Геология
Закономерности распространения нефтегазоносности в пределах западной части Туранской плиты
Ажгалиев Д.К., технический консультант ТОО «Компания «Недра-Инжиниринг»В соответствии с характеристикой регионального тектонического положения западная часть Туранской плиты представлена Северным Устюртом (одноименная система прогибов и поднятий), Бозашинским поднятием и прилегающими районами Мангышлака и Прикарабогазья [3]. По результатам регионального проекта «Комплексное изучение осадочных бассейнов Республики Казахстан» (Акчулаков У.А., Карабалин У.С., Исказиев К.О. и др.; 2009-2013 гг.), выполненного по инициативе АО НК «КазМунайГаз» и Комитета геологии и недропользования Министерства по инвестициям и развитию РК, северная часть территории, объединяющая, соответственно, на востоке и западе Северный Устюрт и Бозашинское поднятие, выделена в Устюрт-Бозашинский бассейн [5]. Прилегающие на юге районы Мангышлака и Прикарабогазья отнесены отдельно к Мангышлакскому осадочному бассейну в составе, последовательно ориентированных в плане с севера на юг, Центрально-Мангышлакско-Устюртской системы дислокаций и Южно-Мангышлакской системы прогибов и поднятий [3, 4].
В историческом плане рассматриваемая территория развивалась и входила в состав единой Восточно-Европейско-Туранской литосферной плиты (Жолтаев Г.Ж.; 1998г.). Влияние Урало-Тянь-Шанского палеоокеана на востоке и Палеотетис – на юге, приводило к образованию в ней внутриконтинентальных рифтов (Южно-Эмбинский, Бозашинский, Мангышлакский). В результате на юге литосферной плиты выделены крупные блоки (Кара-Богаз-Гол, Северный Устюрт, Среднекаспийская микроплита, Мангышлак и др.) [6]. С позиции общности истории развития всей западной части Туранской плиты (Северный Устюрт, Бозаши, север Мангышлака и Прикарабогазье) и близких по составу слагающих фундамент и палеозойскую толщу структурно-формационных комплексов, в данной статье с учетом этого рассмотрены закономерности в пространственном распространении нефтегазоносности, размещении основных нефтегазоносных зон и нефтегазовмещающих толщ.
В настоящее время на рассматриваемой территории, с учетом территории Казахстана и Узбекистана, выявлено 86 месторождений, в т.ч.: 55 – на Мангышлаке и 31 – на Северном Устюрте и Бозаши. Залежи нефти и газоконденсата выявлены в отложениях палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Причем, в мезозое и кайнозое залежи выявлены практически на всех стратиграфических уровнях, от юры до палеогена, включительно. С учетом имеющихся данных и достигнутой стадии изученности для пространственного распространения нефтегазоносности в целом, характерны ниже следующие особенности.
На севере территории в пределах Устюрт-Бозашинского бассейна отмечена определенная зональность в фазовом составе УВ. В восточной части преобладают по составу газовые и газоконденсатные залежи (Арыстановская, Каракудук, Шагырлы-Шомышты, Бозой, Кызылой, Аккулковская, Кокчалак, Урга и др.). В то время как на западе распространены преимущественно нефтяные залежи (Бозаши Северный, Арман, Кирель, Каражанбас, Каратурунская группа и др.). Нефтяные залежи на западе по гипсометрии располагаются выше, относительно газовых и газоконденсатных залежей на востоке территории. В данном отношении показательно постепенное погружение поверхности палеозоя с запада на восток в интервале глубин 2,0-4,3 км и, как видно, различный характер залегания палеозойской толщи на западе и востоке рассматриваемой территории. Возможно, восточная часть территории характеризовалась более активным формированием нефтей ранней генерации.
Заслуживает внимания обнаружение в последние годы залежей нефти в юрско-меловых отложениях площади Аккулковская в северо-восточной части Устюрт-Бозашинского бассейна, для которой традиционно были характерны преимущественно газовые залежи и, ранее, как известно, поиски нефтяных залежей в этой части бассейна были безуспешными. Корреляция благоприятных условий и данных по площади Аккулковская на прилегающие районы, безусловно, позволит повысить в дальнейшем эффективность поиска новых нефтяных залежей на востоке и северо-востоке Устюрт-Бозашинского бассейна.
Расположение залежей в плане указывает на приуроченность их к зонам крупных тектонических элементов II-ого порядка (рисунок).
Степень насыщенности УВ и плотность месторождений по территории в целом неравномерна. Так, на Мангышлаке основные зоны нефтегазонакопления (далее – ЗНГН) приурочены к Жетыбай-Узеньской ступени и Песчаномысско-Ракушечной зоне поднятий, на которых расположены 28 и 7 месторождений, соответственно. Из выявленных 55 месторождений Мангышлака только на 3-х (Узень, Жетыбай и Тенге) сосредоточено около 90% от общего объема выявленных запасов нефти и газоконденсата. На Бозашинском поднятии выявлено 10 месторождений, характерно, что они имеют различный порядок и на относительно близком расстоянии довольно заметно разнятся между собой по величине запасов. В пределах Северного Устюрта 8 месторождений сосредоточены на основной его части (Аккулковско-Базайский вал, Арыстановская ступень, Колтыкский прогиб). 13 месторождений приурочены к юго-восточной части (Актумсукское поднятие, Куаныш-Коскалинский/ Аламбекский, Тахтакаирский валы, Барсакельмесский и Судочий прогибы).
Прослеживается определенная приуроченность скоплений нефти и газоконденсата к локальным поднятиям и участкам структурных «задержек» на бортах и склонах сводов и прогибов. В более крупном плане эти закономерности позволяют дифференцировать территорию на систему крупных положительных и отрицательных элементов, которые со структурных позиций вполне могут рассматриваться в качестве областей аккумуляции скоплений УВ и нефтегазогенерации.
В общем, особенности нефтегазоносности рассматриваемой территории (Устюрт-Бозаши, Мангышлак) в значительной мере предопределены влиянием и трендами разломной тектоники. В свою очередь, структурные планы практически всех выявленных крупных элементов II-ого порядка по поверхности фундамента и кровле палеозойской толщи достаточно хорошо согласуются между собой.
В настоящее время нефтегазоносный потенциал рассматриваемой территории характеризуется значительной степенью выработанности запасов основных Узень-Жетыбайской, Бозашинской и Карагиинской групп месторождений, связанных с отложениями юры и мела. Соответственно, это обуславливает необходимость реализации наиболее актуальной для Мангистауского региона задачи по восполнению сырьевой базы по УВС за счет постановки ГРР на перспективных территориях и расширения площади продуктивности известных ЗНГН, в т.ч.: за счет вовлечения в поисковые исследования более погруженных интервалов разреза, связанных с палеозойской толщей. Практический интерес с данной точки зрения также, представляется объективным в историческом аспекте с учетом полученных новых данных и достигнутой стадии изученности.
В связи с получением промышленных притоков УВ в палеозойском комплексе Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятий (Оймаша), Куаныш-Коскалинского вала (Карачалак, Кокчалак), Судочьего прогиба (Урга Северный) и нефтегазопроявлений на отдельных структурах Прикарабогазья и юга Мангышлака (Аламурын Южный, Тамды и др.), дальнейшее более детальное изучение особенностей внутреннего строения и перспектив нефтегазоносности данного комплекса приобретает важное значение [1, 7]. Причины отсутствия до настоящего времени новых и значимых по запасам месторождений УВ в отложениях палеозоя на остальной территории, полагаем, во многом связываются с далеко недостаточной степенью изученности данного комплекса бурением. Имеющиеся геолого-геофизические материалы, несмотря на их ограниченный объем, все же позволяют на достигнутой стадии изученности с более оптимистичных позиций рассмотреть перспективность палеозойского комплекса в нефтегазоносном отношении с учетом ниже следующих благоприятных предпосылок.
- Получены промышленные притоки УВ на площади Оймаша, приуроченные к зонам разуплотнения в ареале развития гранитной интрузии. Прогнозируется значительное расширение к югу (вплоть до залива Кара-Богаз-Гол) территорий с аналогичными условиями залегания. При этом, поисковый интерес представляют не только породы осадочного комплекса. В условиях Песчаномысско-Ракушечного участка Мангышлака залежи УВ связываются также с зонами дробления и разуплотнения, сложенными гранитами и гранитоидами. По данным Майлибаева М.М. (2014г.) отмечены высокие значения ФЕС в аркозах – образованиях, сформированных на месте дробления и разуплотнения интрузии. Пористость и проницаемость в породах составляет 15-23 % и до 1,8 мкм2, соответственно [7].
- Как уже было отмечено выше, отложения палеозоя нефтегазоносны на ряде площадей юго-восточной части Устюрт-Бозашинского бассейна на юге Северного Устюрта (Куаныш-Коскалинский и Тахтакаирский валы, Барсакельмесский и Судочий прогибы). Кроме упомянутых выше площадей, на которых ранее получены промышленные притоки газа и газоконденсата, еще в ряде случаев получены интенсивные газопроявления (Чибины, Кушкаир Центральный, Мурун), непромышленный приток нефти (Каракудук), прямые признаки УВ и подтверждение вероятной продуктивности по данным ГИС (Караумбет Северный, Акчалак и др.). Предполагаемые залежи в палеозое связываются с карбонатными отложениями верхнедевонского (фамен), нижне-среднекаменноугольного и каменноугольно-нижнепермского возраста [1].
- Получены данные, указывающие на процессы вертикальной миграции УВ из палеозойской толщи и вторичный генезис некоторых крупных залежей в юрско-меловом комплексе. Так, по качественной характеристике нефти и анализу строения Бозашинской ЗНГН установлено превышение подтвержденных объемов запасов нефти и газа промышленных категорий над генерационными возможностями и потенциалом юрской продуцирующей толщи (Акчулаков У.А. и др.; 2009-2013 гг.). Это дало основание полагать существование дополнительного подтока и последующей миграции УВ в мезозойские отложения из более глубоких интервалов разреза, в большей мере связанных с палеозоем. Кроме этого, на то, что для юрских залежей Жетыбай-Узеньской ЗНГН основным источником УВ являлся палеозойский комплекс, указывают данные определения в нефти мезозоя содержания микрофоссилий миграционного характера (микроорганические остатки растительного и биогенного происхождения), соотносящиеся с палеозоем. Присутствие в юрской и триасовой нефти Мангышлака верхнепалеозойских (карбон) микрофоссилий предполагает высокую вероятность доминирующей роли вертикальной миграции в образовании скоплений УВ в триасе и юре. С учетом этих факторов, а также регионального структурно-тектонического плана и особенностей развития разломной тектоники трудно предполагать значительное латеральное перераспределение УВ в разрезе данного региона.
Характерно неравномерное, «разбросанное» расположение залежей в плане и, одновременно, многоярусное их размещении в разрезе поднятий на уровне мезо-кайнозоя, указывающие на возможную связь залежей и ЗНГН с выраженными трендами и ареалами простирания крупных разломных зон. С учетом этого для большей территории запада Туранской плиты предполагается дифференцированный по площади и разрезу «очаговый» характер формирование скоплений УВ с приуроченностью к элементам II-ого порядка, свидетельствующий о высокой перспективности крупных поднятий в палеозойском комплексе.
Дополнительно, на процессы глубинной миграции УВ указывает групповой состав битумоидов и коэффициенты битуминизации органического вещества, составляющий в глинисто-алевролитовых породах 0,8-8% и до 26-78% в карбонатах, содержащих вторичные битумы. В комплексе с прямыми проявлениями нефти (Каракудук) и газа (Карачалак), это позволяет предполагать возможности генерации УВ нижнекаменноугольными и верхнекаменноугольно-нижнепермскими отложениями (по аналогии с зонами в восточной части Устюрт-Бозашинского бассейна). По данным расчетам, наличие глубинной вертикальной миграции предполагается по разломам и проводящим каналам, сформированным, в свою очередь, за счет зон разуплотнения.
Тектоническая схема палеозойского комплекса запада Туранской плиты (по данным Акчулакова У. А. и др.; 2012 г.)Рисунок
Тектоническая схема палеозойского комплекса запада Туранской плиты (по данным Акчулакова У.А. и др.; 2012 г.)
Условные обозначения:
1. Контуры структур I порядка / бассейны: А – Прикаспий, Б – Устюрт-Бозаши, В – Мангышлак;
2. Контуры региональных структур II порядка: 1 – Бозашинское поднятие, 2 – Южно-Бозашинский прогиб, 3 – Арыстановская ступень; прогибы: 4 – Колтык-Кулажатский, 5 – Косбулакский, 6 – Шалкарский, 7 – Барсакельмесский; 8 – Судочий, 9 – Беке-Башкудукский вал, 10 – Жетыбай-Узеньская ступень, 11 – Ракушечное поднятие, прогибы: 12 – Жазгурлинский, 13 – Карабогазский, 14 – Ассаке-Ауданский, 15 – Предкавказско-Каспийский, 16 – Туаркырское поднятие, 17 – Песчаномысский прогиб, 18 – Аламбекский вал;
3. Региональные разломы: I – Северо-Устюртский, II – Центрально-Устюртский, III – Такубайский, IV – Арало-Кызылкумский, V – Северо-Каратауский;
4. Изогипсы по кровле палеозойского комплекса, км: ОГ V – Устюрт-Бозаши/ ОГ «б» – Мангышлак и Средний Каспий;
5. Локальные поднятия и мульды;
6. Государственная граница РК.
По данным переинтерпретации сейсмических материалов 2Д и 3Д (2013-2014 гг.) в разрезе Жетыбай-Узеньской ступени по палеозою выделены пакеты отражений, однозначно указывающие на слоистые толщи. Дальнейший анализ позволил в разрезе Устюрт-Бозаши и Мангышлака обосновано выделить кровлю палеозоя (ОГ «б») в качестве четкой и уверенной сейсмической границы. Наряду с этим подтверждены возможности выделения в толще палеозоя на данной ступени крупных поисковых объектов (зона Узень – Карамандыбас – Тенге-Тенге Западный) на глубинах 4,5-5,0 км (Жолтаев Г.Ж., Исенов С.М., Коврижных П.Н. и др.; 2013 г.). Высокие перспективы в данном случае обоснованы благоприятной сейсмической характеристикой объекта и геохимическими предпосылками в его оценке и анализе. Главным же фактором в обосновании явились сейсмическая интерпретация, проведенная на альтернативной основе и, безусловно, существенно расширившиеся технические возможности в обработке и анализе данных. Предполагается, что палеозойский объект характеризуется резервуаром массивного типа, не исключается также его рифогенный генезис. Хотя данный объект выделен в предварительном порядке, в то же время это открывает широкие возможности нового весьма перспективного направления ГРР для всего Мангистауского региона.
На данной стадии изученности с учетом результатов комплексного изучения осадочных бассейнов за 2009-2013г.г., на Мангышлаке в Песчаномысско-Ракушечной зоне для постановки ГРР выделено три объекта по палеозою, на которых перспективность обосновывается по аналогии с условиями района площади Оймаша.
В относительно более изученной мезозойской части разреза положение известных залежей УВ ближе к северу закономерно увязывается с вытянутыми в широтной северо-западной ориентировке региональными тектоническими элементами и ловушками, расположенными в составе соответствующих трендов и структурных линий. Данное соответствие локальных объектов весьма характерно для Узень-Жетыбайской ступени, Каратауского и Беке-Башкудукского вала, а также субширотной периферийной полосы, определяющей северный борт Мангышлакского бассейна. В пределах наиболее характерной в данном отношении Узень-Жетыбайской ступени последовательно с севера на юг выделены Бурмаша-Бодрайская, Малдыбайская, Туркменой-Аласайская, Узень-Карамандыбасская, Жетыбайская и Тенге-Тасбулатская зоны трендов и структурные линии, которые объединяют внутри каждой перспективные локальные поднятия – потенциальные объекты для постановки поискового бурения [2]. Внутри отдельной структурной линии локальные поднятия по некоторым показателям (площадь, размеры, амплитуда ловушки, особенностей фазового состава залежей) подчиняются определенному порядку. Поисковые работы обоснованно акцентируются на отдельных поднятиях/звеньях структурных линий, расположенных в зонах между известными месторождениями. Если представить локальные объекты в поперечном сечении (вкрест простирания), залежи УВ с небольшими запасами зачастую локализуются в ловушках, представляющие структурные «задержки» на обширной моноклинали (Енорта, Карамандыбас южный склон, зона Тенге и др.). Не исключено, что ловушками для УВ могут явиться также крупные и средние по площади антиклинальные поднятия и объекты, приуроченные к флексурным осложнениям, разломам и зонам литологического замещения.
Еще одна важная особенность в том, что структурные линии в направлении с юго-запада на северо-восток дифференцируются между собой в соответствии с определенным фазовым составом УВ, определяя тем самым важную закономерность площадного распространения залежей с тем или иным фазовым составом УВ [2]. В зависимости от гипсометрического положения и принадлежности залежей к определенной структурной линии, залежи УВ в направлении с юга на север характеризуются постепенным переходом из состояния легких по составу и насыщенных газом (Тенге) к залежам с высокой вязкостью и нефтебитуминозными породами (Жангурши, Тобеджик).
Имеющиеся данные указывают, что формирование залежей УВ в этой части территории в большей мере связано с разломной тектоникой, а тектонический критерий нефтегазоносности среди других рассматривается здесь в качестве основного фактора. Поэтому, нефтегазоносный потенциал мезозойских отложений Мангышлака, по-прежнему, оценивается достаточно высоко [5]. Подготовлены для постановки поискового бурения поднятие Западно-Жетыбайское, два объекта в полосе структурной линии Карагие Северное - Жетыбай Южный – Тенге, а также локальные объекты, приуроченные к выступу палеозоя в зоне Курганбай-Кокумбай.
В южной и центральной части Мангышлака залежи УВ ожидаются на локальных объектах «сквозного» унаследованного развития, для которых, очевидно, будет характерна относительно более высокая степень сохранности вероятных залежей УВ. Большие возможности обнаружения новых залежей, в особенности в палеозойских отложениях, определяются генетической связью потенциальных ЗНГН с разломами и сформированными вдоль них зонами трещиноватости и разуплотнения. В этих зонах ожидается распространение характерных пород-коллекторов трещинного типа, и в случае постановки поисковых исследований, это, несомненно, будет являться главным фактором повышения эффективности поисковых исследований. В относительно северных районах территории (Тюб-Караган-Каратауская складчатая зона, Жетыбай-Узеньская ступень), отличавшихся более активным тектоническим режимом на фоне регионального подъема осадочных толщ и развития субширотно вытянутых протяженных структурных элементов и ступеней, предполагаются локальные объекты преимущественно приразломного, тектонически и литологически экранированного характера.
Для Северного Устюрта и Бозаши предполагается закономерная связь пространственного размещения залежей УВ с зонами сочленения положительных и отрицательных структур II-ого порядка. Новые залежи приурочиваются к зонам протяженных разломов, выделенным по поверхности фундамента. На благоприятный характер данной связи указывают результаты анализа геохимических данных и особенности приразломных участков, которым сопутствует развитие трещиноватости и зон разуплотнения. Предположительно, данным условиям соответствуют склоны Колтыкско-Кулажатской зоны прогибов, бортовые зоны Самского и Косбулакского прогибов. Как пример и аналогия – приуроченность Аккулковско-Базайской группы залежей к южному борту Шалкарского прогиба (рисунок).
В общей оценке нефтегазоносных комплексов Северного Устюрта значительный потенциал по УВ связывается с палеозойской толщей, которая в данное время с учетом возможной интерпретации пластовых неоднородностей и внутренней «начинкой» в целом, более четко представляется на сейсмических материалах. Перспективным является верхнедевонско-нижнепермский диапазон разреза, представленный преимущественно отложениями карбонатного состава, ранее вскрытый и известный по разрезам опорных скважин на структурах Куш-Ата и Елигажи.
Анализ и обобщение данных по закономерностям и геологическим особенностям пространственного распределения нефтегазоносности и оценке углеводородного потенциала западной части Туранской плиты вместе с прилегающей территорией Мангышлака и Прикарабогазья позволяют обосновать следующие важные выводы.
1) Подтверждается ранее предполагаемая устойчивая связь условий осадконакопления в палеозое и мезозое с блоковой структурой фундамента, которая, как известно, влияет на продолжительность этапов седиментации. Различия в глубинах залегания отдельных блоков предопределяли изменчивость литологического состава и толщин отложений и, соответственно, распространение возможных нефтегазоносных комплексов. Следует уделять повышенное внимание изучению региональных глубинных разломов и напряженно-деформационного состояния палеозойской и мезозойской толщи, т.к. структурно-тектонические условия определяются обстановкой геодинамических напряжений.
2) На Северном Устюрте основными генерационными зонами считаются Култукский, Самский, Косбулакский (центральная и северо-восточная часть), Барсакельмесский и Судочий (южная и юго-восточная часть) прогибы. С учетом этого, детальные поисковые исследования следует акцентировать на бортовых и прибортовых частях данных прогибов и зонах моноклиналей. Прогнозируется перспективные локальные поднятия структурного и неструктурного типа. В настоящее время высокими перспективами по результатам комплексного анализа бассейнов (2009-2013гг.) характеризуется ряд подготовленных структур (Кырын Восточный, Болдар, Самская, Шелуран Южный, Кумсуат, Островная, Тепке), представляющий поисковый интерес.
3) На рассматриваемой территории, несмотря на слабую изученность сейсморазведкой и бурением, дальнейшее изучение и поиски залежей УВ, связанных с крупными объектами/ палеозойскими поднятиями представляется высокоперспективным. Учитывая отсутствие планомерного и целенаправленного изучения в предыдущие периоды, можно предположить, что ранее пробуренные скважины на выявленных по палеозою поднятиях вскрывали ловушки чаще не в оптимальных условиях. Ранее отсутствие планомерных исследований и четко выверенной стратегии поисковых работ объективно не могло все же обеспечить кондиционную подготовку ловушек в палеозойской толще.
4) Образование скоплений УВ на Мангышлаке происходило за счет реализации генерационного потенциала различных по возрасту и фациальному составу нефтематеринских комплексов. С учетом данных изучения биомаркеров состав реликтовых соединений различен, что свидетельствует о благоприятных предпосылках для выделения в палеозойском комплексе самостоятельных нефтегазоносных комплексов.
5) На примере Жетыбай-Узеньской ступени и отдельных районов Южно-Мангышлакской системы прогибов и поднятий структурные планы палеозойской толщи характеризуются соответствием и автономностью вышезалегающим различным литолого-стратиграфическим комплексам доюрского комплекса. Соответственно, для этих зон предполагается унаследованное развитие и отсутствие значительной структурной перестройки на рубеже палеозоя и пермотриаса. В связи с этим и учитывая особенности развития разломной тектоники, существуют благоприятные предпосылки в том, что в разрезе крупных объектов структурного типа, на которых ранее выявлена продуктивность мезозойских отложений, палеозойские отложения также будут содержать залежи УВ.
Литература
1. Абидов Х.А. Особенности размещения скоплений углеводородов и перспективы нефтегазоносностиСудочьего прогиба. Автореф. дис. канд. геол.-минер. наук. Ташкент, 2012;
2. Ажгалиев Д.К., Маркабаев К.Ж. Геолого-геофизические предпосылки для проведения нефтегазопоисковых работ в северной части Южно-Мангистауского прогиба//Нефть и газ, 2008, №6, с. 15-20;
3. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты/ Чакабаев С.Е., Кононов Ю.С., Завгородний А.Л. и др., М., Недра, 1973 г., 214 с;
4. Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи// Тр. ВНИГНИ. М., Недра, 1985. Вып. 254. 133 с;
5. Исказиев К.О., Карабалин У.С., Ажгалиев Д.К. Комплексное изучение осадочных бассейнов – основа эффективного прогноза нефтегазоносности новых территорий// Петролеум, 2013, №6, с. 22-28;
6. Куандыков Б.М. Геологическое строение Арало-Каспийского региона и сопредельных районов Прикаспийской впадины в связи с их нефтегазоносностью.Автореф. дис. док. геол.-минер. наук. А., 1999;
7. Майлибаев М.М. Горный Мангышлак и его северные склоны как объект поисков месторождений нефти и газа// Известия Национальной академии наук РК. Серия геологии и технических наук, А., 2014, №4, с. 47-49.