|
|
|
|
УДК (553.98.041:551.73):550.812(575.172) |
© Коллектив авторов,1991 |
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОЧНОГО УСТЮРТА
Т.И. УБАЙХОДЖАЕВ, С.Т. ТАЛИПОВ, X.X. АВАЗХОДЖАЕВ, В.Н. БАШАЕВ, Л.И. ЛАБУТИНА (ИГИРНИГМ)
Поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории Восточного Устюрта ведутся длительное время. С начала 60-х годов по настоящее время в юрских терригенных отложениях были открыты мелкие и средние по запасам газовые и газоконденсатные месторождения: Шахпахты (1963 г.), Куаныш (1969 г.), Западный Барсакельмес(1980 г.) и Акчалак (1983 г.). В трех последних промышленная газонефтеносность связана с нижнеюрскими преимущественно озерно-континентальными отложениями. Состав и условия их накопления исключают возможность образования в них первичной залежи нефти и газа. На этом основании был отмечен вторичный характер нефте- и газопроявлений в нижнеюрских отложениях Восточного Устюрта, обусловленный вертикальной миграцией УВ из подстилающих осадочных комплексов верхнего палеозоя [1]. Вероятность выявления здесь промышленных скоплений газа и нефти первоначально предполагалась исходя из сходства их геологического строения и тектонического развития с сопредельными территориями Западного Казахстана [3, 4, 5].
Практика поисково-разведочных работ, проведенных за последние годы на территории Устюрта, полностью подтвердила прогнозы нефтегазоносности верхнепалеозойских карбонатных толщ. Так, Каракудукской опорной скважиной под небольшой пачкой (27 м) красноцветов пермо-триаса в интервале глубин 3512-3722 м были вскрыты плитчатые и кавернозные органогенно-обломочные известняки средне-позднепалеозойского возраста, давшие при испытании притоки нефти с дебитом от 200 л до 6-7 м3/сут. Прямые признаки нефтегазоносности были установлены еще на площадях Центральный Кушкаир (скв. 1), Акчалак (скв. 18) и Северный Караумбет (скв. 1). Вскрытые мощности отложений палеозоя в них составляют соответственно 232, 17 и 158 м. При этом в пределах первых двух площадей из известняков получены промышленные притоки УВ-флюидов соответственно 50 и 308 тыс. м3/сут газа, а на третьей от 1,1 до 1,5 тыс. м3/сут газа из трещиноватых глинистых сланцев поздне-среднепалеозойского возраста. Во всех трех скважинах продукт получен из самой верхней части палеозойских образований, где развита, по-видимому, кора выветривания. Эти результаты предопределили необходимость более планомерного изучения палеозойских образований.
Поисково-разведочные работы, нацеленные на выявление скоплений нефти в указанном комплексе, сопряжены с большими трудностями в связи с тем, что структурный план верхнепалеозойских отложений не имеет прямого отражения в строении верхнего литолого-стратиграфического этажа. Тем не менее, перед геофизической службой ставится задача картирования палеозойских отложений с целью поисков возможных ловушек нефти и газа. Первой из выявленных по кровле палеозоя структур является Карачалакская.
Карачалакская структура расположена в пределах Куаныш-Коскалинской тектонической зоны и по поверхности известняков палеозоя представляет собой двухкупольную брахиантиклинальную складку размером 11x3,5 км и амплитудой 250 м, с запада и востока осложнена тектоническими нарушениями (рис. 1). Данная структура в 1989 г. была введена в поисковое бурение заложением в сводовой части на пикете 95 сейсмического профиля МОГТ 32880388 поисковой скв. 1 с проектной глубиной 4000 м (фактическая глубина 4020 м). Палеозойские отложения, представленные светло-серыми плитчатыми известняками, вскрыты на глубине 3527 м под 227-метровой пачкой красноцветов пермо-триаса. В процессе бурения в интервале 3525-3588 м ИПГ получен газ дебитом 250 тыс. м3/сут. Поисковая скв. 2 вскрыла на крутопадающем восточном крыле складки карбонатные отложения палеозоя, представленные очень плотными крепкими темно-серыми известняками, на глубине 3848 м, что на 323 м ниже, чем в скв. 1.
Скв. 3 пробурена к северо-западу на расстоянии 1 км от скв. 1. В ней при отборе керна снарядом “Недра” с глубины 3521 м после проходки 4 м произошло разгазирование бурового раствора, и скважина начала фонтанировать газом. Дебит газа ориентировочно составляет 500 тыс. м3/сут. Данный факт и ранее полученные материалы свидетельствуют о высоких перспективах палеозойских отложений, и их следует рассматривать в качестве основного, первоочередного объекта нефтегазопоисковых работ в пределах северной части Восточного Устюрта.
Анализ геологических и геофизических материалов, накопленных за последние годы, позволяет уточнить строение доюрской толщи и перспективы ее нефтегазоносности. Литолого-стратиграфический разрез доюрского комплекса сложен тремя толщами: метаморфическими породами докембрия и силура, слагающими фундамент; морскими терригенно-карбонатными и осадочно-вулканогенными образованиями девона-нижней перми; континентальными красноцветными верхней перми-нижнего триаса. Характер прослеживаемости сейсмических границ и анализ геологических материалов, полученных при бурении глубоких скважин, свидетельствуют о блоковом строении палеозойского комплекса и подстилающего его фундамента.
Важное значение в истории геологического развития Восточного Устюрта имеют события, проявившиеся, по-видимому, на рубеже конца ранней и начала поздней перми, когда в результате орогенических движений произошла смена морского седиментогенеза континентальным, и территория превратилась в участок суши с резко расчлененным рельефом и подверглась интенсивным денудационным процессам. В результате длительного развития этих процессов в посторогенный этап на дневную доверхнепермскую поверхность были выведены отложения каменноугольного (Чибелли, Каракудук, Западный Барсакельмес, Центральный Кушкайр, Акчалак, Карачалак), девонского (Центральный Устюрт) возрастов вплоть до пород кристаллического фундамента (Коскалинский выступ).
Представляющие наибольший интерес карбонатные породы каменноугольного возраста почти повсеместно развиты не только в пределах Северного Устюрта, но и далеко за его пределами (Южная Эмба, Кызылкумы, Прикаспийская впадина и др.). Однако к началу верхнепермско-триасовой седиментации ареалы их развития значительно сократились в результате эпигенетического размыва. Это касается и непосредственно территории Восточного Устюрта. Здесь они полностью уничтожены денудационными процессами в пределах Центрально-Устюртской системы дислокаций и Коскалинского выступа фундамента. На остальной территории они залегают под аргиллитовой или эффузивной толщей позднепалеозойского возраста, а в зонах отсутствия последних карбонаты должны вскрываться под верхнепермско-нижнетриасовыми красноцветами или более молодыми отложениями.
Анализ геолого-геофизических материалов и данных глубокого бурения с учетом унаследованно-наложенного характера развития основных тектонических элементов Восточного Устюрта и ступенчато-блокового характера строения палеозойского ложа развитых здесь прогибов позволил выделить в пределах современного Куаныш-Коскалинского поднятия Каракудукскую погребенную тектоническую ступень (вал), осложнявшую восточный борт Барсакельмесского палеозойского прогиба [2]. Возможно, в допозднепермское время Каракудукская ступень представляла собой горстообразное поднятие, вытянутое в субмеридиональном направлении, интенсивно подвергавшееся денудационным процессам, в результате которых участками были полностью размыты терригенно-вулканогенные образования и частично карбонатные породы. К началу отложения верхнепермских осадков Каракудукская ступень представляла собой участок земной поверхности, полого воздымающийся в северном и южном направлениях и осложненный серией пологих эрозионных останцов, сложенных карбонатными породами верхнего и среднего палеозоя. Палеовысоты останцов относительно денудационной поверхности, судя по мощностям пермо-триасовых отложений, выполняющих межостанцовые понижения, достигают 100-150 м и более.
Результаты сейсморазведочных работ последних лет показывают, что Каракудукская ступень разбита поперечными разломами, обусловившими блоковое строение тектонической зоны. В пределах высоко поднятых блоков верхнепалеозойские терригенно-вулканогенные отложения полностью размыты, на опущенных блоках осадочно-вулканогенная толща подверглась лишь незначительному размыву. Когда на поднятых блоках терригенно-вулканогенная толща размыта частично, эрозионный останец будет сложен эффузивными или аргиллитовыми породами, перекрывающими карбонатные образования. Подобные эрозионные выступы возможны и в пределах участков развития интрузивных тел и выходов фундамента.
Во всех случаях наличие положительных морфоструктур палеорельефа - благоприятный фактор для формирования ловушек. Положительные эрозионные морфоструктуры отражаются на сейсмических профилях как холмообразные поднятия и картируются как антиклинальные складки (рис. 2). При этом сглаживаются все морфологические особенности строения морфоструктур, что в значительной степени осложняет опоискование их глубоким бурением.
Одно из необходимых условий для формирования нефтегазовых залежей - наличие проницаемых пород. Если рассматривать палеозойские отложения в этом аспекте, то они залегают на больших глубинах, несут на себе следы значительного уплотнения, в силу чего наличие в терригенно-вулканогенной толще коллекторов гранулярного типа маловероятно. Здесь возможны лишь коллекторы трещинного или трещиновато-кавернозного (в случае карбонатов) типа.
Имеющиеся данные лабораторных исследований кернового материала (14 анализов) показали, что терригенные (песчаники, туфопесчаники, алевролиты) и карбонатные (органогенно-обломочные кристаллозернистые известняки и доломиты) породы характеризуются низкими значениями пористости (полная 1,2-2,1 %; открытая 1,0-2,79 %) и отсутствием проницаемости. Эти результаты находятся в противоречии с данными испытания палеозойских отложений. В большинстве случаев из опробованных интервалов получены притоки высокоминерализованных пластовых вод дебитом от 1-2 до 5000 м3/сут, а на ряде площадей притоки нефти и газа, что свидетельствует, несомненно, о наличии в палеозойских отложениях проницаемых пород.
Несоответствие между результатами опробовательских и лабораторных работ объясняется тем, что проанализированный керн отобран из плотных непроницаемых интервалов палеозойского разреза. Из проницаемых горизонтов обычно не удается поднять керн, а если и удается, то он представлен обычно мелкой остроугловатой известняковой щебенкой, что позволяет предполагать развитие в этих зонах трещиноватых разностей карбонатных пород. Самая верхняя часть доверхнепермского палеозоя представлена корой выветривания, где интенсивно происходили процессы выщелачивания карбонатов с образованием каверн и карстовых пустот. Это подтверждается и керновым материалом, где наблюдаются различно ориентированные трещины, выполненные кальцитом, и каверны размером 2-3 см. Помимо этого, имеются факторы (широкое развитие в карбонатах рифообразующих организмов и др.), позволяющие связывать пористость известняков с их рифовой природой.
Имеющийся материал не позволяет однозначно ответить на вопрос, какой из перечисленных типов коллекторов преимущественно развит, и требует скорейшего разрешения, так как от него во многом зависит выбор методики и направления нефтегазопоисковых работ. Необходимо скорейшее нефтегазовое освоение палеозойских отложений. При этом для повышения эффективности нефтегазопоисковых работ рекомендуется следующее.
1. Для изучения строения доюрской толщи Восточного Устюрта выполнить региональный сейсморазведочный профиль МОГТ-МОВ по линии профиля КМПВ-V. Данный профиль протяженностью 500 км пересечет всю территорию с юго-запада на северо-восток и пройдет через шесть различных тектонических зон: Туаркыр-Капланкырскую систему дислокаций, Южно-Устюртскую впадину, Центрально-Устюртскую систему дислокаций, Барса-кельмесский прогиб, Актумсукский выступ и Косбулакский прогиб. Каждая из этих зон обладает специфическим строением, поэтому полученный фактический материал и его обработка с единых методологических позиций в комплексе с геолого-геофизической информацией станут базисом сведений о глубинном строении Восточного Устюрта.
При региональном изучении геологического строения домезозойских образований хорошие результаты получены на основе комплексирования материалов сейсморазведки, гравиметрии и магниторазведки. Это позволило получить на уровне карты масштаба 1:500 000 сведения об ареалах развития основных палеозойских формационных комплексов: магматогенного, терригенно-туфогенного и карбонатного, а также перейти к разработке двухмерных геолого-геофизических моделей (см. рис. 2).
В настоящее время силами КГПЭ ПО Ташкент-геология эти работы выполняются. Использование полученных данных в сочетании с геологическими и сейсмическими позволит перейти к построению детальных геолого-геофизических моделей строения палеозойской толщи на площадях, передаваемых под поисковое и параметрическое бурение.
2. Для уточнения зон развития карбонатов палеозоя и выявления в их пределах холмообразных поднятий поисково-детальные сейсморазведочные работы сосредоточить на Куаныш-Коскалинском валу, северном борту Барсакельмесского прогиба, на южных бортах Самского и Косбулакского прогибов и на перемычке, разделяющей эти прогибы, где предполагается на поверхности палеозоя развитие карбонатов.
3. С целью изучения геологического строения разреза палеозоя и перспектив его нефтегазоносности необходимо продолжить бурение параметрических скважин. Считать обязательным проведение в этих, а также первых поисковых скважинах полного комплекса ПГИ и ВСП. Учитывая большие глубины залегания палеозоя (от 3500 до 6000 м и более), необходимо оснастить геологоразведочную службу соответствующим парком буровых станков.
4. С целью оценки нефтегазоносности палеозоя ряда площадей, где были получены прямые признаки нефти и газа (Западный Барсакельмес, Центральный Кушкаир, Приозерная, Акчалак, Чинак и др.) и поисковые скважины закладывались по юрскому структурному плану, необходимо переподготовить их по палеозою, так как наблюдаются значительные смещения структурных планов по этим отложениям. В дальнейшем необходимо опоискование палеозойских поднятий на оптимальных участках.
5. В области научно-исследовательских работ для изучения литологии и строения положительных морфоструктурных элементов поверхности палеозоя в целом и карбонатной толщи в частности необходимо комплексирование наряду с общепринятыми геологическими приемами геофизических методов: сейсморазведки и гравимагниторазведки. При этом рекомендуется использовать сейсморазведку в вариантах, принятых в ПГО Узбекгеофизика, а гравиметрию и магнитометрию на базе решения обратных и прямых задач с выходом на построение геолого-геофизических моделей в трехмерном варианте.
С целью определения прогнозных ресурсов УВ и наиболее перспективных объектов для постановки поисковых работ необходимо провести комплексное изучение строения, вещественного состава, фациально-палеогеографических условий осадконакопления, постседиментационных изменений, нефтегазопродуцирующего потенциала и на этой основе создать геолого-генетические модели палеозойских отложений с разработкой критериев оценки перспектив их нефтегазоносности.
Выполнение отмеченных работ позволит осветить слабоизученные стороны геологического строения палеозойских отложений, перспективы их нефтегазоносности, что будет способствовать обоснованному выбору объектов для постановки поискового бурения, открытию новых месторождений нефти и газа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
This paper presents new data on oil and gas potential of the Paleozoic in the Eastern Ustyurt, as well as the results of drilling and testing in the Karachaganak area. On the basis of the generalization made, the writers reconstruct the Eastern Ustyurt Paleozoic history and accumulation environments of Upper Paleozoic sediments. The conclusions regarding the evaluation of petroleum prospects and the recommendations on oil and gas plays seem to be feasible.
РИС. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОВЕРХНОСТИ ВЕРХНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ ИЗВЕСТНЯКОВ ПЛОЩАДИ КАРАЧАЛАК:
1 - изогипсы поверхности верхнепалеозойских известняков (?), м; скважины: 2 - пробуренные, 3, а - рекомендуемые, 3, б - заложенные; 4 - граница распространения зоны с пониженными значениями акустической емкости частоты сигнала отраженной волны; 5 - контур подсчета площади структуры Карачалак; 6 - тектонические нарушения.
РИС. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ПО ЛИНИИ СЕЙСМИЧЕСКОГО ПРОФИЛЯ 26880388:
1 - сейсмические границы МОВ-ОГТ; 2 - предполагаемая поверхность фундамента; 3 - тектонические нарушения; 4 - скважины глубокого бурения; комплексы: 5 - красноцветный пермо-триасовый, 6 - терригенно-туфогенный, 7 - карбонатный