и газа наиболее перспективными являются области совпадений в плане таких зон с повышенными формами рельефа подсолевых отложений, где будут иметь место пласты-коллекторы трещинного и трещинно-порового типов с высокой фильтрационной способностью. Следовательно, Акжар-Курсай-Каратюбинская зона валообразных поднятий унаследованного типа, сформировавшихся к концу артинского века, в структурно-тектоническом плане располагается в флексурно-разломной зоне. Последняя характеризуется широким развитием трещиноватости подсолевого осадочного чехла и не исключено, что именно это важно для формирования трещинных коллекторов исследуемой территории, проблема выделения которых по данным ГИС и оценки их насыщения остается актуальной. На достоверность таких представлений указывают значения открытой пористости по данным лабораторных исследований в пределах 1,79-9,46 % по площади Каратюбе, а по ГИС - от 11,9 до 22 % по площади Акжар. Определяемая поровая проницаемость подсолевых отложений, как правило, колеблется в пределах 0,2-0,4 мкм². Благодаря трещиноватости и дизъюнктивным нарушениям в подсолевых отложениях произошла крупномасштабная вертикальная миграция УВ в надсолевые отложения Каратюбинского и Акжарского месторождений.

В Акжар-Курсай-Каратюбинской зоне в подсолевых отложениях наблюдается АВПД, превышающее гидростатическое в 1,7-1,9 раза, вероятно, вызванное уменьшением глубины залегания залежи в результате вертикальных тектонических подвижек. Газодинамическая связь надсолевых пластов с нижележащими подсолевыми [2] также указывает на существование трещин и нарушений, что приводит с нарастанием глубины к увеличению содержания тяжелых УВ-газов. Так, в скв. 4 Курсай, по данным газового каротажа, на глубине 4865 м в составе (%) газа содержалось: метана - 96, этана -2,1, пропана - 1,5, бутана - 0,4; на глубине 4905 м: метана - 90,3, этана - 5, пропана - 2,5, бутана - 1,41, пентана - 0,77; в скв. 7 Акжар-Тасший в интервале 4660-4674 м: С₁ - 90,15, С₂ - 7,69, С₃ - 2,16, С₄ - 0, С₅ - 0; в интервале 5114-5193 м: С₁ - 60,6, С₂ - 31,06, С₃ - 5,17, С₄ - 2,13, С₅- 1,09.

Для подсолевых отложений в скв. 4 Курсай в интервалах 4445-4450 и 4504-4508 м характерно наличие трещин и обломочного материала с прямыми признаками нефти. То же отмечается и в скв. 7Акжар-Тасший на глубине от 4444 до 5173 м, а также по скв. 1 Восточный Акжар в интервале 5013-5192 м. Если же принимать во внимание низкий вынос керна, зависящий от степени раздробленности пород, то количество интервалов с развитой системой трещиноватости увеличится.

Визуально определенная плотность открытых трещин почти всегда занижена на значение плотности горизонтальных трещин, которые в керне плохо различимы. Поэтому необходимо изучение трещиноватости продуктивных пород в шлифах. Так, в шлифах образцов из скв. 35 Каратюбе в интервале 4600-4604 м отмечаются перпендикулярно и параллельно расположенные к оси керна открытые трещины различных размеров. В основном это прерывисто выклинивающиеся, извилистые трещины с расширениями и вздутиями до 0,2 мм. Трещинная проницаемость составляет 0,9 мкм² (по Н. Шкондиной).

Результаты исследований воднорастворенных ОВ в подземных водах, выполненных в НВНИИГГ в скв. 4 Курсай из интервала 4490-4450 м, показали содержание (мг/л): фенола - 0,45, бензола - 0,02, толуола - 0,01, аминов - 0,35, сложных эфи- ров - 3,47, низших органических кислот - 158,45, фосфорных минералов - 2,6. Эти и данные газовой составляющей подземных вод свидетельствуют о высоких перспективах подсолевых палеозойских отложений в пределах изучаемой площади. Наличие пентанов, бензола, толуола, аномально высоких концентраций низших органических кислот и определенно выраженные соотношения компонентов состава воднорастворенного газа указывают на ареальное влияние газонефтяной залежи, а также на близкое расположение ее к зоне водонефтяного контакта.

Из 40 опробованных объектов в подсолевых отложениях на площади Каратюбе пульсирующие притоки нефти были получены на 26-ти объектах. Дебиты нефти составили от 0,13-4,3 до 21,3 м³/сут (в пересчете). Такая явная дифференциация в де- битах, по мнению авторов, является следствием выборочной локализации трещинных коллекторов, тем более что проведенные различные методы интенсификации увеличения притоков не дали. Стабильный приток получить не удалось, так как вместе с нефтью выносилось большое количество шлама, что, видимо, обусловлено АВПД и широкой сетью микротрещин в породах-коллекторах.

Проведенные исследования Акжар-Курсай-Каратюбинской зоны свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности подсолевых поднятий, расположенных на участках сочленения региональных тектонических ступеней и совпадающих в плане с периферийными склонами выступов фундамента.

Комплексный анализ имеющихся геолого-геофизических материалов позволяет провести интерпретацию фактических данных по обнаружению коллекторов трещинного типа и связанных с ними залежей УВ. Залежи этого типа могут характеризоваться следующими основными чертами: одновременной приуроченностью в плане тектонически активных зон с повышенными формами рельефа подсолевых отложений, увеличением вероятности нахождения залежей с возрастанием глубины поиска, резко дифференцированной продуктивностью скважин по площади и по разрезу, наличием зон АВПД внутри самих залежей или во вмещающих толщах.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дальян И.Б. Размещение залежей нефти и газа в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины / В кн.: Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов,- М. Наука,- 1987.-С. 122-125.

2. Дальян И.Б., Посадская А.С. Геология и нефтегазоносность восточной окраины Прикаспийской впадины.- Алма-Ата: Наука,- 1972.

Abstract

Possibilities are being substantiated for the formation of oil and gas pools in fractured subsalt deposits of the terrigenous complex at the joint of tectonic phases where the most mobile zones with fractured reservoirs can be observed. The search for such specific areas are of utmost'importance because the wells drilled within fracture development could exhibit high flow capacity and enhance greatly the possibility of discovering ecologically clean oil and gas fields in the subsalt deposits of the eastern edge of the Precaspian depression. The practical significance of this study is that a new, prospective type of a pool may be involved in an oil-and gas-bearing complex when testing commercial hydrocarbon flows from the terrigenous subsalt strata of the Akzhar-Kursai-Karatyubin zone.

Рисунок Схема строения Каратюбе-Акжарского иглообразного поднятия:

1 - изогипсы по отражающему горизонту П1(кровля терригенных пород среднего визе), м; 2 - зона Кенкиякско-Байганинского глубинного разлома; структуры: I - Акжар, II - Курсай, III - Каратюбе