CC BY
9
5. Structure of the Malyshevsko-Petrovskaya uplift zone and oil and gas potential prospects: report / author. V A. Ermakov. // Volgograd, Trust "Volgogradneftegeofi zika". 1987. 34 p.
6. Passport for the Severo-Alekseevskaya structure, prepared by CDP seismic exploration for prospecting and exploration drilling within the Levoberezhny license area of LUKOIL-Nizhnevolzhskneft LLC: report / executable. IN AND. Pogozhina // Volgograd, JSC «Volgogradnefteg eofizika». 2006. 41 p.
7. Comprehensive study of core and formation fluids from well 2 Levoberezhnaya: Report. LLC «LUKOIL-
VolgogradNIPImorneft» 2008. Pp. 115-116. (251 p).
8. Guidelines for geological and field analysis of the development of oil and gas-oil fields: RD 153-39.0-11001: approved. and put into effect by order of the Ministry of Energy of Russia dated 02/05/2002. Moscow, 2002. 59 p.
9. Matvienko VN., Chaitsky VP. Dependence of the transformation of organic matter in sedimentary rocks on the thermal regime of the subsurface // Izv. Academy of Sciences of the USSR. Ser. geol. Moscow, 1981. No. 9. Pp. 164-176. (206 p).
© Панина Ольга Владимировна
кандидат геолого-минералогических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ORCID: 0009-0009-0667-4026 эл. адрес: [email protected]
© Донцова Ольга Леонидовна
кандидат географических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ORCID: 0009-0001-9072-9481 эл.адрес: [email protected]
© Panina Olga Vladimirovna
Candidate of Geological and Mineralogical Sciences, Associate Professor,
Federal State Budgttari Educational Instution of Higher Education Kuban State University, ORCID: 0009-0009-0667-4026 e-mail: [email protected]
©Dontsova Olga Leonidovna
Candidate of Geographical Sciences, Associate Professor,
Federal State Budgttari Educational Instution of Higher Education Kuban State University, ORCID: 0009-0001-9072-9481 e-mail: [email protected]
УДК 553.1:551.73
DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-56-65
ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОЙ ПЛИТЫ *
© Попков Василий Иванович
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», г. Краснодар, Российская Федерация
Палеозойские отложения юго-запада Туранской плиты многими исследователями рассматриваются в качестве одного из важнейших и перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. При этом представления о тектонической природе палеозойских толщ, их нефтегазо-генерационном потенциале и емкостно-фильтрационном свойствах существенно разнятся. Помимо теоретического данная проблема имеет и важное практическое значение. В представленной работе освещены результаты детального изучения вещественного состава магматических и метаморфических пород палеозоя, вскрытых глубокими скважинами в пределах Мангышлака и Прикарабогазья. Для расчленения и корреляции разрезов использованы материалы геофизических исследований скважин, включающие все виды каротажа. Особое место принадлежит микроскопическому изучению пород с целью определения их состава и генезиса, степени постседиментационных преобразований и формационной принадлежности. Изучены и критически проанализированы имеющиеся материалы о нефтегазоносности палеозоя. Установлено, что известные здесь палеозойские породы представлены
*
Для цитирования:
Попков В.И. Геология и перспективы нефтегазоносности фундамента Юго-Запада Туранской плиты // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №4. С. 56-65. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-56-65.
ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОИ ПЛИТЫ
первично осадочными и вулканогенно-осадочными отложениями, преобразованными на стадии зе-леносланцевого регионального метаморфизма. Отложения повсеместно дислоцированы. Прорваны они интрузиями гранитоидного ряда завершающих этапов герцинского тектогенеза. На участках, приближенных к интрузивам, степень вторичных изменений метаморфических пород возрастает за счет термального воздействия. В составе доверхнепермского палеозоя юго-запада Туранской плиты выделены два литодинамических комплекса. Обоснована их принадлежность к фундаменту молодой платформы. Скопления нефти и газа в этих комплексах эпигенетичны и приурочены к участкам развития вторичных коллекторов. Высказаны предложения по дальнейшим направлениям геологоразведочных
Ключевые слова: метаморфические породы, граниты, молассы, фундамент, нефтегазоносность.
работ на нефть и газ в фундаменте исследуемого региона.
GEOLOGY AND PROSPECTS FOR OIL AND GAS POTENTIAL OF THE BASEMENT OF THE SOUTH-WEST TURAN PLATE
© Popkov Vasily Ivanovich
Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Kuban State University",
Krasnodar, Russian Federation
Paleozoic deposits of the south-west of the Turan Plate are considered by many researchers as one of the most important and promising areas of geological exploration for oil and gas. At the same time, the ideas about the tectonic nature of Paleozoic strata, their oil and gas generation potential and reservoir-filtration properties differ significantly. In addition to the theoretical, this problem has an important practical significance. The presented work highlights the results of a detailed study of the material composition of igneous and metamorphic rocks of the Paleozoic, uncovered by deep wells within Mangyshlak and Prikarabogazye. To dissect and correlate the sections, the materials of geophysical studies of wells, including all types of logging, were used. A special place belongs to the microscopic study of rocks in order to determine their composition and genesis, the degree of post-sedimentation transformations and formation affiliation. The available materials on the Paleozoic oil and gas potential have been studied and critically analyzed. It has been established that the Paleozoic rocks known here are represented by primary sedimentary and volcanogenic sedimentary deposits transformed at the stage of green shale regional metamorphism. Deposits are everywhere dislocated. They are broken through by intrusions of the granitoid series of the final stages of Hercynian tectogenesis. In areas close to intrusions, the degree of secondary changes in metamorphic rocks increases due to thermal effects. Two lithodynamic complexes have been identified as part of the Upper Permian Paleozoic of the southwest of the Turanian Plate. Their belonging to the foundation of the young platform is substantiated. Accumulations of oil and gas in these complexes are epigenetic and are confined to the development sites of secondary reservoirs. Proposals were made for further directions of geological exploration for oil and gas
Key words: metamorphic rocks, granites, molasses, basement, oil and gas potential.
in the foundation of the studied region.
Введение. По мере истощения разведанных ресурсов нефти и газа в верхних горизонтах осадочных бассейнов интересы нефтяников начинают привлекать более глубоко залегающие комплексы, в том числе породы фундамента. Не являются исключением и юго-западные районы молодой Туранской плиты, где разведаны и активно разрабатываются скопления углеводородов в меловых, юрских и триасовых отложениях. Кроме того, во второй половине 80-х годов прошедшего века были открыты промышленные залежи нефти и в породах палеозоя. Принадлежность до-верхнепермских палеозойских толщ Мангышлака к складчатому основанию молодой платформы у подавляющего большинства исследователей не вызывала возражений. Однако в последние годы появились публикации [1-4], в которых ставится под сомнение данная точка зрения. Указанные
авторы считают необходимым объединение ка-менноугольно-нижнепермских отложений с вер-хнепермско-триасовыми в единый структурный комплекс и делают вывод о его высоких нефтеге-нерационном и нефтегазоносном потенциалах.
Аргументация данной точки зрения сводится к следующему: 1) отсутствие регионального метаморфизма. Если и есть метаморфические породы, то они приурочены к участкам внедрения гранитных интрузий или крупным разломам; 2) отсутствие значительной дислоцированности толщ, носящей, по их мнению, локальный при-разломный характер; 3) литологическое сходство с одновозрастными отложениями полуострова Бузачи и Устюрта, которые сформировались, как считают данные исследователи, в едином бассейне седиментации. Однако эти районы, включая Мангышлак, принадлежат к различным
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
I 2023, том 49, № 4(112)^^^^ИПШПППП1 57
геоструктурным элементам с разным возрастом земной коры и геодинамическими обстановками на данном этапе развития [5-7], что указывает на гетерогенность их осадочных бассейнов с индивидуальными особенностями развития в палеозое.
Данная проблема имеет несомненное важное практическое значение, поскольку условия формирования скоплений углеводородов (УВ) в осадочном чехле и в фундаменте контролируется различными факторами. Принципиально отлична и методика геологоразведочных работ в этих комплексах пород.
Методы исследований. Для определения характера дислоцированности толщ необходимо изучение кернового материала всех скважин, вскрывших палеозой, а также данных сейсморазведки. Временные сейсмические разрезы при этом должны быть соответствующим образом обработаны с выполнением процедур миграции, подавления кратных волн и др. При этом надо иметь ввиду, что даже спорадическое получение пологих отражений не является свидетельством слабой дислоцированности толщ, поскольку здесь может сыграть свою роль ориентация профиля относительно оси складки, наличие отдельных участков относительно малодислоци-рованных толщ, пологих разломов и др. В этом отношении была бы полезна информация о строении волнового поля на профилях, расположенных вкрест простирания профилю, где были получены отражения.
Совершенно очевидно, что корректно этот вопрос не может быть решен без детального изучения вещественного состава пород, степени их постдиагенетических преобразований. Специалист, имеющий даже минимальную литологичес-кую подготовку, без труда установит при микроскопическом изучении пород наличие метамор-фогенных преобразований и их глубину, отличит региональный метаморфизм от локального термального или низкотемпературного высокобарического дислокационного и т.п. Решению данной проблемы может способствовать также традиционный формационный анализ, позволяющий определить геодинамическую обстановку формирования не только первично-осадочных, но и магматических, в том числе гранитоидных пород. При этом анализу должен быть подвергнут керновый материал не по отдельным скважинам, а все исходные данные, накопленные к настоящему времени.
Для однозначного решения данного вопроса нами было выполнено макроописание керна с определением характерных структур и текстур. Для расчленения и корреляции разрезов использованы материалы геофизических исследований скважин, включающие все виды каротажа. Осо-
бое место принадлежит микроскопическому изучению пород с целью определения их состава и генезиса, степени постседиментационных преобразований. Привлечены сведения по определению абсолютного возраста пород, палеонтологические определения. Широко использовались результаты грави- и магнитометрических работ, данные сейсморазведки различных модификаций. Изучены и критически проанализированы имеющиеся сведения по нефтегазоносности палеозойского разреза. Результаты детального изучения палеозойских отложений подробно излагались в предыдущих публикациях [7-10 и др.]. Ниже приводятся в краткой форме наиболее значимые из них.
Результаты исследований. Отложения до-верхнепермского палеозоя вскрыты на двадцати девяти площадях Южного Мангышлака (рис. 1) многими десятками глубоких скважин, а также обнажены на дневной поверхности в пределах хребтов Восточный и Западный Каратау в Горном Мангышлаке. Другим районом Туранской плиты, где фундамент относительно хорошо изучен бурением, является Карабогазский свод и прилегающий к нему Кумсебшенский выступ.
Южный Мангышлак. Установлено наличие в составе палеозойского разреза двух лито-динамических комплексов: 1) комплекс пород, подвергшихся интенсивным деформациям и ме-таморфизованных на зеленосланцевой стадии регионального метаморфизма, прорванных в пределах выступов гранитоидными интрузиями заключительных этапов варисского тектогенеза и 2) относительно слабо метаморфизованный (стадии глубокого катагенеза и метагенеза, реже - начальные стадии зеленосланцевого метаморфизма) комплекс нижних моласс.
Породы нижнего структурного яруса вскрыты в разрезах скважин, расположенных в пределах таких платформенных структур, как Песча-номысско-Ракушечная зона поднятий, западная центриклиналь Сегендыкской депрессии, Кара-гиинская седловина, западная периклиналь Беке-Башкудукского вала (рисунок 1). Представлен он первично-терригенными, реже карбонатно-терригенными отложениями, метаморфизован-ными на стадии хлорит-мусковитовой субфации зеленых сланцев регионального метаморфизма, прорванных в пределах выступов гранитоидами каменноугольного возраста и дайками различного состава. В приконтактовых зонах интрузий вмещающие породы претерпели наиболее интенсивные преобразования за счет явлений контактового метаморфизма, выразившиеся в орого-виковании пород, появлении более высокотемпературных парагенезисов минералов. По мере же удаления от интрузива процессы термального воздействия ослабевают, отражаясь в возникновении узловатых стяжений в некоторых чисто
А
ГЕОЛОГИЯ и ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОй ПЛИТЫ
Г
Рисунок 1 - П-ов Мангышлак. Схема расположения площадей, на которых бурением вскрыт палеозой,
где: черными кружками обозначены площади, на которых под отложениями триаса вскрыты породы нижнего структурного яруса фундамента: 1 - Оймаша, 2 - Жантанат, 3 -Жага, 4 - Северный Ащи-сор, 5 - Ащисор, 6 - Северный Ташкум, 7 - Ташкум, 8 -Жиланды, 9 - Ащиагар, 10 - Северное Карагие, 11 - Сартюбе, 12 - Алатюбе, 13 - Атамбай, 14 - Бортовое, 15 - Саура-Сегенды, 16 - Сегенды. «Пустые» кружки - площади, на которых вскрыты породы верхнего структурного яруса: 17 - Ракушечномысская, 18 - Северо-Ракушечная, 19 - Северо-Западный Жетыбай, 20 - Западный Жетыбай, 21 - Тарлы-Куйжак, 22 - Придорожная, 23 - Жетыбай, 24 - Бектурлы, 25 - Южный Жетыбай, 26 - Кенестюбе, 27 - Сауку-дук, 28 - Баканд, 29 - Тортобе. Штриховкой показана зона отсутствия отложений верхнего структурного яруса.
Тектонические элементы: ЧП- Чакырганский прогиб, ББВ - Беке-Башкудукский вал, ЖУС - Жеты-бай-Узеньская ступень, СД- Сегендыкская депрессия, КС - Карагиинская седловина, ЖД- Жазгурлинская депрессия, ПРЗП - Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий
слюдистых прослоях. В скважинах или же интервалах, отстоящих на значительном расстоянии от интрузива, отмечаются случаи присутствия пород, измененных на стадии глубокого метагенеза, сохранивших отдельные черты исходных осадочных толщ. Породы дислоцированы: углы падения слоев, замеренные в керне, колеблются в широких пределах вплоть до вертикальных.
Как было показано ранее [8], сохранность обломочного материала в процессе глубоких ката-генетических преобразований породы во многом обусловлена его сгруженностью, сортировкой, размерами и формой, т.е. характером первоначальной структуры. Так, сохранность обломков наилучшая там, где псаммитовые зерна хорошо отсортированы по размерам и количественно не превышают 60% всего объема породы, будучи разобщены и «запечатаны» цементом базаль-ного типа. Несколько по-иному преобразованы
терригенные компоненты других пород, отличающихся большей насыщенностью и худшей от-сортированностью обломков, которые зачастую превращены в сланцы с едва уловимыми признаками бластопсаммитовых структур. Между этими и предыдущими породами имеются многочисленные промежуточные разности.
Поскольку перечисленные метаморфогенные преобразования проявлены в рассматриваемых породах крайне неравномерно, предопределенные исходным составом и типом структур осадочных пород, да еще в случае наложения контактового метаморфизма на эти процессы, то результаты анализа единичных образцов кернового материала, взятого даже из близрасположенных интервалов разреза, они могут привести (и уже приводят) исследователей к заключению о наличии в разрезе нижнего структурного этажа генетически разнородных толщ.
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
I 2023, том 49, № 4(112)^^^^ИПП1ПППП| 59
В сланцах обнаружены миоспоры и акритар-хи, распространенные в палеозое, а также водорослевые формы и обрывки растительных тканей, иногда отпечатки древесины [8].
Верхнепалеозойский комплекс фундамента пройден скважинами на многих площадях (см. рис. 1). Породы дислоцированы: углы падения слоев достигают 600 и более. Перекрывающие их мезозойские отложения залегают с резко выраженным угловым и стратиграфическим несогласием. Разрез сложен терригенными породами, в составе которых ведущую роль играет грубооб-ломочный материал грауваккового и граувакко-аркозового состава. Под микроскопом граувакки имеют вид «микробрекчии», сложенной щепко-видными обломками серицитовых, серицит-хлоритовых, кварцево-слюдяных сланцев, а также кварцитов. Меньше распространены зерна кварца, имеющие остроугольную форму, полевых шпатов. Изредка встречаются обломки диабаза, кремнистых пород, криноидей. Вся кластичес-кая часть погружена в матрикс, представляющий собой тонкодисперсный агрегат глинисто-кварцевого состава и составляющий иногда 30 - 40 % объема породы. Аркозовые и субаркозовые песчаники также в большинстве случаев крупнозернистые, иногда с примесью гравийной фракции. Сортировка и окатанность обломков плохая. Максимальная вскрытая мощность комплекса 781 м (скв. 25-П Жетыбай).
Формационные особенности этого комплекса пород, его значительная дислоцированность, высокая степень литогенетических преобразований (глубокий катагенез - метагенез, начальные стадии зеленосланцевого метаморфизма) позволяют рассматривать данные образования в качестве нижней молассы и соответственно включить в состав фундамента платформы [9]. Аналогичный генезис имеет и отложения биркутской свиты Горного Мангышлака. Возраст толщи подтвержден спорово-пыльцевым комплексом каменноугольного и раннепермского возраста. Положение в разрезе (ниже заведомо нижнетриасовых отложений), присутствие в обломках продуктов разрушения гранитов, возраст которых определен как каменноугольный [8], также подтверждают позднепалеозойский (позднекаменноугольно-раннепермский?) ее возраст.
Таким образом, проведенные исследования свидетельствуют о том, что в основании мезозойских отложений Мангышлака располагается дислоцированный палеозойский фундамент, в котором выделяются два литодинамических комплекса пород: нижний, более сильно метаморфи-зованный, вероятно, допозднекаменноугольного возраста (нижний структурный ярус) и верхний - нижняя моласса. Контакт между комплексами в настоящее время скважинами не вскрыт.
Отсутствие отложений верхнего структурного яруса в разрезе доказано на Песчаномысском своде, Карагиинской седловине, востоке Сеген-дыкской депрессии. Здесь же резко сокращена мощность пестроцветных отложений нижнего триаса вплоть до полного их отсутствия. Изложенное позволяет выделить здесь не известное ранее крупное погребенное позднепалеозойское поднятие (на рис. 1 показано штриховкой), служившее поставщиком обломочного материала в конце карбона - перми и раннем триасе.
Прикарабогазье (рис. 2). В строении фундамента Северо-Западного Прикарабогазья принимают участие магматические породы гранито-идного ряда и первично осадочные толщи, претерпевшие различной степени метаморфические преобразования. Последние вскрыты во всех пятнадцати скважинах, первые - в восьми из них (Тамды-1, 2, Букбаш-1, 2, 3, Бирбас-1, Южный Аламурын - Джанаорпа-1 и 6).
Метаморфические толщи дислоцированы. Наиболее часто встречаются углы падения слоев 45-650. Породы плотные (2,80-2,95 г/см3), лишь в кровельной части разреза отмечены значения 2,45- 2,50 г/см3. В их составе ведущая роль принадлежит терригенным образованиям, метамор-физованным в мусковит-хлоритовый субфации зеленых сланцев. При приближении к гранито-идным интрузиям степень их преобразований возрастает с появлением минеральных ассоциаций мусковит-биотитовой субфации фации зеленосланцевого метаморфизма. На площади Южный Аламурын - Джанаорпа вскрыты также зленокаменно измененные эффузивы основного и среднего состава, а также кварц-альбит-хло-рит-актинолитовые роговики [10]. В метаморфических сланцах площади Букбаш обнаружены палеозойские миоспоры.
Гранитоиды имеют обычный для этого типа пород состав [10]. Возраст их позднепалеозойс-кий.
Установлено спорадическое развитие в разрезе слабометаморфизованных терригенных пород (скважины Тамды-1, 2, Букбаш-1, 2, 3 и Южный Аламурны-6). Максимальная мощность отмечается в скважине Тамды-1 (154 м), минимальная (34 м) - в скважине Южный Аламурны-6. Породы претерпели интенсивные вторичные изменения (метагенез). Данные образования очень напоминают отложения верхнего палеозоя Песчаномыс-ско-Ракушечной зоны Южного Мангышлака, а также прилегающего с востока к Карабогазскому своду Кумсебшенского геоблока, отнесенными нами к верхнепалеозойской нижней молассе [9].
Метаморфические сланцы в Южном Прика-рабогазье были вскрыты лишь на площади Кар-ши в скважине № 3 и Омчалы-1п [11]. Возраст пород достоверно не определен.
..........ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /
60 ' 2023, том 49, № 4(112)
ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОй ПЛИТЫ
Рисунок 2 - Схема размещения поисково-разведочных площадей и скважин, на которых вскрыты бурением породы фундамента Карабогазского свода,
где: 1 - Карши (скв. 1), 2 - Карши (скв. 2), 3 - Карши (скв. 3), 4 - Омчалы (скв. 161), 5 - Омчалы (скв. 159); площадей - 6 - Акпар, 7 - Дарджа, 8 - Аджигир, 9 - Южный Аламурын-Джанаорпа, 10 - Бирбас, 11 - Букбаш, 12 - Тамды, 13 - Кудук, 14 - Кумсебшен, 15 - Аламанел;
Римскими цифрами обозначены: I - Карабогазский свод, II - Кумсебшенский выступ, III - Туаркыр-Краауданская зона, IV- Карашорская зона
Гранитоидные интрузии вскрыты бурением на всех площадях данной зоны. Состав пород отвечает гранитам и гранодиоритам в отдельных случаях гранит-аплитам. В отдельных скважинах встречены кварцевые порфиры, дацит-порфири-ты и фельзиты [10]. Возраст их позднепалеозой-ский.
В пределах прилегающего с востока к Кара-богазскому своду Кумсебшенского блока доме-зозойские образования вскрыты двумя опорными скважинами - Кумсебшен-2 и Аламанел-1. Микроскопическое изучение пород показало, что вскрытые здесь филлитовидные сланцы образовались по первично глинистому материалу с высоким содержанием слюды. В алеврито-псам-митовых прослоях достаточно четко видна первичная обломочная структура породы, состоящая из остроугольных оскольчатых зерен кварца, полевых шпатов, чешуек слюды, кварцитов, эффу-зивов. Отложения иногда имеют следы отчетливого рассланцевания. Вулканогенный материал представлен витро- и кристаллокластическими туфами. Характерной особенностью образований является их значительная дислоцированность - в керне скважин отмечены напластования, ориентированные под углами в 50-600.
Абсолютный возраст филлитовидных сланцев, вскрытых Кумсебшенской скважиной составляет 262 млн лет (ранняя пермь). Данные образования хорошо коррелируются с нижне-молассовым позднекаменноугольно-раннеперм-ским комплексом пород, вскрытом на Южном Мангышлаке, а также Карабогазском своде.
Перспективы нефтегазоносности.
В обоих структурно-формационных комплексах палеозоя постдиагенетические изменения привели к потере первичной пористости (первые проценты) и проницаемости пород. Локальные участки развития вторичных коллекторов имеют ограниченное развитие и носят «островной» характер [12]. Сложная ситуация и с наличием флю-идоупоров: глинистые разности пород преобразованы до метааргиллитов и глинистых сланцев и не могут служить надежными экранами, способствующими аккумуляции УВ. Аналогичная ситуация установлена и в палеозойских отложениях Предкавказья [13, 14]. В этих условиях потенциальные резервуары могут существовать на достаточно ограниченных участках при наличии ряда благоприятных факторов [12].
Кроме того, если допустить, что палеозойские отложения и могли генерировать УВ, то
I 2023, том 49, № 4(112)^^^^ИППППППП 61
свой нефтематеринский потенциал они реализовали еще до накопления мезозойских толщ до момента складкообразовании, метаморфизма и орогенических движений герцинского тектоге-неза. В пользу этого свидетельствует и высокая степень углефикации рассеянного органического вещества, достигающая антрацитовой стадии. Соответственно сохранение сингенетичных залежей нефти и газа в палеозойском разрезе невозможно, поскольку они были бы разрушены на данном этапе. Однако все это не может служить основанием для отнесения пород, слагающих фундамент, к категории бесперспективных в отношении нефтегазоносности. Практика геологоразведочных работ свидетельствует о возможности открытия в породах складчатого основания молодой платформы промышленных скоплений нефти и газа. Несомненно, что резервуары и скопления УВ в породах фундамента эпигене-тичны и имеют сложное строение [15].
Подтверждением этому служит нефтяная залежь в гранитах Оймаши. Запасы нефти были оценены по залежам в нижний юре, в карбонатном комплексе среднего триаса и гранитной интрузии. При этом 80 % из них содержатся в гранитах. Месторождение находится в разработке. Имеющийся фактический материал свидетельствует о развитии в гранитной интрузии пластооб-разных участков разуплотнения, приуроченных к прикупольной его части. Открытая пористость здесь колеблется от 3,4 до 7%, достигая иногда 12,4%. Максимально разрушены граниты в случае пересечения этих горизонтов разрывными нарушениями. С этими интервалами разреза связаны наиболее высокодебитные притоки УВ, достигающие 350 м3/сут. Установлено, что резервуар в гранитном массиве несет в себе элементы как пластового, так и жильного характера. Образование пластообразной зоны разуплотнения связано с явлениями термоусадки в момент рас-кристаллизации гранитоидной магмы [16], в то время как жильной зоны - с разрывными нарушениями.
Гранитная интрузия залегает внутри метаморфических пород палеозоя. Прикупольная часть массива в результате последующего размыва метаморфических толщ выведена на эрозионную предтриасовую поверхность, но топографически в ней не выражена. На гранитах и сланцах развита маломощная (несколько метров) площадная кора выветривания, представляющая собой гранитный дресвянник. Нефтегазоносные горизонты в интрузии залегают глубже и с ней не связаны.
Месторождение осталось недоразведанным. По материалам гравиразведки в северо-восточной части площади выделяется обширный блок, имеющий сходные структурно-тектонические
условия с продуктивным блоком, который не охвачен бурением. В его пределах выделен участок с благоприятными коллекторскими свойствами, представляющий практический интерес [17].
Не установлена нижняя граница нефтегазо-носности фундамента. Учитывая материалы керна, отобранного в поисково-разведочных скважинах, результаты интерпретации сейсморазведки МОГТ-3Д методом CSP, нижняя граница нефтегазоносности гранитоидов Оймаши располагается, скорее всего, гораздо ниже уровня разведанных запасов (установленный этаж нефтега-зоносности залежи в гранитах Оймаши порядка 250 м). Так, например, в скважине 12 Оймаша, прошедшей по гранитам 267 м, и на забое 3905 м были подняты граниты, содержащие в трещинах подвижную нефть [16].
Остается совершенно не изученной залежь в метаморфических породах в районе скважин 14, 20 - вероятный резерв прироста запасов нефти. Коллекторские свойства пород не изучены в виду малого количества образцов пород из этой части разреза. Следует отметить, что непосредственно в пределах установленной залежи керн вообще не отбирался.
Обнадеживающие результаты в виде нефте-газопроявлений из фундамента получены и на северо-западном склоне Карабогазского свода. Опробование или испытание горизонтов в фундаменте проводилось в семи скважинах: Кудук-1, Джанаорпа-4, Южный Аламурын-3, Тамды-1 и 2, Бирбас-1, Букбаш-1. В скважине Кудук-1 из сланцев по результатам пластоиспытания получен приток разгазированной воды с дебитом 324 м3/сут через 10 мм штуцер, что говорит о наличии горизонтов с хорошими коллекторскими свойсва-ми. В составе газа преобладали метан (84,6 %), азот (1, 30 %), углекислый газ (2, 2 %).
В скважине Джанаорпа-4 из сланцев получен приток воды с дебитом 11,76 м3/сут.
В скважине Тамды-1 из сланцев получен приток разгазированной воды, а в скважине Тамды-2 при подъеме бурильных труб ударил фонтан горячей воды со значительным содержанием газа.
Получена вода с большим содержанием растворенного газа и в скважине Бирбас-1.
Бурение перечисленных скважин осуществлялось в 70-е, начале 80-х годов прошлого века, когда изучению нефтегазоносности фундамента не придавалось большого внимания. На северозападном склоне Карабогазского свода в отложениях келловея, неокома и апта выявлены небольшие газовые залежи (площади Тамды, Южный Аламурын), которые могли образоваться за счет перетока их палеозойских толщ, что может служить косвенным указанием на перспективность последних.
В начале 2000-х годов с целью изучения пер-
А
ГЕОЛОГИЯ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ФУНДАМЕНТА ЮГО-ЗАПАДА ТУРАНСКОй ПЛИТЫ
Г
спектив нефтегазоносности фундамента была пробурена туркменскими нефтяниками параметрическая скважина Омчалы-1п [11]. В интервале глубин 1100-3501 м (забой) пройдены граниты, рассеченные дайками диабазов и кварц-порфи-ров. Среди плотных неизмененных гранитов обнаружены зоны дробления и разуплотнения. К сожалению, проводка скважины осуществлялась с эпизодическим отбором керна, без глубокого анализа литологии и возраста вскрытых пород и должных пластоиспытаний и опробовательских работ в скважине. В результате новых данных о нефтегазоносности фундамента не получено.
Таким образом, в условиях значительных постседиментационных преобразований коллек-торские свойства метаморфических пород имеют вторичный характер. Наиболее благоприятны среди них в отношении нефтегазоносности карбонатные породы. В карбонатных образованиях возможно формирование наиболее высокоемких коллекторов, так как они в большей степени подвержены процессам формирования вторичной емкости в результате воздействия агрессивных гидротермальных растворов, метасоматоза и других процессов. Показательны в этом отношении результаты бурения в северо-западной части Туаркырской антиклинали, где выявлены блоки пород, сложенные мощной (более 300 м) толщей мраморизованных известняков девонского возраста, залегающих непосредственно под отложениями платформенного чехла. Нижняя граница толщи скважинами не вскрыта. В верхней части разреза на глубину более 100 м развиты кавер-новые и карстовые полости, размеры которых в ряде случаев превышают 1,5 м. Развитие в разрезе палеозоя рассматриваемой территории карбонатных толщ предполагается по геофизическим данным [18]. Кроме того, в пределах Восточно-Мангышлакских дислокаций в отложениях мелового возраста были обнаружены не окатанные обломки известняков карбона [8], что может указывать на наличие в этом районе погребенного палеозойского выступа, сложенного карбонатными породами.
Л И Т Е Р А Т У Р А
1. Кожахмет К.А., Дастанулы Н. Литология и кол-лекторские свойства промежуточного комплекса Ара-ло-Каспийского региона // Геология и охрана недр. 2013. № 1 (46). С. 43-46.
2. О перспективах нефтегазоносности палеозойских отложений Туранской платформы / Г.Ж. Жолта-ев, К.О. Исказиев, С.А. Битеуова, А. Бигараев, М. Мамонов // Актуальные проблемы нефтегазовой геологии и инновационные методы и технологии освоения углеводородного потенциала недр. Ташкент: Навруз. 2019. С. 37-42.
3. Жолтаев Г.Ж., Исказиев К.О., Битеуова С.А. Региональное строение палеозойских отложений Ман-
В пределах нефтегазоносных регионов Ту-ранской плиты граниты вскрывались скважинами на многих площадях. Однако целенаправленного поиска залежей нефти и газа в них, за исключением Оймашинского месторождения, до сих пор не проводилось. Учитывая опыт геологоразведочных работ в других регионах, можно говорить о том, что гранитоидные интрузии фундамента могут служить новым перспективным нефтепоисковым объектом в пределах Туранской плиты.
Выводы:
1) доверхнепермские образования, вскрытые скважинами в западной части Туранской плиты, представлены первично-осадочными отложениями, претерпевшие складчатость и метаморфизм в конце герцинского этапа тектогенеза и прорванных в пределах антиклинорных зон гранитоидными интрузиями. На ряде площадей в разрезе присутствуют нижние молассы, дислоцированные и испытавшие значительные мета-морфогенные преобразования. Все эти комплексы пород слагают фундамент молодой Туранской плиты;
2) интенсивные постдиагенетические преобразования первично осадочных пород привели к полной утрате ими начального коллекторского потенциала. Емкостно-фильтрационные свойства этих пород, как и скопления УВ в них, имеют эпигенетичный характер;
3) гранитоидные инрузии фундамента являются новым пока еще нетрадиционным объектом геологоразведочных работ на нефть и газ в регионе;
4) в существующей ситуации основной задачей, стоящей перед геологами-нефтяниками, является разработка эффективной методики прогноза и поиска ловушек нефти и газа в этом сложно построенном комплексе пород [4], поскольку традиционные методы и подходы, применяющиеся для осадочных толщ чехла, здесь не эффективны. Повышенный практический интерес представляют районы с установленной нефтегазоносностью нижних секций осадочного чехла.
гышлака // Геология, география и глобальная энергия. 2019. № 1 (72). С. 7-15.
4. Палеозойский комплекс осадочных бассейнов запада Туранской плиты и территории к востоку от Уральской складчатой системы / Д.К. Ажгалиев, Б.К. Курметов, С.Н. Нурсултанова, Е.Т. Нурпеисов, К.М. Таскинбаев // Геофизика. 2020. № 1. С. 60-68.
5. Хаин В.Е., Попков В.И., Юдин В.В. Палеоге-одинамика южного обрамления Восточно-Европейского кратона // Вестник Московского Университета. Серия 4. Геология. 2010. № 2. С. 3-9.
6. Тектоника дна Каспийского моря / В.Е. Хаин, Н.А. Богданов, В.И. Попков, П.А. Чехович // Геология регионов Каспийского и Аральского морей. Алматы:
ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __
I 2023, том 49, № 4(112)^^^^ИПШПППП1 63
Казахское геологическое общество «КазГЕО», 2004. С. 58-78.
7. Попков В.И., Попков И.В. Доверхнепермские отложения полуострова Бузачи и перспективы их не-фтегазоносности // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2021. Том 40. № 3(103). С. 5-15. DOI: 10.24412/1728-5283-2021-3-5-15.
8. Попков В.И., Попков И.В. Состав и постдиа-генетические преобразования отложений нижнего структурного яруса палеозоя запада Туранской плиты // Геология, география и глобальная энергия. 2019. № 4(75). С. 67-77.
9. Попков В.И., Попков И.В. Структурно-форма-ционная характеристика верхнепалеозойских отложений запада Туранской плиты // Геология, география и глобальная энергия. 2019. № 4(75). С. 9-17.
10. Popkov V.I., Popkov I.V Tectonics of the Basement of the Kara-Bogaz Arch (Turan Plate) // Geotectonics, 2022 No. 1. Pp. 68-78. DOI: 10.1134/ S001685212201006X.
11. Фундамент Прикарабогазья и первые результаты его исследования параметрическим бурением / О.А. Одеков, А.У Захидов, М. Аширмамедов, Э. Гель-дыев, В.Н. Мелихов, О. Кумшиев, А.Б. Ибрагимов, Д. Аннаев, С. Гайипов // Нефть и газ Туркменистана. 2002. № 6. С. 19-27.
12. Попков В.И., Попков И.В. Экзогенные и эндогенные факторы в формировании коллекторов в породах фундамента // Материалы XI Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Современные проблемы геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа (ГЕОКАВКАЗ 2021)»18-20 ноября 2021 г., г. Ессентуки. Том XI. Москва: ИИЕТ РАН. 2021. С. 142-147. D0I:10.34708/ GST0U.2021.70.77.024
13. Конюхов А.И., Яндарбиев Н.Ш. Литология и обстановки формирования палеозойских отложений в северных районах Скифской плиты // Литология и полезные ископаемые. 2008. № 1. С. 25-42.
14. Условия формирования природных резервуаров в домезозойском комплексе Западного Предкавказья / В.А. Гридин, М.П. Голованов, Е.Ю. Туманова, В.М. Дементеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 11. С. 43-47.
15. Попков В.И., Ларичев В.В., Попков И.В. Структура глубокопогруженных комплексов осадочных бассейнов: гидрогеологические аномалии и не-фтегазоносность как следствие внедрения глубинных флюидов (на примере месторождений Южного Мангышлака) // Геотектоника. 2023. № 3.C. 41-66. DOI: 10.31857/S0016853X23030050
16. Попков В.И., Попков И.В. Контракция гранитов и формирование коллекторов нефти и газа // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов Академии наук Республики Башкортостан. 2020. № 27. С. 31-36.
17. Попков В.И., Попков И.В., Крупин А.А. Новые данные о строении резервуара нефтяной залежи в гранитном массиве и перспективы доразведки месторождения Оймаша // Булатовские чтения: материалы IV Международной научно-практической конферен-
ции (31 марта 2020 г.). Т. 1: Прогноз, поиск и разведка месторождений нефти и газа. C.155-161
18. Попков В.И., Попков И.В. Структура фундамента Мангышлака и Устюрта по геофизическим данным // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов АН РБ. 2020. № 27. С. 52-57.
R E F E R E N C E S
1. Kozhakhmet K.A., Dastanuly N. Lithology and reservoir properties of the intermediate complex of the Aral-Caspian region // Geology and protection of the subsoil. 2013. No. 1 (46). Pp. 6.
2. On the prospects of oil and gas content of Paleozoic deposits of the Turan platform / G.Zh. Zholtaev, K.O. Iskaziev, S.A. Biteuova, A. Bigaraev, M. Mamonov // Actual problems of oil and gas geology and innovative methods and technologies for the development of hydrocarbon potential of the subsoil. Tashkent: Navruz, 2019. Pp. 42.
3. Zholtaev G.Zh., Iskaziev K.O., Biteuova S.A. Regional structure of Paleozoic deposits of Mangyshlak // Geology, geography and global energy. 2019. No. 1 (72). Pp. 5.
4. Paleozoic complex of sedimentary basins of the west of the Turan plate and the territory east of the Ural folded system / D.K. Azhgaliev, B.K. Kurmetov, S.N. Nursultanova, E.T. Nurpeisov, K.M. Taskinbayev // Geophysics. 2020. No. 1. Pp. 60-68.
5. Khain V.E., Popkov V.I., Yudin VV Paleogeodynamics of the southern framing of the East European craton // Bulletin of the Moscow University. Series 4. Geology. 2010. No. 2. Pp. 9.
6. Tectonics of the bottom of the Caspian Sea / V.E. Khain, N.A. Bogdanov, V.I. Popkov, P.A. Chekhov // Geology of the Caspian and Aral Seas regions. Almaty: Kazakh Geological Society "KazGeo", 2004. Pp. 58-78.
7. Popkov V.I., Popkov I.V The Upper Permian deposits of the Buzachi peninsula and the prospects of their oil and gas potential // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2021. Volume 40. No. 3(103). Pp. 5-15. DOI: 10.24412/1728-52832021-3-5-15.
8. Popkov V.I., Popkov I.V. Composition and postdiagenetic transformations of sediments of the lower structural tier of the Paleozoic of the west of the Turan plate // Geology, geography and global energy. 2019. No. 4(75). Pp. 67-77.
9. Popkov V.I., Popkov I.V Structural and formational characteristics of Upper Paleozoic deposits of the west of the Turan plate // Geology, geography and global energy. 2019. No. 4(75). Pp. 9-17.
10. Popkov V.I., Popkov I.V. Tectonics of the Basement of the Kara-Bogaz Arch (Turan Plate) // Geotectonics, 2022 No. 1. Pp. 68-78. DOI: 10.1134/ S001685212201006X.
11. The foundation of the Prikarabogazye and the first results of its study by parametric drilling / O.A. Odekov, A.U. Zahidov, M. Ashirmamedov, E. Geldiyev, V.N. Melikhov, O. Kumshiev, A.B. Ibragimov, D. Annaev, S. Gayipov // Oil and Gas of Turkmenistan. 2002. No. 6. Pp.19-27.
12. Popkov V.I., Popkov I.V. Exogenous and
ПРИМЕНЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ПРИ КАРТИРОВАНИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АЧИМОВСКОй ТОЛЩИ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯНАО
Г
endogenous factors in the formation of reservoirs in foundation rocks // Materials of the XI All-Russian Scientific and Technical Conference with international participation "Modern problems of geology, geophysics and geoecology of the North Caucasus (GEOkAvKaz 2021)" November 18-20, 2021, Essentuki. Volume XI. Moscow: IIET RAS. 2021. Pp.142-147. D01:10.34708/ GSTOU.2021.70.77.024
13. Konyukhov A.I., Yandarbiev N.S. Lithology and conditions of formation of Paleozoic deposits in the northern regions of the Scythian plate // Lithology and minerals. 2008. No. 1. Pp. 25-42.
13. Konyukhov A.I., Yandarbiev N.S. Lithology and conditions of formation of Paleozoic deposits in the northern regions of the Scythian plate // Lithology and minerals. 2008. No. 1. Pp.25-42.
14. Conditions of formation of natural reservoirs in the pre-Mesozoic complex of the Western Caucasus / V.A. Gridin, M.P. Golovanov, E.Y. Tumanova, V.M. Dementeev // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2015. No. 11. Pp. 43-47.
15. Popkov VI., Larichev VV., Popkov I.V. Structure of deep-submerged complexes of sedimentary basins:
© Попков Василий Иванович,
доктор геолого-минералогических наук,
профессор, академик РАЕН,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный
университет»,
ул. Ставропольская, 149,
350049, г. Краснодар, Российская Федерация
ORCID: 0000-0002-2959-4901
эл. почта: [email protected]
hydrogeological anomalies and oil and gas potential as a consequence of the introduction of deep fluids (on the example of the deposits of Southern Mangyshlak) // Geotectonics. 2023. № 3. Pp. 41-66. DOI: 10.31857/ S0016853X23030050.
16. Popkov VI., Popkov I.V. Granite contraction and formation of oil and gas reservoirs // Geology. Proceedings of the Department of Earth Sciences and Natural Resources of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2020. No. 27. Pp. 31-36.
17. Popkov V.I., Popkov I.V, Krupin A.A. New data on the structure of the reservoir of an oil deposit in a granite massif and prospects for additional exploration of the Oymasha deposit // Bulatov readings: materials of the IV International Scientific and Practical Conference (March 31, 2020). Vol. 1: Forecast, search and exploration of oil and gas fields. Pp. 155-161
18. Popkov V.I., Popkov I.V The structure of the foundation of Mangyshlak and Ustyurt according to geophysical data // Geology. Proceedings of the Department of Earth Sciences and Natural Resources of the Academy of Sciences of the Republic of Belarus. 2020. No. 27. Pp. 52-57.
© Popkov Vasily Ivanovich,
doctor of geological and mineralogical sciences, professor,
Member of Russian Academy of Natural Sciences,
Federal State Budgttari Educational Instution of
Higher Education Kuban State University,
st. Stavropolskaya, 149,
350040, Krasnodar, Russian Federation
ORCID: 0000-0002-2959-4901
e-mail: [email protected]
УДК 550.3 DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-65-72
ПРИМЕНЕНИЕ ДИНАМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ПРИ КАРТИРОВАНИИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АЧИМОВСКОЙ ТОЛЩИ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯНАО *
© Жерновкова Татьяна Владимировна, © Мартьянова Кристина Вадимовна, © Хлебников Михаил Сергеевич, © Одинцова Марина Юрьевна,
ООО «РН-БашНИПИнефть», г.Уфа, Российская Федерация
В статье рассмотрены условия осадконакопления и проблемы картирования ачимовских пластов тагринского клиноциклита сортымской свиты нижнего мела на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Отложения представлены в основном песчаниками фондоформенной частью клинофор-мы. В составе клиноформы рассматривались пласты Ач1, Ач2, Ач3, которые накапливались в шахматном порядке по простиранию и заполняли осадками морской бассейн. Для прогноза коллекторских свойств использовался весь комплекс исследований: атрибутный и динамический анализ, спектральная декомпозиция, палеотектоника, литолого- и электрофациальный анализ. В рамках работ МОГТ-3Д выполнена сейсмическая инверсия, на основе которой получен куб «акустического импеданса».
* Для цитирования:
Жерновкова Т.В., Мартьянова К.В., Хлебников М.С., Одинцова М.Ю. Применение динамического анализа при картировании сложнопостроенных отложений ачимовской толщи на примере месторождения ЯНАО // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. №4. С. 65-72. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-65-72.
