|
УДК 553.98(574.1) |
|
|
|
© Коллектив авторов, 1995 |
ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ДОЮРСКОГО СТРУКТУРНОГО КОМПЛЕКСА п-ова БУЗАЧИ В СВЯЗИ С ПЕРСПЕКТИВАМИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
В.В. Козмодемьянский (АО "Мангышлакнефтегеофизика"), М.Ж. Салимгереев (АО "Каражанбасмунай"), В.П. Авров, К.В. Виноградова (ИГиРГИ), В.В. Липатова (ВНИГНИ)
П-ов Бузачи - один из важнейших районов нефтедобычи Западного Казахстана. Здесь в юрско-меловых отложениях открыты и уже разрабатываются такие группы месторождений, как Северный Каражанбас, Каламкас и др. Если отложения платформенного чехла достаточно хорошо изучены и надеяться на открытие новых значительных по запасам месторождений в них не приходится, то мощный доюрский комплекс изучен еще недостаточно. Многие исследователи (Б.Б. Дьяков, В.В. Грибков, В.П. Токарев, Э.С. Воцалевский и др.) рассматривают его в качестве потенциально перспективного, благоприятного для образования и сохранения УВ [4].
Район исследований находится в зоне сочленения Восточно-Европейской и Центрально-Евразийской платформ. Эта тектоническая позиция региона и определила особенности его геологического строения и тектонического развития.
Доюрский комплекс п-ова Бузачи представлен мощной (более 4000 м) толщей пород различного состава и генезиса - от верхнего девона до верхнего триаса включительно. Комплексное литолого-биостратиграфическое изучение доюрских пород, вскрытых глубокими и параметрическими скв. 1П Арман, 1П Восточный Каратурун, 1П Каламкас, 7Г Северо-Бузачинская, 1П Северный Каражанбас, позволило в их составе выделить и проследить следующие литолого-стратиграфические подразделения: верхний девон, верхний девон - нижний карбон, нижний карбон, средний карбон, верхний карбон - нижняя пермь, верхняя пермь, нижний, средний и верхний отделы триасовой системы.
Наиболее полные разрезы верхнего палеозоя и триаса вскрыты параметрическими скв. 1П Арман и 1П Восточный Каратурун, пробуренными в северной части полуострова.
Остановимся на краткой характеристике выделенных литолого-стратиграфических подразделений.
Верхний девон. Эти отложения являются наиболее древними и вскрыты только в разрезе скв. 1П Арман. Они представлены переслаиванием аргиллитов карбонатных, темно-серых, черных, местами бурых, ожелезненных и известняков глинистых, тонкокристаллических серых, темно-серых, коричневых. Позднедевонский возраст установлен по комплексу миоспор. Вскрытая мощность 328 м.
Верхний девон - нижний карбон. Нерасчлененные породы данного комплекса выявлены также только в скв. 1П Арман. Характерной их особенностью является пестроцветная окраска слагающих пород: аргиллитов с подчиненными прослоями алевролитов, песчаников, известняков. Возраст установлен по микрофауне фораминифср. Мощность 810 м.
Нижний карбон. Нижнекаменноугольные образования, вскрытые в скв. 1П Восточный Карату рун, характеризуются преимущественно карбонатным составом. Преобладают тонкозернистые и пелитоморфные известняки, темно-серые, почти черные, с прослоями мергелей и аргиллитов. В скв. 1 П Арман, напротив, доминируют терригенные разности: песчаники, алевролиты, аргиллиты темно-серые, черные. Возраст отложений также определен по комплексу фораминифер. Вскрытая мощность достигает 1764 м.
Средний карбон. Отложения этого подразделения также установлены в разрезах скв. 1П Арман и 1П Восточный Каратурун, где они соответственно представлены аргиллитами, алевролитами, песчаниками с прослоями туфов, вулканогенно-осадочных пород и органогенно-обломочными известняками. Возраст установлен по комплексу фораминифер. Мощность 346-472 м.
Верхний карбон - нижняя пермь.
Верхнекаменноугольный - нижнепермский разрез наиболее полно представлен в скв. 1П Северный Каражанбас, где имеет двучленное строение: нижняя часть - вулканогенно-осадочная, верхняя - преимущественно карбонатно-глинистая. В скв. 7Г Северо-Бузачинская одновозрастные образования сложены известняками биоморфно-детритовыми, темно-серыми, чередующимися с аргиллитами. Отмечаются прослои гравелитов и брекчий. Вскрытая мощность в разрезах этих скважин составляет 1500 и 2373 м. К северу в скв. 1П Арман и 1П Восточный Каратурун наблюдается резкое сокращение мощности этого комплекса до 80-300 м.
Верхняя пермь. Верхнепермские отложения, залегающие с размывом на подстилающих каменноугольных и нижнепермских породах, резко различаются по литологическому составу.
В наиболее полном разрезе скв. 1П Арман они сложены красно-бурыми, шоколадными аргиллитами, алевролитами с прослоями песчаников и включениями гнезд ангидрита. Одновозрастные и литологически сходные разности установлены в скв. 1П Восточный Каратурун и 1П Каламкас, где они выделены в каражанбасскую свиту. Мощность до 910 м.
Нижний триас. Породы рассматриваемого комплекса выделяются во всех изученных скважинах и залегают с перерывом на отложениях верхней перми. В наиболее полных разрезах (скв. 1П Арман, 1П Восточный Каратурун, 1П Каламкас) нижнетриасовые образования выделяются в северо-бузачинскую и бузачинскую свиты. Они представлены переслаиванием красно- и пестроцветных аргиллитов, алевролитов, туфоалевролитов, песчаников. Возраст определяется по комплексу остракод, харофитов, миоспор. Мощность изменяется от 890 до 2000 м.
Средний триас. Данные отложения сохранились от размыва в наиболее погруженных зонах. Детально они изучены на площади Каламкас, где выделены в одноименную свиту (Липатова В.В. и др., 1985), состоящую из пестроцветных песчано-алевролитовых пород, аргиллитов, реже известняков. Характерны прослои туфов. Среднетриасовый возраст каламкасской свиты подтвержден остракодами, харофитами, миоспорами. Мощность до 620 м.
Верхний триас. Эти породы сохранились от размыва в Южно-Бузачинком прогибе (Западный Торлун). Они сложены темно-серыми аргиллитами, насыщенными углефицированным детритом, алевролитами, песчаниками с прослоями тонкозернистых известняков. Возраст определен по положению в разрезе и сопоставлению с верхнетриасовыми отложениями Горного и Южного Мангышлака. Мощность до 722 м.
Таким образом, в результате комплексного литолого-биостратиграфического изучения в составе доюрского комплекса п-ова Бузачи впервые установлено присутствие девонских (скв. 1П Арман), средне- и нижнекаменноугольных (скв. 1П Восточный Каратурун, 1П Арман) отложений. Уточнено распространение верхнепермских и триасовых образований в северной части Бузачинского сводового поднятия.
Сравнительный анализ верхнепермских и особенно триасовых пород п-ова Бузачи, Северного Устюрта и прилегающих районов Прикаспийской впадины показывает, что они имеют много общих черт, что обусловлено вхождением их в единый седиментационный бассейн, формирование которого происходило в едином климатическом поясе (Липатова В.В. и др., 1985).
Состав флоры в течение доюрского времени постоянно изменялся под воздействием различных климатических условий: от аридных (поздний девон, поздняя пермь, ранний триас) до гумидных (карбон, ранняя пермь, поздний триас).
Новый геолого-геофизический материал по сейсмосъемке МОГТ и данным бурения параметрических скважин на площадях Северный Каражанбас, Арман и Восточный Каратурун позволил выявить особенности тектонического строения этого региона.
Наиболее крупной тектонической структурой является Бузачинский мегасвод (рис. 1), ограниченный солянокупольной областью на севере, Южно-Бузачинским прогибом на юге, Северо-Устюртской впадиной на востоке, Байчагырской зоной поднятий с Такубайским валом и Арыстановской ступенью на юго-востоке. На площади Каламкас и к югу от нее между дизъюнктивами C1 и С2 имеет место замкнутый прогиб амплитудой порядка 3000 м. Положение и конфигурация прогиба позволяют предполагать существование двух обособленных уходящих в море сводов: Арманского и Каратурунского. Абсолютные отметки отражающего сейсмического горизонта VI2 в пределах указанных сводов колеблются от -2900 до -5000 м на площади Арман и от -3000 до -5500 м - Восточный Каратурун.
В районе площади Северный Каражанбас между тектоническими нарушениями С3 и С4 зафиксирована еще одна приподнятая зона с абсолютными отметками горизонта -2500 и -3300 м, которая вдоль тектонического нарушения С4 протягивается, видимо, на восток в сторону Кызана и далее к Такубайскому валу. Эта крупная мобильная зона по горизонту VI представлена в виде желоба, выполненного мощной каменноугольно-верхнедевонской толщей (см. рис. 1,2).
Полученные новые данные бурения позволили также уточнить корреляцию и стратификацию ряда отражающих сейсмических горизонтов по временным разрезам субширотных профилей 289100, 289101, 289105 (рис. 3). Стратиграфическая привязка основных отражающих сейсмических горизонтов в доюрском комплексе п-ова Бузачи представляется в следующем виде:
V1 - размытая поверхность триаса,
V3 - в нижнем триасе (подошва оленека), VI1 - в подошве триаса, VI2 - в подошве перми, VIД - в кровле верхнего девона.
При рассмотрении перспектив нефте- газоносности доюрского комплекса Бу- зачинского мегасвода прежде всего следует подчеркнуть его благоприятное структурно-тектоническое положение среди смежных нефтегазоносных регионов: Южная Эмба (промышленные залежи на Прорве в триасе и на Тенгизе - в пермокарбоне), Северный Устюрт (признаки нефтеносности на площадях Комсомольская, Култук в триасе), Южный Мангышлак (многочисленные месторождения в триасе, месторождение нефти на площади Оймаша в палеозое).
Следующая предпосылка, позволяющая положительно оценивать перспективы доюрского комплекса п-ова Бузачи, связана с реальной возможностью существования при определенных условиях залежей УВ в изверженных и метаморфических породах, лишенных межзерновой пористости. Так, на площади Оймаша обнаружена нефтяная залежь в толще гранитов, которые приобрели коллекторские свойства под влиянием разрывных нарушений и процессов эпигенеза.
Кроме того, при бурении параметрических скважин получена заслуживающая внимания информация о нефтегазоносности доюрского разреза. На Восточном Каратуруне по данным геолого-технологических исследований в разрезе карбона и девона выделено 16 интервалов с повышенным газосодержанием. Несмотря на то, что кривые суммарного газосодержания искажены в связи с добавками в промывочную жидкость сырой нефти, интервалы 4231-4235, 4737-4860, 4913-4925 м привлекают особое внимание, поскольку при их проходке резко увеличилась механическая скорость, а при испытании последнего интервала с помощью ИПТ получен буровой раствор с газом (СН4 - 42 %).
В скв. 1П Арман интервалы 2055- 2057, 2110-2115, 2121-2126 м (низы триаса) по данным ГИС характеризуются как песчаники нефтенасыщенные низкопористые, слабопроницаемые. В интервале 3893-3901 м (девон - карбон) поднят керн, представленный нефтенасыщенными черными песчаниками с вертикальными трещинами. Ниже по разрезу по газовому каротажу выделяются несколько водоносных интервалов с растворенным газом.
В призабойной части в интервале 5376-5400 м вскрыты газосодержащие трещиноватые известняки.
Данные люминесцентно-битуминологических исследований показали высокое содержание битумоида (7-12 баллов) в верхнекаменноугольно-нижнепермских отложениях (скв. 1П Восточный Каратурун). В скв. 7Г Северо-Бузачинская одновозрастные породы содержат УВ преимущественно сапропелевого типа, а в глинистых прослоях - сапропелево-гумусового.
Приведенный новый материал по нефтегазоносности доюрского комплекса позволяет надеяться на возможные скопления УВ в доюрском разрезе п-ова Бузачи. Это подтверждается результатами изучения микроорганических остатков в нефти Северо-Бузачинской зоны (Досмухамбетов Д.М. и др., 1983). Палинологические исследования юрской и меловой нефти месторождений Каражанбас, Каламкас, Арман показали преобладание палеозойских (девонских и каменноугольных) видов микрофоссилий, что свидетельствует о широкой вертикальной миграции флюидов из палеозойского комплекса. По данным геохимических исследований в триасовых и палеозойских отложениях (площади Северный Бузачи, Арман, Восточный Каратурун) обнаружен легкий, подвижный флюид УВ-состава. Следовательно, данные палинологических и геохимических исследований указывают на формирование юрско-меловой продуктивной толщи п-ова Бузачи за счет вертикальной миграции УВ из доюрского комплекса.
Более того, как следует из анализа истории геологического развития региона, скопления нефти и газа в юрско-меловых породах, залегающих на небольших глубинах, никогда не находились в термобарических условиях, отвечающих главной зоне нефтегазообразования. Следовательно, они могли быть генерированы либо более древними комплексами, либо одновозрастными образованиями смежных регионов, либо за счет того и другого источника.
На данной стадии изученности, учитывая данные литолого-палинологических и геохимических исследований, логично допустить, что образование месторождений УВ происходило в результате вертикальной миграции из палеозойских отложений.
Из сказанного следует, что пристального внимания заслуживает верхнекаменноугольно-нижнепермский комплекс, где установлены прямые признаки нефтегазоносности. Вероятность обнаружения значительных скоплений УВ в верхнепермско-триасовой толще невысока. Особенно это касается центральных и южных районов п-ова Бузачи, где степень дислоцированности этих пород довольно значительна, что привело к их повышенной уплотненности и как следствие к утрате первичных коллекторских свойств. Практический интерес могут представлять сероцветные всрхнетриасовые толщи, появляющиеся на склонах свода и обладающие удовлетворительными коллекторскими свойствами. По данным В.В. Липатовой и Ю.А. Воложа [2,3], мощные коллекторские толщи (пористость 22 %) установлены также в прибрежно-морских среднетриасовых отложениях на площади Каламкас.
В этой зоне наряду с традиционными антиклинальными ловушками можно предположить развитие зон литологического выклинивания и стратиграфического срезания, содержащих скопления УВ.
Анализ данных глубокого бурения в совокупности с геофизическим материалом позволяет выделить перспективные зоны для постановки глубокого и параметрического бурения, к которым относится прежде всего северный склон Бузачинского мегасвода. Оценка перспектив нефтегазоносности контролируется тектоническим фактором. При этом важное значение имеет широкое развитие чешуйчато-надвиговых дислокаций, в районах развития которых наблюдается наибольшая плотность антиклинальных структур.
В Прибузачинской акватории Каспия определенные перспективы связываются с обнаруженными биогермными постройками тенгизского типа.
В качестве первоочередного района геолого-разведочных работ выделяются северная часть п-ова Бузачи и прилегающая акватория Каспия, где рекомендуется проведение сейсморазведочных работ МОГТ по системе профилей, связывающих сушу и море.
ЛИТЕРАТУРА
1. Багдасарян Л.Л. Микроорганические остатки в нефтях п-ова Бузачи //Тр. ВНИГРИ. - 1976. - Вып. 384.
2. Доюрский комплекс Северного Устюрта полуострова Бузачи /В.В. Липатова, Ю.А. Волож, Э.С. Воцалевский и др. - М.: Недра, 1985.
3. Новые данные по стратиграфии триасовых отложений Северного Устюрта /В.В. Липатова, Ю.А. Волож, С.Н. Жидованов и др. //Изв. АН КазССР. Сер. геол. - 1984. - № 2. - С. 41-48.
4. Нурманов А.Н., Грибков В.В. Бузачи - новый нефтегазоносный район // Геология нефти и газа. - 1975, - № 5. - С. 15-18.
The Buzachi peninsula is one of the major oil producing areas in West Kazakhstan.
If deposits comprising the platform cover are considered to be adequately studied, thic k Pre-Jurassic complex is still not clearly understood. While examining Pre-Jurassic complex in view of oil/gas potential of the Buzachi megaarch, the favourable structural-tectonic: arch position among adjacent oil/gasbearing regions should be first of all emphasized.
The next favourable ground is a real possibility of hydrocarbon pools being existed in sequences of intrusive and metamorphosed rocks with no intergranular porosity as evidenced by presence of oil pool in the Oimasha area within granites sequence which have acquired the reservoir properties under disjunctive dislocations and epigenetic processes effect. Moreover, parametric wells drilling provided information on the Pre-Jurassic section oil/gas potential. Data on palynological and geochemical studies of Jurassic and Cretaceous oils suggest possible hydrocarbon migration from Paleozoic deposits and thus the Jurassic-Cretaceous productive strata formation in the Buzachi peninsula owing to vertical hydrocarbon migration from the Pre-Jurassic complex. Analysis of deep drilling data in combination with geophysical materials makes it possible to distinguish promising areas for deep and parametric drilling, among which is primarily the northern slope of the Buzachi arch.
Рис.1. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА п-ова БУЗАЧИ
1, 2 - границы: 1 - соляно-купольной области, 2 - тектонических элементов I (а), II (б) и III (в) порядков; 3 - тектонические нарушения установленные (а) и предполагаемые (б); 4 - месторождения нефти и газа с указанием возраста продуктивного горизонта; 5 - сейсмический профиль; 6 - параметрические скважины; I - Северо-Устюртская впадина, II - Байчагырская зона поднятий, III - Южно-Бузачинский прогиб
Рис.2. СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКАЯ СХЕМА ПО ОТРАЖАЮЩЕМУ ГОРИЗОНТУ Vl2 (ПЛОЩАДИ СЕВЕРНЫЙ КАРАЖАНБАС, АРМАН, ВОСТОЧНЫЙ КАРАТУРУН)
1 - тектонические нарушения установленные (а) и предполагаемые (б); 2 - изогипсы, м, установленные (а) и предполагаемые (б); 3 - экстремальные отметки горизонта. Остальные усл. обозначения см. па рис. 1
Рис.3. ВРЕМЕННОЙ РАЗРЕЗ 289100, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЙ ВОЛНОВУЮ КАРТИНУ п-ова БУЗАЧИ
