ҚР ҰҒА-ның Хабарлары. Геологиялығ сериясы. Известия НАН РК.
Серия геологическая. 2006. №3. С. 46–53
ВОЦАЛЕВСКИЙ Э.С.
О НЕФТЕГАЗОВОМ ПОТЕНЦИАЛЕ
НАДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ЮГА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Мақалада Каспий маңы ойпатының оңтүстiк жағының тұз үстi түзiлiмдерiнiң, Каспий теңiзiнiң солтүстiк айдынымен бiрге мұнайгаз мүмкiндiгiн бағалау жəне кешендi мұнайгаз геологиялық аймақтандыру қаралады.
Рассматриваются вопросы комплексного нефтегазогеологического районирования и оценки нефтегазового потенциала надсолевых отложений южной части Прикаспийской впадины, включая северную акваторию Каспийского моря.
The article deals with the problems of complex oil-and-gas-geological division into districts and oil-and-gas potential estimation of the above-saline deposits in the southern part of Pricaspian I depression including northern water area of the Caspian Sea.
В течение 2003–2005 гг. в лаборатории не- фтяной геологии выполнялись научно-исследова- тельские работы по комплексной оценке нефте- газового потенциала надсолевых отложений юга Прикаспийской впадины и прилегающей аквато- рии Каспийского моря.
Указанная площадь включает в себя, полно- стью или частично, разнообразные по геологи- ческому строению районы востока, юго-восто- ка, юга, юго-запада и внутренних частей При- каспийской впадины с дифференцированной неф- тегазоносностью надсолевого разреза.
Нефтегазовый потенциал оценивался по клас- сической схеме нефтегазогеологического райо- нирования с последующей количественной оцен- кой потенциальных ресурсов углеводородов и их неразведанной прогнозной долей.
С этой целью были дополнительно рассмот- рены сейсмостратиграфические характеристики надсолевого разреза по пяти базовым меридио- нальным и широтным пересечениям, охватыва- ющим различные структурно-тектонические зоны и более 100 солянокупольных структур с разделяющими их межкупольными мульдами. В совокупности с региональными структурными картами и картами мощностей, подготовленны- ми сотрудниками Специализированного грави- метрического предприятия (СГП) Г.Г. Шевчук и А.В. Матусевич по комплексу гравиметричес- ких и сейсмических данных, это позволило полу- чить более обоснованные материалы для после- дующих структурно-тектонических и палеотек- тонических построений.
Палеогеографические и палеотектонические особенности рассматривались с позиций форми- рования толщ-резервуаров и толщ-флюидоупо- ров, а также эволюции региональной структуры этой части чехла на различных этапах геологи- ческой истории.
Было установлено, что палеогеографические обстановки на протяжении позднепермско-нео- генового времени были благоприятными за ис- ключением позднепермско-раннетриасового эта- па и частично - в барремское время, когда осад- конакопление происходило в континентальных условиях с преимущественно аридным климатом.
В позднепермско-раннетриасовое и частич- но в среднетриасовое время основные источни- ки сноса находились в юг-юго-восточной части исследуемой площади, однако на последующих этапах они были вовлечены в интенсивное погру- жение и одним из основных источников сноса являлись северо-восточные участки.
Преобладание благоприятных обстановок и цикличные их изменения привели к формирова- нию положительных параметров разреза надсо- левого мегакоплекса - наличию в нем толщ-ре- зервуаров с высокими и удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, а так- же толщ-флюидоупоров разного ранга, в том чис- ле региональной позднекелловейско-оксфордской покрышки. Следует при этом отметить, что изо- ляционные свойства этой покрышки сильно ос- лаблены в тех частях юга Прикаспийской впа- дины, где активно проявляется солянокупольная тектоника. В то же время на крайнем юге (аква-
1Казахстан. 050010, г. Алматы, ул. Кабанбай батыра 69а, Институт геологических наук им. К. И. Сатпаева.
тория) и на юго-востоке (суша) солянокупольная тектоника проявилась только в позднепермско- раннетриасовое время, в связи с чем эта покрыш- ка является надежным флюидоупором на про- рвинском типе структур, которые развиты здесь достаточно широко.
Неоднократные изменения палеогеографи- ческих обстановок являлись следствием гло- бальных изменений интенсивности и направлен- ности тектонических движений.
Очевидно, что на закрытие бассейна и его изоляцию от Мирового океана оказали влияние процессы сжатия, проявившиеся к началу кунгу- ра особенно контрастно на юге и юго-востоке рассматриваемой площади. Эти процессы про- должались до конца среднего триаса, оконча- тельно сформировав гигантский складчато-над- виговый пояс, ограничивающий с юг-юго-восто- ка Прикаспийский солеродный бассейн. Они же вызвали начальный рост соляных куполов.
В региональном плане анализ особенностей развития южной части Прикаспия выполнялся по трем наиболее важным этапам: позднепермско- триасовому, юрско-палеогеновому и неоген-чет- вертичному. Первый из них основан на базовых сейсмических отражающих горизонтах VI и V;
второй - на горизонтах V, III, II, I; третий - на горизонте «А». В совокупности с многочислен- ными данными бурения это позволяет составить надежные представления об особенностях раз- вития юга Прикаспия.
Закономерное увеличение мощностей поздне- пермско-триасовой секции разреза от 500 м в юго-западной, южной и юго-восточной частях до 6000 м в северных районах однозначно свиде- тельствует о развитии интенсивных нисходящих тектонических движений, охвативших централь- ные и северные районы юга Прикаспия. В этот же отрезок времени, особенно в поздней перми- среднем триасе, начала развиваться соляноку- польная тектоника, которая создавала ячеистую структуру, состоящую из соляных гряд, куполов, перешейков и межкупольных мульд.
Изменение тектонического режима фиксиру- ется в позднем триасе, когда темп прогибания центральных и северных частей района резко замедляется, а в южном секторе за счет вовле- чения его в интенсивное прогибание, накаплива- ются наиболее мощные сероцветные отложения позднего триаса (Прорвинская и Северо-Бузачин-
ская зоны). Замедление и практически полное прекращение нисходящих движений простран- ственно связаны с палеозойской Астраханско- Актюбинской системой поднятий, а возобновле- ние их в палеобортовой части - с Тугаракчанс- ко-Заволжской палеозойской системой палеопро- гибов, что говорит об определенной взаимосвя- зи докунгурского и послекунгурского этапов раз- вития.
Начавшийся в позднем триасе подъем север- ных и северо-восточных частей района продол- жился в юрское время, что подтверждается воз- растанием мощности с севера на юг от 200 до 1200-1300 м. При этом увеличение мощности отмечается практически по всем подразделени- ям юры.
Юрский осадочный бассейн без видимых ограничений распространяется в пределы Туран- ской плиты, осложняясь только отдельными внутрибассейновыми поднятиями и, в первую очередь, Бузачинским.
В мел-палеогеновое время указанные особен- ности бассейна сохраняются.
Тектоническая активность этапов была рез- ко дифференцированной. Первый этап характе- ризовался активными тектоническими процесса- ми, что обусловило крайне сложное строение по- зднепермско-среднетриасовой секции разреза, в том числе формирование по периферии района гигантской складчато-надвиговой системы. На протяжении всего этого этапа уверенно просле- живается бортовая и внутренняя погруженная часть бассейна с относительно широкой, протя- женной и слабонаклоненной на север равниной между ними.
Юрско-палеогеновый этап характеризуется более спокойной тектонической обстановкой и структурной инверсией с подъемом северных частей и интенсивным погружением южных.
Происходит фактическое раскрытие бассейна на юг и соединение его с Туранской и Скифской пли- тами. Осложняющими элементами в бассейне остаются солянокупольные структуры, а также группа внутренних поднятий, продолжающих раз- виваться унаследованно и в мел-палеогеновое время. На юге района, в зонах развития палео- зойских карбонатных платформ, соляные купола на участках склонов платформ прорывают всю надсолевую часть разреза, образуя гигантские по высоте соляные диапиры. Подобные особен-
ности строения характерны и для других райо- нов Прикаспийской впадины.
Неогеновый этап по тектонической активно- сти является достаточно спокойным, о чем сви- детельствует практически горизонтальное зале- гание указанных отложений на различных возра- стных подразделениях мезозоя. В западных ча- стях, в междуречье р. Урал-Волга, отложения неогена имеют наибольшие мощности.
Наличие поэтажной структурной основы с учетом особенностей развития юга Прикаспия позволяет удовлетворительно решить проблему структурно-тектонического районирования, кото- рое является основой нефтегазогеологического районирования любого осадочного бассейна.
Как известно, из-за ячеистого строения над- солевых отложений, обусловленного соляноку-
польной тектоникой, практически невозможно выполнить для этих отложений стандартное структурно-тектоническое районирование. По- этому большинство исследователей придержи- вается принципа построения «осредненного»
структурного плана по базовым (мел, юра) стра- тиграфическим подразделениям с последующим выделением «относительно приподнятых» и «от- носительно опущенных» условных положитель- ных и отрицательных структур второго порядка.
По базовым поверхностям - кровле соли, подо- шве юры и подошве нижнего мела возможно зо- нальное районирование с выделением в надсо- левых отложениях юга Прикаспия относитель- но приподнятых Сагизской, Южно-Эмбенской, Тенгиз-Кашаганской, Мартышинской и Про- рвинской зон.
Ю. Забурунье Забурунье
МеловаяЮрскаяТриасоваяПермская Октябрьское Ю. Мынтеке Сазанкурак Манаш Ю.В.Новобогатинск Ровное Карашиганак Грядовое ТанатарЕскине Жингельды Доссор Ю.З.Доссор Байшонас Тентексор Матин Толеген Коганай Бесболек Бекбике Алтыколь В.Онгар Комсомольское
Макат В.Макат Жолдыбай СЖолдыбай Ю.Кошкар
Ю.Танатар
Жанаталап В.Жанаталап Мартыши З.Новобогатинское
Гран Ю.В.Камышитовое Ю.З.Камышитовое Жамбайско- Забурунская
Мартышинская
Нижнеу- ральская С а г и з с к а я Литология
Система Отдел
Палео- геновая
P T T T J J J K K
P 1 1 2 3 1 2 3 1 2
2
Кепрок
Залежи:
нефтяные;Песчаники, алевролиты Пески, песчаники, алевролиты Песчаники, алевролиты
Песчаники, алевролиты
Рис. 1. Южная часть Прикаскийской впадины. Стртиграфический диапазон нефтега-
Ю.Камысколь Кенбай Ю.КожаСагиз Уаз Кемерколь Жиланкабак Жубантам Даулеталы Крыкмолтык Копа Каратюбе Ю.Каратюбе Акжар Карсак Ботахан Кульжан Масабай Косшагыл Караган Айранколь Кулсары Тюлюс Акинген Аккудук Досмухамбетовское Боранколь Табынай КисимбайНсановское Мунайлы Биикжал Пустынный Тажигали Ю.З.Тажигали Караарна Королевское Прибрежное В.Кокарна Морское Ц.В.ПрорваЗ.Прорва Актобе Кумисбек Каратал Дараймола Бакланий Адайский Тасым Каратон-Кошкинбет З.Теренозек
Орысказган
Шубаркудук- жарскаяАк
Южно-Эмбинская Тенгиз-Кашаганская
Прорвинская
газовые; газонефтяные
Переходные зоны
зоносности надсолевых отложений по зонам нефтегазонакопления и месторождения
Менее уверенно выделяются Жамбайско- Забурунская, Нижнеуральская и Карагайская относительно приподнятые зоны.
Несмотря на определенную условность гра- ниц перечисленных зон, они вполне могут рас- сматриваться в качестве базовых структурных элементов для нефтегазогеологического райони- рования. Последнее выполнялось на основе де- тального анализа нефтегазовых систем, основ- ными параметрами которых являются литологи- ческие, структурные, гидрогеологические, тер- мобарические, а также особенности геологичес- кого развития бассейна и анализ ассоциации неф- тегазоматеринских пород, способных при опре- деленных условиях производить жидкие и (или) газообразные углеводороды. При анализе неф- тегазовых систем одним из важнейших факто-
ров является изучение пространственного и вер- тикального распределения нефтегазоносности.
Изучение первого из них свидетельствует о том, что распределение месторождений в выде- ленных относительно приподнятых структурных элементах удовлетворительно контролируется границами этих элементов, т.е. структурный кон- троль пространственного распределения нефте- газоносности очевиден.
Стратиграфический диапазон нефтегазонос- ности рассматривался по 91 месторождению, выявленному на изучаемой территории (рис. 1).
Из 91 месторождения только 11 характеризуют- ся наиболее широким стратиграфическим диа- пазоном нефтегазоносности от пермо-триасовых отложений до юры и мела включительно (Юго- Зап. Камышитовое в Мартышинской зоне; Ма-
тин, Макат, Вост. Макат, Орысказган, Крыкмул- тык и Кенбай в Сагизской зоне; Каратобе в Шу- баркудук-Акжарской зоне; Косшагыл, Мунайлы, Кульсары в Южно-Эмбинской зоне). Подавля- ющее число, 84 из 91 месторождения, содержит залежи нефти и газа в юрских и меловых отло- жениях, при этом большинство залежей связано с апт-неокомской толщей нижнего мела и бат- байосской толщей средней юры. На 8 месторож- дениях установлена нефтегазоносность средне- го и верхнего триаса, на трех - нижней юры. На 10 месторождениях нефтегазоносны породы се- номанского яруса верхнего мела и только в од- ном случае нефтяная залежь выявлена в палео- гене.
Нефтегазоносность верхней юры установле- на в Южно-Эмбинской и Прорвинской зонах неф- тегазонакопления с единичными случаями про- мышленных залежей в Сагизской и Жамбайско- Забурунской зонах.
В целом наиболее широкий стратиграфичес- кий диапазон нефтегазоносности характерен для Сагизской и Южно-Эмбинской зон, а самый уз- кий (апт-неокомская или келловейская секции разреза) - для Жамбайско-Забурунской.
Таким образом, основными нефтегазонос- ными комплексами являются среднеюрский и нижнемеловой, продуктивность которых уста- новлена практически во всех зонах и место- рождениях.
К категории достаточно широко распростра- ненных нефтегазоносных комплексов следует отнести также верхнепермско-триасовый.
Что касается фазового состояния залежей, то подавляющее их количество является нефтяны- ми с ярковыраженной закономерностью умень- шения плотности нефтей в зависимости от глу- бины залегания. Единичные газовые залежи обычно встречаются эпизодически на разных стратиграфических уровнях. Однако в Прорвин- ской зоне газоконденсатные залежи с нефтяны- ми оторочками и без оторочек развиты наибо- лее широко и указанная зона по газовой состав- ляющей резко отличается от всех остальных зон нефтегазонакопления.
Проведенными исследованиями биомаркеров
в нефтях Прикаспийской впадины, в том числе на рассматриваемой территории, установлено, что нефти подсолевых и надсолевых отложений имеют одну генетическую основу, что однознач- но свидетельствует о связи надсолевых нефтей с палеозойскими генерационными источниками.
В то же время выделяется более 10 генетичес- ких разновидностей нефтей, в том числе для над- солевых отложений юга Прикаспия трех типов, индексированных как А, В, С. Детальное описа- ние генетических характеристик нефтей и связь их с автономными источниками генерации в па- леозойской толще описана ранее, поэтому здесь приводятся только фрагментарные сведения2.
Нефти типа А развиты в междуречье р. Урал-Волга, главным образом в южной части Мартышинской зоны, а также в Прорвинской зоне. По характеру биомаркеров они могут быть связаны с материнскими отложениями преиму- щественно карбонатного состава, которые в ме- зозое указанных зон отсутствуют и встречают- ся в верхнем палеозое в девон-нижнекаменноу- гольной секции рассматриваемых и сопредель- ных зон.
Нефти типа В наиболее широко распрост- ранены в Сагизской, Южно-Эмбинской и частич- но - в северной части Мартышинской зоны. По характеру биомаркеров этот тип нефтей может связываться с генерационными нижнепермски- ми алевролито-глинистыми отложениями, широ- ко развитыми на рассматриваемой площади.
Наличие в надсолевом разрезе северных ча- стей Сагизской зоны термически более зрелых нефтей свидетельствует об их миграции из цен- тральных частей впадины.
Нефти типа C распространены только в пределах Тенгиз-Кашаганской палеозойской кар- бонатной платформы. По реликтовым парамет- рам нефтей можно палагать о преимущественно карбонатном составе генерационных комплексов в виде морских карбонатов и мергелей. Четкая локализация этого типа нефтей позволяет рас- сматривать в качестве главного генерационно- го комплекса среднедевонские и нижнюю сек- цию верхнедевонских отложений, локализованных в пределах девонской карбонатной платформы.
Положение определенного генетического
2Шлыгин, Э.С. Воцалевский, Д.А. Вейврек. Генетические типы нефтей Прикаспийской впадины и их значение для прогноза нефтегазоносности // Минерагения и перспективы развития минерально-сырьевой базы. Алматы: ғылым, 1999.
Ч. 2. С. 9–32.
типа нефтей в пространстве дает возможность определить в первом приближении параметры очага генерации и преимущественные направле- ния миграционных потоков.
Совершенно очевидно, что три главных фак- тора определяют нефтегазоносность надсолево- го разреза - наличие достаточных генерацион- ных источников в подстилающих палеозойских отложениях; время и направления миграции не- фти и газа; время формирования и последующая сохранность ловушек.
С учетом особенностей строения как подсо- левых, так и надсолевых отложений, можно ут- верждать, что вертикальные перетоки углеводо- родов были определяющими при формировании месторождений.
Использование всех этих факторов суще- ственно повышает достоверность нефтегазоге- ологического районирования и количественную оценку нефтегазового потенциала.
Для надсолевого мегакомплекса юга Прикас- пийской впадины в качестве элементов нефте- газогеологического районирования целесообраз- но выделять нефтегазоносные и перспективно- нефтегазоносные районы и зоны. Однако в прак- тической деятельности при нефтегазогеологичес- ком районировании на протяжении десятилетий широко используется термин «зона». Не нарушая эту устоявшуюся практику, указанный термин сохранен, хотя очевидно, что по своим парамет- рам большинство выделяемых зон вполне могут быть классифицированы в качестве районов с соответствующим подразделением на зоны.
С учетом комплексного анализа нефтегазо- вых систем в качестве нефтегазоносных и перс- пективно-нефтегазоносных зон нефтегазонакоп- ления рассматриваются «относительно припод- нятые» структурно-тектонические зоны, к кото- рым отнесены Сагизская, Шубаркудук-Акжар- ская, Южно-Эмбенская, Тенгиз-Кашаганская, Прорвинская, Мартышинская, Нижнеуральская, Жамбайско-Забурунская, Карагайская, Астра- ханская, Мынтобинская и Азгирская (рис. 2).
Дифференциация нефтей по определенным генетическим типам в пределах перечисленных зон однозначно свидетельствует о наличии ав- тономных источников генерации углеводородов в подстилающих позднепалеозойских отложени- ях и последующих преимущественно вертикаль-
ных перетоков в надсолевой мегакомплекс.
К перспективно-нефтегазоносным отнесены Азгирская, Мынтобинская, Астраханская и Ка- рагайская зоны, где пока нет выявленных мес- торождений нефти и газа.
Оценка нефтегазового потенциала, в том чис- ле его прогнозной доли выполнялась по каждой из перечисленных зон методом удельной плот- ности ресурсов в единице полезного (эффектив- ного) объема. При этом в качестве исходных параметров использовалась удельная плотность извлекаемых запасов углеводородов в эффектив- ном объеме эталонного участка, а также коэф- фициент аналогии, учитывающий изменение ба- зовых параметров подсчетного участка по отно- шению к эталонному в долях единицы.
Расчеты показали, что прогнозные неразве- данные ресурсы на суше юга Прикаспийской впа- дины сопоставимы с разведанными к настояще- му времени запасами нефти и газа, а в аквато- рии Каспия, в границах распространения соляных куполов, они почти в полтора раза превышают разведанные на суше запасы нефти и газа. Все это однозначно свидетельствует о значительном нереализованном нефтегазовом потенциале над- солевых отложений юга Прикаспийской впади- ны. Потенциально наиболее богатыми остаются Прорвинская, Тенгиз-Кашаганская, Сагизская и Южно-Эмбенская зоны нефтегазонакопления, но высокая вероятность выявления новых место- рождений сохраняется и для других зон.
Анализ показывает также, что при возмож- ном выявлении единичных крупных месторож- дений с извлекаемыми запасами углеводородов в нефтяном эквиваленте более 30 млн т, наибо- лее широко распространенными будут преиму- щественно мелкие и средние месторождения с извлекаемыми запасами 1,0-15,0 млн т.
Эти месторождения могут быть связаны с различными типами ловушек, среди которых сле- дует отметить:
- традиционные ловушки, связанные со сво- довыми частями соляных куполов;
- ловушки, стратиграфически и тектоничес- ки экранированные в присводовых частях купо- лов, а также примыкающие к крутым стенкам соляных ядер;
- ловушки, над соляными подушками (взду- тиями), образованными либо внедрением мало-
Рис. 2. Схема нефтегазогеологического районирования надсолевого комплекса юга Прикаспийской впадины
мощных языков соли в межкупольные мульды, либо структурами облекания над соляно-ангид- ритовыми останцами;
- ловушки подкарнизные;
- ловушки, приуроченные к соляным пере- шейкам между соляными куполами;
- ловушки в инверсионных палеомульдах разного возраста, полностью перекрытых в со- временном плане мощной (до 3 км) толщей соли;
- участки моноклинального залегания ме- зозойских отложений над глубоко погруженны- ми соляными телами, экранированные по восста- нию тектоническими нарушениями, близкими по ориентировке региональному структурному пла- ну подсолевого палеозоя;
- брахиантиклинальные структуры над глу- боко погруженными соляными телами;
- ловушки, связанные с региональным вык- линиванием палеогеновых и неогеновых отложе- ний на бортах одновозрастных мульд;
- ловушки в межкупольных зонах, экрани- рованные сквозными нарушениями;
- ловушки разнообразного типа в низах кун- гурского яруса;
- палеорусловые ловушки в нижней юре и байосской секции средней юры.
Масштабы месторождений по величине за- пасов могут быть значительными при комбини- рованном сочетании нескольких типов ловушек в пределах конкретного соляного купола или в межкупольной зоне, что подтверждается уже известными месторождениями.
Залогом успеха выявления новых месторож- дений является применение новых технологий геофизических, буровых и опробовательских ра- бот.
Проведенные исследования с учетом резуль- татов геологоразведочных работ последних пяти лет подтверждают необходимость дополнитель- ных исследований по корректировке нефтегазо- вого потенциала всего осадочного чехла Прикас- пийской впадины, что предполагается осуще- ствить в течение 2006-2008 годов.
