CC BY
6
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
УДК 552.578 (574.14) DOI 10.24412/1728-5283-2024-2-5-13
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТРИАСОВОГО ВУЛКАНОГЕННО-КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-МАНГЫШЛАКСКОГО ПРОГИБА*
© Попков Василий Иванович, © Попков Иван Васильевич
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», г. Краснодар, Российская Федерация
Несмотря на достаточно высокую геолого-геофизическую изученность триасовых обложений отложений Южного Мангышлака и открытие в них промышленных скоплений углеводородов остается много спорных вопросов, касающихся стратиграфической приуроченности и межплощадной корреляции нефтегазоносных горизонтов в разрезе вулканогенно-карбонатной формации. Решение этой проблемы имеет не только научное, но и практическое значение, поскольку будет способствовать более обоснованному выбору дальнейших направлений поисковых работ. Целью данной работы является изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в разрезе вулканогенно-карбонатной формации триаса Южно-Мангышлакского осадочного бассейна, выделение в ее составе основных нефтегазоносных толщ, определение границ площадного распространения формации. Методы исследования: проведено макроописание кернов скважин, микроскопическое изучение шлифов. Выполнено литолого-стратиграфическое расчленение и корреляция разрезов скважин с использованием данных всех видов каротажа, палеонтологических определений органических остатков. Проанализирован обширный материал по результатам опробования и пластовых испытаний триасовых отложений. Для изучения емкостно-фильтрационных свойств пород привлечены данные петрофизики. Детально изучены особенности строения месторождений нефти и газа. Проведенные исследования позволили установить закономерности локализации скоплений нефти и газа в разрезе вулканогенно-карбонат-ной формации. Определены границы ее площадного распространении, что позволяет подойти более дифференцировано к оценке перспектив нефтегазоносности как территории Южного Мангышлака в целом, так и отдельных локальных поднятий, расположенных в различных тектонических зонах. Полученные результаты могут быть использованы при изучении условий формирования и законо-
— мерностей пространственного размеще-Ключевые слова: литология, стратиграфия,
формации, нефть и газ, пористость, проницаемость, перспективы нефтегазоносности.
ния скоплении углеводородов и в других нефтегазоносных регионах Скифско-Туранской платформы.
OIL AND GAS POTENTIAL OF THE TRIASSIC VOLCANIC-CARBONATE COMPLEX IN SOUTH MANGYSHLAK TROUGH
© Popkov Vasily Ivanovich, © Popkov Ivan Vasilyevich
Federal State Budget Educational Institution of Higher Education «Kuban State University", Krasnodar, Russian Federation
There are many controversial issues concerning the stratigraphic confinement and inter-site correlation of oil and gas horizons in the section of the volcanogenic-carbonate formation despite the sufficiently high geological and geophysical knowledge of the Triassic deposits of the Southern Mangyshlak deposits and the discovery of industrial accumulations of hydrocarbons in them. The solution to this problem is not only of scientific, but also of practical importance, since it will contribute to a more informed choice of further exploration areas. The
* Для цитирования: Попков В.И., Попков И.В. Нефтегазоносность триасового вулканогенно-карбо-натного комплекса Южно-Мангышлакского прогиба // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2024. №2. С. 5-13. DOI 10.24412/1728-5283-2024-2-5-13
purpose of this work is to study the regularities of the placement of oil and gas accumulations in the section of the volcanogenic carbonate formation of the Triassic of the South Mangyshlak sedimentary basin, the allocation of the main oil and gas strata in its composition, and the definition of the boundaries of the areal distribution of the formation. Research methods are as follows: a macro description of well cores, microscopic examination of the sections. Lithological and stratigraphic dissection and correlation of well sections were performed using data from all types of logging, paleontological definitions of organic residues. Extensive material has been analyzed based on the results of testing and formation tests of Triassic sediments. Petrophysics data were used to study the reservoir-filtration properties of rocks. The structural features of oil and gas fields have been studied in detail. According to the research we managed to establish patterns of localization of oil and gas accumulations in the section of the volcanogenic-carbonate formation. The boundaries of its areal distribution are determined, which allows a more differentiated approach to assessing the prospects of oil and gas potential of both the territory of Southern Mangyshlak as a whole and individual local uplifts located in various tectonic zones. The results obtained can be used to study the conditions of formation and patterns of spatial
_ Keywords: lithology, stratigraphy, formations, oiT] distribution of hydrocarbon accumulati°ns and gas, porosity, permeability, prospects of oil and gas in other oil and gas-bearing regions of the potentiai. Scythian-Turanian platform.
Введение. Триасовые отложения Южно-Мангышлакского осадочного бассейна достаточно хорошо изучены. Тем не менее, относительно возраста и стратиграфического расчленения вскрытых разрезов доюрских отложений существуют разные точки зрения [1, 2, 5, 8, 14]. Соответственно это ведет к разночтениям стратиграфической приуроченности нефтегазоносных горизонтов не отдельно взятых поднятиях и, тем более, при их сопоставлении с другими площадями [2, 3, 4]. Обусловлено это использованием ограниченного числа скважин при разработке стратиграфических схем, а также недостаточным вниманием к детальным литолого-фациальным исследованиям.
Целью данной работы является изучение закономерностей локализации скоплений нефти и газа в вулканогенно-карбонатном комплексе триаса Южно-Мангышлакского осадочного бассейна, в котором сосредоточены основные запасы углеводородов доюрского разреза. Полученные результаты могут быть полезны при решении нефтегеологических задач и в других регионах Скифско-Туранской платформы, включая Восточное и Западное Предкавказье, где триасовые отложения остаются одним из важных направлений геологоразведочных работ.
Методы исследований. В основу исследований положен комплексный анализ поисково-разведочных работ на всех площадях Южного Мангышлака. На первом этапе работ выполнено макро- и микроскопическое изучение кернового материала. Собраны и обобщены палеонтологические данные. Произведено литолого-стратиг-рафическое расчленение и корреляция разрезов практически всех скважин, вскрывших триасовые отложения. Составлены типовые разрезы триасовых отложений основных тектонических
зон. В итоге этих работ была создана отвечающая современным знаниям о строении триасовых отложений литолого-стратиграфическая основа для решения обозначенных выше нефтегеологи-ческих задач. Результаты первого этапа исследований изложены в предыдущей статье [10].
На втором этапе исследований был собран и проанализирован обширный материал по опробованию и пластовым испытаниям триасовых отложений. Привлечены данные о строении месторождений нефти и газа, а также лабораторных исследований емкостно-фильтрационных свойств пород. Осуществлена привязка притоков и нефтегазопроявлений к выделенным литологи-ческим толщам. Для площадного картирования нефтегазоносных комплексов использованы данные сейсморазведки. Ниже изложены результаты второго этапа работ.
Результаты исследований. В структуре доюрского (доплитного) комплекса запада Туранс-кой плиты выделяются Центрально-Мангышлак-ско - Карашорская и Туаркыр - Караауданская раннекиммерийские складчатые системы [6]. Вне этих зон отложения пермо-триаса залегают полого, что дает возможность выделить здесь структурные элементы более низкого порядка (рисунок 1).
Южно-Мангышлакский платформенный прогиб в значительной степени является наложенным на структурный план подстилающих отложений. Жетыбай-Узеньская ступень и Кокум-байская моноклиналь северного борта прогиба располагаются над южной частью Центрально-Мангышлакской складчатой зоны, граничащей Южно-Мангышлакским геоблоком. В пределах последнего выделяются Сегендыкская и Жазгур-линская депрессии, разделенные Карагиинской седловиной. Крупным положительным струк-
А
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТРИАСОВОГО ВУАКАНОГЕННО-КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-
МАНГЫШЛАКСКОГО прогиБА
Г
Рисунок 1 - Обзорная тектоническая схема триасовых отложений запада Туранской плиты (по [6], упрощено),
где: 1 - граница Туранской и Русской плит; границы тектонических элементов: 2 - первого, 3 - второго порядков; 4 - раннекиммерийс-кие складчатые системы; 5 - основные разломы; 6 - выходы доюрских отложений на поверхность; 7 - район исследований.
Цифры на схеме: I - Северо-Устюртская синеклиза: I - Култукско-Самская депрессия, 12 - Арстановско-Ирдалинская ступень, 13 - Астауойская моноклиналь, 14 - Косбу-лакская депрессия, I - Акумсукский выступ, 16 - Барсакельмесская депрессия; II - Мангыш-лакско-Карашорская система дислокаций; III- Южно-Мангышлакская система прогибов: Ш1 - Сегендыкская депрессия, Ш2 - Карагиин-ская седловина, Ш3 - Жазгурлинская депрессия, Ш4 - Карынжарыкская седловина, Ш5 - Учку-дукская депрессия, Ш6 - Песчаномысско-Раку-шечная зона поднятий; IV - Кара-Богазский массив; V- Центрально-Устюртская система поднятий; VI - Южно-Устюртская система прогибов: VI - Шахпахтинская ступень, VI - Ассаке-Ауданский прогиб, VI - Сарыка-мышская седловина, VI - Дарьялык-Даудан-ский прогиб; VII - Кумсебшенский выступ; VIII - Верхнеузбойский прогиб; IX - Центрально-Каракумский массив; X - Туаркыр-Кара-ауданская система дислокаций.
турным элементом является Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий.
Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В пределах Южно-Мангышлакского прогиба может быть выделено три типа разрезов: кара-ауданский, жетыбай-узеньский и песчаномысско-ракушечный, отражающих особенности тектонического развития юго-запада Туранской плиты на доплитном этапе. Первые два принадлежат зонам пермско-триасовых прогибов (Туаркыр-Ка-раауданскому и Мангышлакско-Карашорскому, соответственно). Выполняющие их отложения перми и триаса испытали складчатость в предюр-ское время. Третий, песчаномысско-ракушечный тип разреза, распространен в пределах Южно-Мангышлакского геоблока, где триас слабо дислоцирован и резко сокращен в мощности (рис. 1). Осуществлено расчленение разрезов на слагающие литологические толщи, которым присвоены индексы (Т10, Т11, Т12, Т^ и т.д.) с последующей их стратиграфической привязкой. В связи с тем, что поисково-разведочные работы в Караауданской зоне не увенчались успехом, ниже в краткой форме дается описание жетыбай-узеньского и песча-
номысско-ракушечного разрезов. Более подробно этот вопрос рассмотрен нами в специальной статье [10]. Было также обосновано выделение в триасовом разрезе формационных комплексов. В частности, показано, что в состав вулканоген-но-карбонатной формации входят отложения верхнеоленекского подъяруса и среднего триаса.
Жетыбай-Узеньский тип разреза вскрыт глубокими скважинами в пределах одноименной тектонической ступени Южно-Мангышлакского платформенного прогиба (рисунок 2).
Наиболее древняя песчаниково-алевролито-вая толща (Т10) вскрыта скважинами в северной части ступени на площади Узень. Представлена она красноцветными грубообломочными песчаниками и алевролитами континентального генезиса. Возраст их предположительно индский.
В южной и юго-западной частях ступени отложения этого возраста отсутствуют в разрезе и на палеозойских породах с размывом залегает пестроцветная алевролито-аргиллитовая толща (Т11), содержащая прослои карбонатных пород, мелко- и среднезернистых песчаников, туфов и туффитов. На основании палеонтологических данных возраст пород раннетриасовый [1].
Рисунок 2 - Жетыбай-Узеньский тип разреза,
где: 1 - песчаники грубозернистые с гравийной примесью, 2 - песчаники средне- и мелкозернистые, 3 - алевролиты, 4 - аргиллиты, 5 -туфопесчаники, 6 - туфоалевролиты,
7 - туфоаргиллиты, 8 - туффиты и туфы, 9 - известняки мелкозернистые и кристаллические, 10 - известняки с терригенной примесью, 11 - известняки органогенно-детритовые, 12 -туфоизвестняки, 13 - доломиты оолитово-ком-коватые и оолитово-обломочные, 14 - доломиты сгустковые.
Сменяет ее карбонатно-терригенная толща (Т^), сложенная алевролитами, аргиллитами, песчаниками, известняками с примесью вулканогенного материала. Окраска пород зеленовато-серого и серого цвета. Возраст отложений позд-неоленекский [8].
В составе вулканогенно-доломитовой толщи (Т^) среднего триаса преобладают оолитово-ком-коватые и оолитово-обломочные доломиты, чередующиеся с прослоями туфов, микрозернистыми и органогенно-детритовыми известняками.
В составе известняково-вулканогенной толщи (Т22) значительная роль принадлежит вулка-нокластическому материалу, который чередуется с оолитово-комковатыми, оолитово-обломочны-ми и органогенно-детритовыми известняками. Подчиненное значение имеют песчаники, аргиллиты и доломиты.
Вулканогенно-известняковая толща (Т23) сложена шламовыми и органогенно-детритовыми известняками с прослоями туфов. В средней части толщи содержание туфогенного материала возрастает, в следствие чего она достаточно отчетливо оказывается разделенной на две части.
Завершает среднетриасовый разрез вулка-ногенно-аргиллитовая толща (Т24). В ее составе преобладают аргиллиты и туфоаргиллиты, которые чередуются с маломощными прослоями известняков, кристалло- и витрокластических туфов.
Несколько по-иному выглядит разрез триасовых отложений Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий. Здесь разрез обычно начинается с пестроцветной алевролито-аргил-литовой толщи (Т11) с базальным пластом мощностью до 20-25 м в основании, в котором содержатся плохо окатанные обломки подстилающих метаморфических и магматических пород фундамента. На Оймашинской площади на породах фундамента залегает вулканогенно-доломитовая толща (Т21) среднего триаса.
Литологический состав отложений мало отличается от разреза Жетыбай-Узеньской ступени. Описанные выше литологические толщи легко распознаются в разрезе, что указывает на формирование отложений в едином бассейне седиментации. Основное отличие заключается в уменьшении мощности всех литологических толщ с одновременным возрастанием процентного содержания туфогенной составляющей.
Песчаномысско-ракушечный тип разреза сохраняется и в пределах Сегендыкской депрессии и Карагиинской седловины.
На большинстве площадей на отложениях среднего триаса с размывом залегает терриген-ная формация верхнего триаса.
А
нефтегазоносность триасового вулканогенно-карбонатного комплекса южно-
МАНГышЛАКСКОГО пРОГиБА
г
Закономерности размещения скоплений интенсивности. Для выяснения закономернос-
нефти и газа в разрезе триасовых отложений тей размещения скоплений нефти и газа в разре-
В триасовых отложениях Южного Ман- зе осуществлена привязка известных притоков
гышлака к настоящему времени открыто около и нефтегазопроявлений к выделенным литологи-
двадцати месторождений углеводородов (УВ); ческим толщам (рисунок 3). на многих площадях получены притоки разной
Рисунок 3 - Схема нефтегазоносности триасового разреза,
где: характер притока: 1 - промышленный, 2 - непромышленный, 3 - проявление. Флюид:
4 - нефть, 5 - газ, 6 - конденсат. 7 - отсутствие отложений в разрезе.
Тектонические элементы: I- Жетыбай-Узеньская ступень, II- Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий, III - Карагиинская седловина, IV- Сегендыкская депрессия, V- Караауданская зона. Поисково-разведочные площади: 1 - Туркменой, 2 - Узень, 3 - Северо-Западный Жетыбай, 4 - Западный Жетыбай, 5 - Жетыбай, 6 - Бектурлы, 7 - Шинжир, 8 - Каменистая, 9 - Придорожная, 10 - Актас, 11 - Южный Жетыбай, 12 - Восточный Нармаул, 13 - Тасбулат, 14 - Западное Тенге, 15 - Тенге, 16 - Западный Тасбулат, 17 - Баканд, 18 - Пионерская, 19 - Оймаша, 20 - Ащисор, 21 - Жиланды, 22 - Ташкум, 23 - Северо-Ракушечное, 24 - Ракушечномысская, 25 - Адыр, 26 - Уйлюк, 27 - Змеиная, 28 - Сарсенбай, 29 - Северное Карагие, 30 - Бегеш, 31 - Темир-Баба, 32 - Жарты.
Как следует из приведенной таблицы нефте-газоносности, в нижнем триасе практический интерес представляет только карбонатно-тер-ригенная толща Т12. В ней на месторождениях Тасбулат и Южный Жетыбай разведаны нефтяная, газовая и газоконденсатная залежи. Деби-ты газа и конденсата достигали 560 тыс. м3/сут и 72 м3/сут, соответственно. На Тасбулате приток нефти составил 121 м3/сут, газа - 156 тыс. м3/сут. На площади Каменистая из этой же части разреза получен приток нефти дебитом 16,8 м3/сут. Коллекторами в данной толще обладают пласты
аркозовых песчаников. Открытая (межзерновая) пористость песчаников 8 - 18%, а поровая проницаемость колеблется от 0,00001 до 0,007 мкм2 Сохранению первичных емкостно-фильтраци-онных свойств способствовал их минеральный состав [9].
Развитие каверново-поровых коллекторов обеспечило достаточно высокие коллекторские свойства (открытая пористость до 28%, проницаемость до 0,6 мкм2) в вулканогенно-доломито-вой толще Т21 среднего триаса. В ней разведаны залежи "А" и "Б" на Северо-Ракушечной площа-
ди, газоконденсатная ("В") залежь на Южном Жетыбае, нефтяные на Тасбулате (залежь "А") и Северо-Западном Жетыбае ("Б") [3]. Практически на всех поисково-разведочных площадях, где данная толща присутствует в разрезе, получены притоки УВ различной интенсивности, в том числе высокодебитные, или же отмечались нефтегазопроявления.
Широкое развитие туфогенных пород в составе известняково-вулканогенной толщи Т22 значительно снижает ее емкостно-фильтрацион-ные параметры. Характерны порово-трещинный и трещинный типы коллекторов [4]. В этой толще открыты газовая залежь на Пионерской площади (в скважине №2 получен газ с конденсатом деби-тами соответственно 38 тыс. м3/сут и 11 м3/сут) и нефтяная залежь на Северо-Западном Жетыбае. Из этой же части разреза в скважине № 9 Ойма-ша из интервала глубин 3514 -3544 м получен фонтан нефти дебитом 250 м3/сут.
В верхней части вулканогенно-известняковой толщи Т23 (пачка А) промышленных притоков не получено. К нижней ее половине (пачка Б) приурочена нефтяная залежь на Южном Жетыбае. Тип коллектора трещинный. На площадях Актас, Бектурлы, Ащисор, Ташкум, Северо-Ракушечная получены низко- и среднедебитные притоки УВ. Кроме того, на многих других разведочных площадях из этой части разреза отмечались нефтега-зопроявления.
В составе вулканогенно-аргиллитовой толщи Т24 среднего триаса ведущая роль принадлежит аргиллитам с богатой примесью туфогенного материала. Данная толща является, на наш взгляд, достаточно надежной региональной покрышкой, разделяющей вулканогенно-карбонатную вер-хнеоленекско-среднетриасовую и терригенную верхнетриасовую нефтегазоносные формации.
Каверново-поровые коллекторы, установленные на месторождениях Северо-Ракушечное и Южный Жетыбай, приурочены к вулканогенно-доломитовой толще (Т21). На первом месторождении коллекторами являются оолитово-комко-ватые доломиты, состоящие (от 30-50 до 66-70%) из комков (0,1-0,6 мм) оолитов доломитового состава, сцементированных микрозернистым (0,005-0,01 мм) доломитом. Выщелачиванию подвергается межзерновое пространство ооли-тов с образованием пустот самой разнообразной формы (0,03-1,00 мм). Реже встречаются кавернозные микрозернистые доломиты с развитием неправильно-угловатой формы пустот между гранями ромбоэдров (0,05-0,10 мм).
На Южном Жетыбае каверново-поровые коллекторы, представленные оолитово-комко-
ватыми доломитами, отличаются от таковых на Северо-Ракушечном месторождении только в деталях, нередко большим (до 3-5 мм) размером пустот выщелачивания [7, 12]. На данном месторождении появляются кавернозные обло-мочно-полидетритовые известняки, в составе которых преобладает палочковидный детрит (0,1-10 мм). Выщелачивание центральной части таких обломков приводит к образованию многочисленных пустот щелевидной формы. Открытая пористость достигает 28%, проницаемость до 0,6 мкм2. Основная доля емкости приходится на каверны. С горизонтами с этим типом коллектора связаны запасы УВ на месторождениях Южный Жетыбай и Северо-Ракушечное.
На Оймаше порово-трещинные коллекторы приурочены к известняково-вулканогенной толще (Т22) и представлены туфами. Основная доля емкости приходится на первичные пустоты, сохранившиеся на стыке между пепловыми частицами, варьируя по размеру от 10 до 2000 мкм [13]. По периферии они часто зарастают микрозернистым кварцевым агрегатом, ради-ально-лучистым халцедоном. Вторичные пустоты (5-100мкм) обязаны своим происхождением слабому выщелачиванию карбонатизированных участков и имеют подчиненное значение. Открытая (суммарная) пористость туфов изменяется от 4 до 8%, трещинная пористость - от 0,05 до 0,76 %, трещинная проницаемость не превышает 0,00002 мкм2. Можно сделать предположение, что эффективная пористость предопределяется первичными порами, а трещины служат путями фильтрации УВ.
На Южном Жетыбае коллекторы этого типа приурочены к карбонатно-терригенной толще (Т12) и представлены аркозовыми песчаниками мелко- и среднезернистыми, реже крупнозернистыми [11, 13]. Последние иногда визуально пористые. В составе кластического материала присутствуют кварц, кислые плагиоклазы, калиевые полевые шпаты, почти повсеместно окруженные аутигенными каемками. Цементация типа соприкосновения и поровая. Цемент (5-20%) как правило пропитан желтым и коричневым битумои-дом. Поры, наблюдаемые в шлифах (0,005-0,070 до 0,1 мм), неправильной формы, приурочены к стыку между зернами. Аутигенные каемки, по-видимому, частично снизили размеры первичных пор, но в свою очередь, обусловили возникновение жесткого каркаса, который способствовал сохранению оставшихся пустот. Сообщаемость между порами осуществляется микротрещинами с раскрытостью от 10 до 20 мкм. Трещинная пористость составляет не более 0,1%, проница-
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ТРИАСОВОГО ВУАКАНОГЕННО-КАРБОНАТНОГО КОМПЛЕКСА ЮЖНО-
МАНГЫШЛАКСКОГО прогиБА
А
емость - 0,0065 мкм2. Открытая (межзерновая) пористость песчаников изменяется от 3 до 13 %, а поровая проницаемость от 0,0001 до 0,007 мкм2. Очевидно, что основной емкостью пород является межзерновая пористость, а величина трещинной проницаемости по своим значение близка к поровой проницаемости [13].
Трещинные коллекторы установлены в различных частях разреза. На Северо-Ракушечном месторождении коллекторы приурочены к нижней половине вулканогенно-доломитовой толщи (Т21), где оолитово-комковатые доломиты с кремнистой основной массой близки по своим физическим свойствам к туфам [13].
На Южном Жетыбае трещинные коллекторы приурочены к нижней половине вулканогенно-известняковой толщи (Т21), характеризующейся интенсивной (до 80%) карбонатизацией туфов.
Не исключено, что в первом и втором случаях однородность отложений способствовала равномерному их растрескиванию в зонах повышенной тектонической трещиноватости. Трещины разнонаправленные, прямые гладкостенные и извилистые с бугристыми стенками, раскрытость достигает 150 мкм. Отмечаются и зияющие трещины, по которым керн распадается на отдельные куски. Отдельные трещины (до 6 мм) залечены халцедоном или кальцитом. Матрица трещиноватых пород лишена эффективной пористости и оценивается как водонасыщенная. Трещины формируют емкостную среду коллектора, а также являются и путями фильтрации флюидов, так как проницаемость матрицы не превышает стотысячных долей квадратного микрометра, а проницаемость трещин достигает 0,025 мкм2 [7].
Таким образом, проведенные исследования указывают на наличие литологических неодно-родностей в строении вулканогенно-карбонат-ного комплекса, проявившихся как в разрезе, так и по латерали и нашедших свое отражение в коллекторских свойствах пород. Последнее обусловливает необходимость прогнозирования зон с развитием того или иного типа разреза продуктивной толщи.
Площадное распространение триасовых нефтегазоносных формаций
На площадное распространение нефтегазоносных отложений триаса в значительной степени повлиял предъюрский размыв. В местах их отсутствия вероятность открытия залежей УВ резко снижается, что обусловлено в первую очередь низкими коллекторскими свойствами подстилающих толщ. Следовательно, для более целенаправленного ведения поисковых работ в отложениях триаса необходимо определить
границы развития терригенного и вулканоген-но-карбонатного комплексов. Достаточно достоверную и полную информацию о площадном распространении разновозрастных отложений триаса можно получить в случае привлечении материалов сейсморазведки. С этой целью была осуществлена привязка отражающих горизонтов группы волновых пакетов У1 и У2 к выделенным литологическим толщам Последующее трассирование границ выхода отражающих горизонтов на предъюрскую поверхность размыва в комплексе с буровыми данными позволило с высокой степенью уверенности проследить распространение исследуемых литолого-стратиграфических комплексов в пределах Южно-Мангышлакского прогиба (рисунок 4).
Рисунок 4 — Южный Мангышлак. Схема распространения триасовых нефтегазоносных формаций,
где: границы тектонических элементов: 1 — первого порядка (I-Центрально-Мангышлак-ская система дислокаций, II - Южно-Мангыш-лакский геоблок, III -Караауданская зона; IV — Карабогазский свод), 2 - второго порядка (II1 -Сегендыкская депрессия, II - Карагиинскаяя седловина, П3 - Песчаномысско-Ракушечная зона поднятий, П4 - Жазгурлинская депрессия); формации: 3 - верхнетриасовая терригенная, 4 - верхнеоленекско-среднетриасовая вулка-ногенно-карбонатная; 5 - зоны отсутствия
в разрезе триасовых нефтегазоносных формаций; 6 - основные месторождения УВ: 1 - Ойма-ша, 2 - Северо-Ракушечное, 3 - Северное Кара-гие, 4 - Северо-Западный Жетыбай, 5 - Южный Жетыбай, 6 - Тасбулат, 7 - Пионерское.
Как видно на прилагаемой схеме, вулкано-генно-карбонатный комплекс присутствующет в разрезе в погруженных районах Южно-Ман-гышлакского прогиба, а также на большей части Караауданской зоны и южной половине Жеты-бай-Узеньской ступени. Отсутствие отложений этого возраста на севере указанной степени и на значительной части Кокумбайской моноклинали резко снижает перспективы нефтегазоносности доюрских отложений этих районов несмотря на то, что здесь закартировано достаточно большое количество локальных поднятий.
Недостаточно уверено определены восточные границы распространения среднетриасового нефтегазоносного комплекса, что обусловлено низкой плотностью сейсмопрофилей в восточной части Жазгурлинской депрессии. Уточнение геологического строения этого района может быть произведено в случае проведения региональных сейсмических работ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Алексеева Л.В., Виноградова К.В., Цатуро-ва А.А. Стратиграфическое расчленение триасовых отложений Южного Мангышлака // Бюл. МОИП. Отд. геол. 1991. Т. 66. Вып. 4. С. 37-43.
2. Боранбаев К.Х., Джансеитов Н.С., Боранба-ев А.К. Вопросы корреляции триасовых отложений Южного Мангистау // Геология Казахстана. 2002. №2. С. 23-28.
3. Коростышевский М.Н., Кузнецов В.В. Строение продуктивной толщи в триасовых отложениях на Южном Мангышлаке // Разведка нефтяных месторождений Мангышлака. Грозный: СевКавНИПИнефть. 1979. С. 9-14.
4. Кузнецов В.В., Проняков В.А., Инюткина А.В., Вандюк В.П., Котов В.П. Нефтегазовые коллекторы продуктивных триасовых отложений Южного Мангышлака. // Оценка параметров карбонатных коллекторов и геометризация залежей нефти в различных геотектонических условиях на территории СССР. Пермь, 1978. С. 36-37.
5. Липатова В.В. Проект стратиграфических схем триасовых отложений Мангышлака и Устюрта // Стратиграфия и палеонтология триасовых отложений Мангышлака и Устюрта. М.: ВНИГНИ, 1984. С. 33-56.
6. Попков В.И. Тектоника доюрского осадочного комплекса запада Туранской плиты // Геотектоника. 1986. № 4.C. 106-116.
Выводы. Изучение литологического состава пород триасового разреза Южно-Мангышлак-ского прогиба позволяет выделить в его строении вулканогенно-карбонатный верхнеоленекс-ко-среднетриасовый нефтегазоносный комплекс. Различный литологический состав слагающих его толщ предопределяет специфику их емкост-но-фильтрационных свойств, предопределивших дифференцированную продуктивность отдельных частей комплекса. Основной продуктивной толщей является вулканогенно-доломитовая. Верхнеоленекские карбонатно-терригенные отложения в районах, прилегающих к погребенным палеовыступам, где отмечается увеличение песчанистости разреза, также могут иметь достаточно хорошие коллекторские свойства.
Определение границ площадного распространении нефтегазоносных комплексов триаса позволяет подойти более дифференцировано к оценке перспектив нефтегазоносности как территории Южного Мангышлака в целом, так и отдельных локальных поднятий, выявленных в различных тектонических зонах.
Финансирование. Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда № 23-27-00037.
7. Попков В.И., Попков И.В., Дементьева И.Е. Роль глубинных флюидов в формировании резервуаров углеводородов в триасовых отложениях Скифско-Туранской платформы // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. 2023. №4. С. 99-112. DOI 10.24412/29494052-2023-4-99-112.
8. Попков В.И., Письменная О.В. Литолого-стра-тиграфическое расчленение и корреляция триасовых отложений на Южном Мангышлаке // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 1986. №11. С. 3-11.
9. Попков В.И., Попков И.В. Коллекторские свойства аркозовых песчаников в триасовых отложениях Скифско-Туранской платформы // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. Т. 48. №3. С. 21-29. DOI: 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29.
10. Попков В.И., Попков И.В. Литологическое расчленение и корреляция нефтегазоносных комплексов триаса Южного Мангышлака // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2023. Т. 18. №2. Режим доступа: http://www.ngtp.ru/rub/2023/16_2023.html. DOI: 10.17353/2070-5379/16_2023.
11. Попков В.И., Попков И.В. О сохранении поро-вых коллекторов в нижней части разреза нефтегазоносных отложений триаса Скифско-Туранской платформы // Геология и геофизика Юга России. 2023. Т. 13. №2. С. 106-117. DOI: 10.46698/^С.2023.10.85.009.
12. Попков В.И., Попков И.В. Вторичные резер-
нефтегазоносность триасового вулканогенно-карбонатного комплекса южно-
мангышлакского прогиба
А
вуары углеводородов в триасовой вулканогенно-кар-бонатной формации, связанные с складчато-надви-говыми дислокациями Южно-Мангышлакского прогиба // Геология. Известия Отделения наук о Земле и природных ресурсов. 2023. № 1(30). С. 81-92. DOI: 10.24412/1728-7634-2023-1-81-92.
13. Чербянова Л.Ф., Попков В.И., Проняков В.А. Литологические особенности и коллекторские свойства триасового вулканогенно-карбонатного комплекса Южного Мангышлака // Геология нефти и газа. 1984. №11. С. 55-59.
14. Zhidovinov S.N. Triassic stratigraphy of Mangyshlak and Ustyurt // Bull. Moscow Soc. Natur. Geol. Ser. 1993. №68 (5). рр. 72-78.
REFERENCES
1. Alekseeva L.V., Vinogradova K.V, Tsaturova A.A. Stratigraphic division of Triassic deposits of Southern Mangyshlak // Bull. MOIP. Dept. geol. 1991. T. 66. Issue. 4. pp. 37-43.
2. Boranbaev K.Kh., Dzhanseitov N.S., Boranbaev A.K. Questions of correlation of Triassic deposits of Southern Mangistau // Geology of Kazakhstan. 2002. No. 2. pp. 23-28.
3. Korostyshevsky M.N., Kuznetsov V.V. The structure of the productive strata in Triassic deposits in Southern Mangyshlak // Exploration of oil fields of Mangyshlak. Grozny: SevKavNIPIneft. 1979. pp. 9-14.
4. Kuznetsov V.V., Pronyakov V.A., Inyutkina A.V., Vandyuk VP., Kotov V.P. Oil and gas reservoirs of productive Triassic deposits of Southern Mangyshlak. // Assessment of parameters of carbonate reservoirs and geometrization of oil deposits in various geotectonic conditions on the territory of the USSR. Perm, 1978. pp. 36-37.
5. Lipatova VV Project stratigraphic schemes of Triassic deposits ofMangyshlak and Ustyurt // Stratigraphy and paleontology of Triassic deposits of Mangyshlak and Ustyurt. M.: VNIGNI, 1984. pp. 33-56.
6. Popkov V.I. Tectonics of the pre-Jurassic sedimentary complex of the western Turanian plate // Geotectonics. 1986. No. 4.C. I06-116.
© Попков Василий Иванович,
доктор геолого-минералогических наук, профессор, академик РАЕН,
ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ул. Ставропольская, 149, 350049, г. Краснодар, Российская Федерация, Эл. почта: [email protected]. ORCID: 0000-0002-2959-4901.
© Попков Иван Васильевич,
кандидат геолого-минералогических наук, доцент, ФГБОУ ВО «Кубанский государственный университет», ул. Ставропольская, 149, 350049, г. Краснодар, Российская Федерация, Эл. почта: [email protected]. ORCID: 0000-0002-2386-661.
7. Popkov V.I., Popkov I.V., Dementyeva I.E. The role of deep fluids in the formation of hydrocarbon reservoirs in Triassic deposits of the Scythian-Turanian platform // Geology. Proceedings of the Department of Geosciences and Natural Resources. 2023. No. 4. pp. 99-112. DOI 10.24412/29494052-2023-4-99-112.
8. Popkov V.I., Pismennaya O.V. Lithological-stratigraphic division and correlation of Triassic deposits in Southern Mangyshlak // News of higher educational institutions. Geology and exploration. 1986. No. 11. pp. 3-11.
9. Popkov VI., Popkov I.V. Reservoir properties of arkosic sandstones in Triassic deposits of the Scythian-Turanian platform // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2023. T. 48. No. 3. pp. 21-29. DOI: 10.24412/1728-5283-2023-3-21-29.
10. Popkov VI., Popkov I.V Lithological division and correlation of oil and gas bearing complexes of the Triassic of Southern Mangyshlak // Oil and Gas Geology. Theory and practice. 2023. T. 18. No. 2. Access mode: http:// www.ngtp.ru/rub/2023/16_2023.html. DOI: 10.17353/ 2070-5379/16_2023.
11. Popkov V.I., Popkov I.V On the preservation of pore reservoirs in the lower part of the section of oil and gas bearing deposits of the Triassic Scythian-Turanian platform // Geology and Geophysics of the South of Russia. 2023. T. 13. No. 2. pp. 106-117. DOI: 10.46698/ VNC.2023.10.85.009.
12. Popkov V.I., Popkov I.V Secondary reservoirs of hydrocarbons in the Triassic volcanic-carbonate formation associated with fold-thrust dislocations of the South Mangyshlak trough // Geology. Proceedings of the Department of Geosciences and Natural Resources. 2023. No. 1(30). pp. 81-92. DOI: 10.24412/1728-7634-20231-81-92.
13. Cherbyanova L.F., Popkov VI., Pronyakov V.A. Lithological features and reservoir properties of the Triassic volcanic-carbonate complex of Southern Mangyshlak // Geology of oil and gas. 1984. No. 11. pp. 55-59.
14. Zhidovinov S.N. Triassic stratigraphy of Mangyshlak and Ustyurt // Bull. Moscow Soc. Natur. Geol. Ser. 1993. No. 68 (5). pp. 72-78.
© Popkov Vasily Ivanovich,
doctor of geological and mineralogical sciences,
professor, academician RAEN,
"Kuban State University"
he is Stavropolskaya, 149, 350049,
d. Krasnodar, Russian Federation,
E-mail: [email protected].
ORCID: 0000-0002-2959-4901.
© Popkov Ivan Vasilyevich,
candidate of geological and mineralogical sciences,
associate professor,
"Kuban State University"
he is Stavropolskaya, 149, 350049,
d. Krasnodar, Russian Federation,
E-mail: [email protected].
ORCID: 0000-0002-2386-661.
