Перспективы выявления новых промышленных скоплений нефти и газа территории Мангышлака и Устюрта » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Перспективы выявления новых промышленных скоплений нефти и газа территории Мангышлака и Устюрта

26.05.2021

Для территории Мангышлака и Устюрта характерна региональная нефтегазоносность юрских отложений (рис. 82). Наличие промышленных скоплений нефти и газа во многом определяется следующими факторами: 1) большими мощностями юрских отложений; 2) высоким содержанием органического вещества. В участках больших мощностей юрских отложений термодинамические условия были благоприятными для интенсивного преобразования органического вещества и десорбции его с поверхности минеральных частиц.

Юрские отложения в отличие от меловых содержат большое количество органического вещества. Пo данным П.Н. Куприна и И.А. Левина, в средне-нижнеюрских отложениях широко распространены автохтонные и аллохтонные битумоиды. Гуминовые кислоты отсутствуют пли имеют низкие концентрации. Закономерным является резкое возрастание битумоидов в песчаниках и сравнительно меньшее их содержание в глинах и алевролитах. Исключение составляют лишь верхнеюрские отложения, в которых доля битуминозных компонентов в общем балансе органического вещества несколько уменьшается снизу вверх по разрезу. Для этих отложений концентрации битумоидов свыше 15% являются редким исключением, преимущественно преобладают образцы с 5—11 %-ным содержанием. Неравномерность в распределении органического вещества и его битуминозной части в особенности по разрезу юрских отложений связана, по-видимому, не только с литологическим составом изученных образцов, но и с глубиной их залегания. Среди однотипных по составу пород большими концентрациями битумоидов отличаются те, которые залегают на большей глубине. Пo составу хлороформенного битумоида можно судить, что они мало отличаются от нефтей. Особенно это характерно для нижне- и среднеюрских отложений. Содержание углерода в битумоидах колеблется в пределах 79— 85%, водорода 9—12%, гетероатомов 1,5—12%. Степень восстановленности битумоидов очень высокая и изменяется в пределах от 7 до 62%, что свойственно макроскоплениям нефти. Характерно также, что для площадей, в недрах которых обнаружены скопления нефти и газа, в инфракрасном спектре хлороформенного битумоида значительную роль играют метаново-нафтеновые углеводороды и твердые парафины, а на площадях, где залежи нефти и газа отсутствуют, преобладают ароматические и кислородные с карбонильными группами соединения. Битумоиды из юрских отложений содержат в значительных количествах по меньшей мере пять типов полициклических ароматических углеводородов, концентрации которых снизу вверх по разрезу, как правило, убывают.

Обширный фактический материал во юрским отложениям позволил П.Н. Куприну и И.А. Левину сделать вывод о том, что содержащиеся в них битумоиды, особенно в глинистых породах, автохтонны по отношению к вмещающим породам. Об этом свидетельствует и высокая обогащенность юрского разреза органическим веществом и битумоидами, в частности и значительная роль в составе битумоидов кислых компонентов, и явная зависимость состава и свойств этих битумоидов от литологического состава пород. Наличие автохтонного битумоида и особенно нефти или ее микропроявлений служит реальным признаком несомненно происходившего в горских отложениях процесса нефтеобразования. По мнению названных выше исследователей всюду видны вещественные следы миграции микронефти по разрезу, изучение характера которых показывает, что по мере приближения к сводам антиклинальных складок происходит увеличение концентраций и «облагораживание» состава битумоидов за счет более летучих и легко подвижных масляных углеводородов.

Высокую битуминозность юрских отложений отмечает А.М. Акрамходжаев в юрских отложениях Северного Устюрта. Он, в частности, обращает внимание на высокое содержание органического вещества в среднеюрских отложениях — 0,317—1,96% от веса породы. При этом наибольшим содержанием органического вещества характеризуются алевриты (0,6—2,76%) и глины (0,46—1,61%). В песчаных породах количество его изменяется от 0,12 до 0,85%. Однако в распространении битумоидов отмечается то же явление, что и на Мангышлаке — наибольшее количество битумов содержится в составе органического вещества песчаников: в среднем от 9,03 до 38,2%. Следовательно, наряду с тем, что средне-нижнеюрские отложения являются основным нефтегазоносным комплексом, их следует рассматривать в качестве нефтегазопроизводящей толщи района.

Распределение залежей нефти и газа в разрезе юрских и меловых отложений контролируется мощностью, степенью нарушенности и литологическим составом верхнеюрских отложений. Значение этого фактора для соседних территорий Средней Азии подробно рассматривалось в ряде работ. Для Мангышлака эта проблема также освещалась.

По результатам названных выше исследований установлено, что промышленные скопления нефти и газа в меловых отложениях формируются только в районах выклинивания сульфатно-карбонатных или карбонатно-терригенных отложений верхней юры или в местах нарушения этих отложений разрывами или макротрещинами. Именно в этих условиях создается благоприятная обстановка для перетока флюидов из нижних горизонтов в вышележащие.

Следует полагать, что нефтеносность альбских отложений Тюбеджикской площади и газоносность меловых отложений Узеньской площади связаны в первом случае с выклиниванием верхнеюрской покрышки, а во втором — с заметным уменьшением ее мощности и нарушенностью.

До настоящего времени не установлена причина возникновения небольшого скопления нефти в аптских отложениях Дунганской площади, где присутствует весьма мощная пачка карбонатных пород кимеридж-оксфорда. Слабая изученность разреза здесь допускает по крайней мере два объяснения этого факта. С одной стороны, скопление нефти в апте может быть обусловлено нарушенностью верхнеюрской покрышки макро- и микротрещинами. С другой стороны, нельзя полностью исключать возможность продуцирования некоторого количества углеводородов самими нижнемеловыми отложениями, в частности аптскими. Однако даже при таком допущении масштаб этого явления несоизмерим с битумопроизводящими свойствами пижне-среднеюрcких отложений. Именно поэтому в общем виде промышленные перспективы нефтегазоносности меловых отложений, по нашему мнению, главным образом контролируются мощностью и свойствами верхнеюрской покрышки.

Рассмотрим некоторые данные по региону. На территории Южного Мангышлака в пределах Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления мощность верхнеюрских отложений достигает 400 м. За исключением Узеньского, на всех месторождениях этой зоны на долю карбонатных пород кимериджского и оксфордского ярусов приходится до 200 м. Породы эти, вероятно, практически непроницаемы и являются надежным экраном на пути миграции углеводородов из юрских в меловые отложения. Примерно такую же мощность (230 м) имеют карбонатные породы в верхнеюрских отложениях на площади Курганбай.

К востоку, в направлении Южного Устюрта мощность карбонатной пачки заметно сокращается. Уменьшается также мощность верхнеюрских отложений в целом. Так, на Саксаульской площади мощность верхней юры снижается до 330 м, а на долю карбонатных пород приходится всего около 50 м. На Биринжинской площади мощность верхнеюрских отложений убывает до 315 м, а карбонатной пачки кимеридж-оксфорда — до 25 м.

Обращает на себя внимание то обстоятельство, что при бурении в меловых отложениях Саксаульской площади отмечалось заметное газопроявление. По данным Е.А. Барс, альбские воды Саксаульской площади отличаются весьма высоким содержанием органического вещества.

В пределах депрессионных областей Северного Устюрта кимериджские отложения полностью выклиниваются; представлены карбонатные породы волжским и частично оксфордским ярусами.

Мощность верхнеюрских отложений на Арстановской площади 185 м. Однако на долю карбонатных пород приходится до 140 м, т. е. не намного меньше, чем в районе Жетыбай-Узеньской зоны. Сокращается мощность верхнеюрских отложений в восточной, прибортовой части Северо-Устюртской впадины. На востоке Мансуалмасской ступени (Чумышты — Чагарлы) и в районе Аккулковского и Базайского валообразных поднятий мощность верхнеюрских отложений понижается до 70—80 м. При этом разрез существенно опесчанивается, а карбонатные породы представлены отдельными прослоями. Обращает на себя внимание также и заметное опесчанивание верхнемеловых отложений. Известно, что со структурными ловушками этих геоэлементов связаны промышленные скопления газа в верхнеэоценовых отложениях кумского горизонта.

Таким образом, состав и мощности верхнеюрских и верхнемеловых отложений в этом районе не позволяют рассматривать их в качестве непроницаемых покрышек, надежно изолирующих юрские битумопроизводящие толщи от природных резервуаров верхнего эоцена. С другой стороны, кумский продуктивный горизонт надежно перекрывается в районе указанных площадей мощной, практически непроницаемой пачкой глин белоглинского горизонта верхнего эоцена и чеганской свиты нижнего олигоцена.

Известны и иные представления на природу формирования газовых месторождений. Так, Е.В. Стадник полагает, что «эоценовый газ продуцируется вмещающими отложениями». Однако подобный вывод автора основан не на результатах геохимических анализов пород, а на данных геохимии подземных вод. Последних, как известно, для подобных утверждений явно недостаточно.

Таким образом, представляется, что в пределах как Южно-Мангышлак-Устюртской, так и Северо-Устюртской нефтегазоносных областей одним из ведущих факторов, определяющих нефтегазоносность меловых отложений, является состав и мощность верхнеюрской глинисто-карбонатной пачки. Что касается перспектив нефтегазоносности палеогеновых отложений, то при прочих благоприятных условиях они контролируются зонами развития проницаемых верхнемеловых отложений малой мощности. Такими свойствами верхнеюрские и верхнемеловые отложения характеризуются в краевых зонах впадин.

Выше уже приводились прямые и косвенные данные о нефтегазоносности триасовых отложений Мангышлака. Известны также результаты геохимического изучения триасовых и пермских отложений на территории Южного Мангышлака, свидетельствующие о высокой битуминозности сероцветной толщи, относимой к нижнему триасу. Так, по данным П.Н. Куприна и И.А. Левина на площади Жетыбай этот комплекс содержит следующее количество хлороформенного битума: в глинах 0,03—0,02%, в алевритах 0,015—0,03%. На площади Тасбулат в отложениях нижнего триаса содержание хлороформенного битума составляет: в глинах 0,4%, в алевритах 0,9%, в известняках 1,35%.

Отложения верхней перми характеризуются следующими показателями. На площади Южный Карасязь — Tecпac в глинах аналога долнапинской свиты содержится 0,002% хлороформенного битума, На Жагинской площади в предполагаемом аналоге биркутской святы содержится следующее количество хлороформенного битума: в глинах 0,004%, в известняках 0,015%.

Таким образом, наибольшей битуминозностью отличаются породы глинистой и терригенно-карбонатной пачек, относимых к нижнему триасу. Заметна снижается битуминозность аналога долнанинской свиты.

В качестве потенциально битумопроизводящих могут рассматриваться также черные и сероцветные глины пермо-карбона (скв. 25 Жетыбай, 2 Жага, 2 Шахпахты и др.). В связи с этим обращает на себя внимание присутствие в отложениях нижнего триаса вторичных битумов, которые могли быть привнесены из нижних подразделений разреза.

Таким образом, наряду с юрскими отложениями высокими битумопроизводящими свойствами отличаются и породы нижнего триаса и пермо-карбона.

Некоторые исследователи высказывали мысль о важной роли тектонически активных зон в качестве генератора углеводородов. Если признать это положение справедливым, то такой зоной в нашем районе может явиться область максимальных мощностей триаса и перми в Центральном Мангышлаке. Именно здесь в условиях глубокого погружения битуминозных толщ формировались высокие давления и температуры, которые, в свою очередь, могли способствовать десорбции рассеянного органического вещества с поверхности минеральных частиц и перемещению их в воде или в газовой фазе в смежные районы Южного Мангышлака и Северного Устюрта.

Результаты исследований позволяют наметить некоторые особенности регионального строения территории, контролирующие, на наш взгляд, формирование зон нефтегазонакопления.

Прямые и косвенн1ле данные по нефтегазоносности Мангышлака и Устюрта свидетельствуют о том, что основные крупные скопления нефти и газа приурочены ко впадинам, а не к зонам поднятий. Это обстоятельство явилось следствием специфических черт развития и особенностей строения геоструктурных элементов. Именно во впадинах формировались оптимальные палеотермодинамические условия и комплекс геологических и гидродинамических условий, способствовавших интенсивному нефтеобразованию. Близость же к этим источникам структурных зон, благоприятных для нефтегазонакопления, и явилась в общих чертах тем условием, которое определило особые перспективы нефтегазоносности впадин по сравнению с зонами поднятий.

Характеристика впадин как более благоприятных геоструктурных элементов, естественно, учитывает то обстоятельство, что процессы переформирования залежей, вплоть до полного их уничтожения, наиболее интенсивно протекали в пределах зон поднятий. Вместе с тем этот вывод представляется недостаточным. Есть основание полагать, что основные перспективы нефтегазоносности самих впадин связываются с участками резкого перепада глубин залегания продуктивных толщ и, в первую очередь, юрских. Таким участкам сопутствует целый комплекс геологических условий, благоприятствующих миграции углеводородов и формированию скоплений нефти и газа.

Характерным примером, иллюстрирующим справедливость высказанного положения, является вся зона северного борта Южно-Мангышлак-Устюртской впадины. Выше уже отмечалось, что в ее пределах располагаются структурные ступени, ограниченные крутыми флексурами. Особенно четко строение этих флексур видно на структурной карте подошвы готеривского яруса, отражающей в общих чертах и строение верхнеюрских отложений. Из этой карты следует, что углы наклона опорного горизонта в пределах флексур изменяются от 10—12° на западе (Жетыбайская, Кокумбайская ступени) до 6—8° на востоке (Шахпахтинская ступень). В то же время, углы залегания горизонта на южном борту впадины редко достигают 1—2°. Участкам резкого изменения глубин залегания горизонтов соответствует четкий перепад значений пластовых давлений и температур. Так, на Южном Мангышлаке, по данным И.И. Аммосова, зона максимального градиента значений палеотемператур юрских отложений располагается как раз в пределах Жетыбайской флексуры.

Именно в этой обстановке изменения градиента пластовых давлений и температур создаются наиболее благоприятные условия для интенсивного выделения из смесей углеводородов и аккумуляции их в ловушках.

Естественно допустить, что на участках резкого перепада глубин залегания природных резервуаров гидродинамические показатели также обретают весьма специфический характер. В связи с этим любопытным представляется тот факт, что в пределах Жетыбай-Узеньской ступени ловушки, расположенные ближе к флексуре, заполнены преимущественно газом и газоконденсатом (Тенге, Тасбулат, Актас, Южный Жетыбай). В ловушках, расположенных севернее, и условиях более спокойного залегания слоев формируются газонефтяные (Жетыбай, Восточный Жетыбай) и преимущественно нефтяные залежи (Узень, Карамандыбас). Исключительно газовым является Шахнахтинское месторождение, расположенное вблизи одноименной флексуры на Южном Устюрте.

На наш взгляд, особые перспективы района отмеченных структурных ступеней обусловлены также присутствием локальных поднятий, отличающихся высокими амплитудами и сравнительно большими размерами. Особенно это характерно для района Жетыбай-Узеньской ступени.

И, наконец, последнее обстоятельство. Анализ литологического состава продуктивных толщ свидетельствует о наличии в пределах Жетыбайской и Шaxпахтинской флексур наиболее высокого градиента изменения песчанистости юрских и нижнемеловых отложений. В то время как песчанистость нижнемеловых и верхпеюрских отложений на большом расстоянии от Курганбайской до Чагалосорской площадей мало изменяется, на коротком расстоянии от Курганбайской до Тенгинской площадей она изменяется весьма резко. Есть основание полагать, что столь заметное изменение песчанистости приурочено к району Жетыбайской флексуры. Подобное явление отмечается и в районе Шахтинской флексуры. Таким образом, участкам резкого перепада глубин залегания горизонтов соответствуют зоны четкого изменения песчанистости продуктивных отложений. Последнее обстоятельство, вероятно, явилось следствием специфических условий осадконакопления, характерных для подобных участков дна водных бассейнов.

Перечисленный комплекс геологических данных, характеризующих особенности крутого борта Южно-Мангышлак-Устюртской впадины, может существовать и в других участках впадин, отличающихся резким перепадом глубин залегания мезозойских отложений. В частности, подобные условия можно предполагать в районе западной части Турыкской структурной седловины, а также в пределах зон антиклинальных поднятий, расположенных в приосевых или бортовых участках депрессионных областей. К ним можно отнести районы Кургавбайского, Каундинского, Саксаульского поднятий в Жазгурлинской депрессии, Куанышского поднятия на северном борту Барсакельмесской депрессии, район Арстановской ступени, северный борт Косбулакской депрессии и другие участки.

Анализ геологического строения и истории развития локальных поднятий позволяет также наметить некоторые характерные их черты, имеющие, на наш взгляд, важное значение в определении степени их перспективности. Выше уже отмечалось, что на территории исследования по комплексу данных выделяются две группы локальных структур с высоким — средним (r > 0,4) и низким (r < 0,4) соответствием структурных планов. К первой группе относятся брахиантиклинали, формирование которых началось по крайней мере в раннеюрское время и максимум развития приходится на начало среднего миоцена. Структуры этой группы располагаются во впадинах, в участках крутого залегания слоев. С ними и связываются основные перспективы нефтегазоносности. Ко второй группе относятся структуры неунаследованного развития, либо только сформировавшиеся к началу среднего миоцена, либо претерпевшие к этому времени интенсивное расформирование. Структуры этой группы — преимущественно небольших размеров, малоамплитудные, располагаются на пологих бортах или участках впадин и депрессий и являются менее перспективными в отношении выявления в их пределах промышленных скоплений нефти и газа.

Исходя из перечисленных положений, основные направления поисково-разведочных работ на нефть и газ определяются следующими перспективами нефтегазоносности.

В пределах Южно-Мангышлак-Устюртской впадины высокоперспективными землями с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью являются Жетыбай-Узеньская и Кокумбайская структурные ступени, Сегевдыкская и Жазгурлинская депрессии и разделяющая их Kapaгинская седловина, К числу перспективных земель с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностыо относятся Турыкская седловина, Ассакеауданская и Казахская депрессии. Малоперспективным является район восточной части Киндерлинской моноклинали.

В пределах Северо-Устюртской впадины высокоперспективными землями следует считать Бинеусскую, Самскую и Косбулакскую депрессии (особенно крутые их борта) и разделяющие их структурные седловины. К возможно перспективным землям относится район Барсакельмесской депрессии и особенно ее северный крутой борт. Районами с невыясненными перспективами нефтегазоносности являются Южно-Бузачииский, Колсайский и Тулепский прогибы, где кровля юрских отложений залегает на глубине от 1500 до 1200 м. С этой точки зрения представляет интерес также район, расположенный в западной части Яркимбайской моноклинали, где отмечается весьма крутое падение слоев в сторону Арстановской структурной ступени.

В заключение подведем краткий итог сказанному: 1) основные перспективы нефтегазоносности следует связывать с Южно-Мангышлак-Устюртской и Северо-Устюртской впадинами; 2) зоны максимального нефтегазонакопления в их пределах приурочены к участкам резкого перепада глубин залегания мезозойских и, в первую очередь, юрских отложений; 3) наиболее крупные скопления нефти и газа следует связывать со средне-нижнеюрскими отложениями во внутренних участках седиментационных бассейнов, в зонах развития мощной и слабопроницаемой верхнеюрской покрышки.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: