CC BY
58ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98
Д.К. Ажгалиев1, e-mail: [email protected]; К.М. Таскинбаев1
1 Некоммерческое акционерное общество «Атыраусский университет нефти и газа им С.У. Утебаева» (Атырау, Республика Казахстан).
Новый взгляд на региональное строение западной части Туранской плиты в разрезе перспектив нефтегазоносности региона
Традиционно перспективы нефтегазоносности западной части Туранской плиты связываются с отложениями юр-ско-мелового и кайнозойского возраста. При этом нижняя часть осадочного чехла плиты до недавнего времени не рассматривалась в качестве потенциально нефтегазоносной толщи. Укоренившееся мнение о существовании доюрской части разреза с неясной и неоднозначной интерпретацией (в первую очередь с точки зрения возраста пород) не способствовало активному проведению поисковых исследований. Однако результаты комплексного изучения осадочных бассейнов в 2009-2013 гг., а также комплексирование данных сейсморазведки, бурения и интерпретации потенциальных полей позволяют пересмотреть и уточнить перспективы нефтегазоносности региона в целом. Целью исследования, результаты которого представлены в статье, является обоснование новых представлений о региональном строении и перспективах нефтегазоносности западной части Туранской плиты с учетом особенностей структурного плана по поверхности фундамента и палеозоя, отражающим горизонтам Ф и PZ, а также характера и закономерностей площадного проявления нефтегазоносности.
Показано унаследованное и сквозное развитие рассматриваемой территории по кровле фундамента и палеозойской толщи. Установлено хорошее соответствие структурных планов по основным тектоническим блокам - элементам II порядка. В результате поисковых исследований получены данные, указывающие на осадочный и слоистый характер разреза палеозойской толщи. В основе нового представления - более четкое выделение сейсмической границы PZ, а также объективные возможности сейсмической интерпретации, позволившие обосновать и выделить крупные объекты - поднятия в палеозойских отложениях (зона Узень - Карамандыбас - Тенге) с высокими динамическими характеристиками. Обоснована связь потенциально нефтегазоносных структур с особенностями проявления раз-ломной тектоники. В целом по итогам исследований сделан вывод о высокой перспективности малоизученного палеозойского комплекса с точки зрения нефтегазоносности.
Кроме того, дана объективная оценка состояния изученности палеозойского и мезо-кайнозойского комплексов региона, критически оценены геолого-технические показатели бассейнов Устюрт-Бузачи и Мангышлак. Таким образом, обновленные данные о бассейнах запада Туранской плиты и закономерностях проявления нефтегазоносности обусловливают повышенный интерес с точки зрения проведения региональных и площадных работ в целях четкого выделения в палеозойской толще объектов для последующих детальных исследований.
Ключевые слова: осадочный бассейн, разрез, запад Туранской плиты, палеозойский комплекс, отложения, перспективы нефтегазоносности, комплексирование, поисковое исследование, углеводороды.
D.K. Azhgaliev1, e-mail: [email protected]; K.M. Taskinbayev1
1 Non-profit joint-stock company "Atyrau Oil and Gas University" (Atyrau, Republic of Kazakhstan).
New Insights on Regional Structure of the West Turan Plate from the Oil and Gas Potential Perspective
Traditionally, oil and gas potential prospects of West Turan plate are associated with Jurassic-Cretaceous and Cenozoic groups. Meanwhile, the lower part of sedimentary cover of the plate hasn't been considered a potential petroleum bearing formation until recently. The long-standing opinion that there is a pre-Jurassic part of the sequence, which is interpreted unclearly and ambiguously (in terms of rock age in the first place), did not encourage active exploration studies. However, the comprehensive examination of sedimentary basins in 2009-2013 and integration of seismic, drilling, and interpreted potential field data give enough results to review and clarify the prospects of oil and gas potential of the region. The aim of study, results of which are presented in the article, is to support the new perceptions of the regional structure and the oil and gas potential of West Turan plate given the peculiarities of the structural geometry thorough the basement surface and Paleozoic rock, PZ and F (®) reflecting horizons, as well as the nature and patterns of areal oil and gas occurrence.
20
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Inherited and subjacent development of considered territory is shown thorough the top of the basement and Paleozoic rock. It is found that structural geometries correspond well with major fault blocks also referred as secondary elements. Exploration studies resulted obtaining data that indicates that Paleozoic rock sequence is sedimentary and layered. The new vision is based on clearer distinction of PZ seismic boundary, as well as objective possibilities of seismic interpretation, which allowed to justify and identify some large objects, i. e. Paleozoic deposit uplifts (Uzen - Karamandybas - Tenge zone) with high amplitude attributes. Relationship between the potential oil and gas bearing structures and specificities of fault tectonics occurrence is substantiated. Overall, the study concluded underexplored Paleozoic sequence to be highly promising in terms of oil and gas potential.
Besides, the article provides an objective assessment for level of knowledge about the Paleozoic and Mesozoic-Cenozoic sequences of the region. Geology and engineering performances of Ustyurt-Bozashi and Mangyshlak basins are critically assessed as well.
Thus, the updated data about West Turan plate and oil and gas occurrence patterns causes an increased interest in terms of regional and areal works with the purpose of clear distinction of the objects in Paleozoic rock for further detailed study.
Keywords: sedimentary basin, sequence, West Turan plate, Paleozoic sequence, deposits, oil and gas potential prospects, integration, exploration study, hydrocarbons.
Западная часть Туранской плиты (в границах Республики Казахстан) включает Устюрт-Бузачинский и Мангышлакский бассейны, в т. ч. их морское продолжение в акватории Северного и Среднего Каспия. В южном и юго-восточном направлениях данные бассейны простираются на территории сопредельных государств (Туркменистана и Узбекистана). В 2009-2013 гг. в рамках комплексного изучения осадочных бассейнов Республики Казахстан (проект КИОБ РК) был проведен ряд региональных исследований, показавших,что в возрастном отношении поверхность фундамента в направлении с юга на север, от Мангышлака и Устюрт-Бузачи, носит «скользящий» характер от молодых (нижний палеозой) к более древним образованиям (архей-протерозой) в южной части Прикаспийского бассейна [1]. Обуслов-
ленная данным обстоятельством специфика исторического развития и формирования Туранской плиты находит отражение в особенностях осадкона-копления мезо-кайнозойской толщи, закономерностях строения и размещения в разрезе нефтегазосодержащих толщ и перспективных зон с ловушками углеводородов. Эти результаты продемонстрировали эффективность выбранного подхода к изучению осадочных бассейнов и позволили более объективно решить одну из актуальных задач поисковой геологии региона -определить положение палеозойской толщи в составе доюрского комплекса. В особенности актуальна данная задача в отношении части разреза на контакте пород палеозоя и фундамента, где степень неоднозначности интерпретации сейсмических волн наиболее высока.
Возраст главной складчатости исследуемой территории - преимущественно каледонский (допалеозойский), причем структурно-формационный состав нижней, домезозойской части разреза, выделенной в доюрский комплекс, значительно отличается от располагающегося севернее Прикаспийского бассейна [2, 3]. Тектоническое развитие запада Туранской плиты в раннем палеозое связывается с существованием палеоокеана Тетис и Уральского океана на юге и востоке соответственно. В палеозое Туранская плита и древний блок Устюрт примкнули к юго-восточной окраине Восточно-Европейской платформы и в дальнейшем развивались в составе единой Восточно-Европейско-Туранской плиты [4]. В целом результаты новейших исследований позволяют сформировать новый
Геолого-технические показатели бассейнов запада Туранской плиты Geology and engineering performances of West Turan plate basins
Бассейн Basin Площадь, тыс. км2 Area, thous. km2 Изученность (комплекс) Knowledge (sequences) Число месторождений Number of fields Фонд структур Prospect stock Геологические ресурсы, млн т у. т. Geological resources, mln toe Ранг/группа Rank/group
PZ MZ
Устюрт-Бузачи Ustyurt-Bozashi 131 Низкая Low Высокая High 18 73 8117 II
Мангышлак Mangyshlak 99 Низкая Low Высокая High 55 128 6356
Всего Total 230 73 201 14 473
Ссылка для цитирования (for citation):
Ажгалиев Д.К., Таскинбаев К.М. Новый взгляд на региональное строение западной части Туранской плиты в разрезе перспектив нефтегазоносности региона // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7-8. С. 20-28.
Azhgaliev D.K., Taskinbayev K.M. New Insights on Regional Structure of the West Turan Plate from the Oil and Gas Potential Perspective. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(7-8):20-28. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
21
ГЕОЛОГИЯ
I •"■-.. I структуры I порядка: А - Прикаспийский бассейн, Б - Устюрт-Бузачи, В - Мангышлак
primary structures: A - Pre-Caspian basin, Б - Ustyurt-Bozashi, В - Mangyshlak I контуры крупных блоков (структуры II порядка): 1 - Бузачинский выступ, 2 - Южно-Бузачинский прогиб, 3 - Арыстановская ступень; прогибы:
4 - Колтыкский, 5 - Кулажатский, 6 - Мынсуалмасский, 7 - Самский,
8 - Косбулакский, 9 - Кошкаратинский, 10 - Барсакельмесский, 11 - Судочий; выступы: 12 - Токубайский, 13 - Жайылганский, 14 - Шагырлинский, 15 - Байчагырский, 16 - Кассарминский, 17 - Куландинский, 18 - Тахтакаирский, 19 - Куаныш-Коскалинский, 20 - Аккулковская ступень, 21 - Каракумский блок, 22 - Центрально-Мангышлакская зона, 23 - Ассаке-Ауданский прогиб, 24 - Сегендык-Жазгурлинская зона выступов и прогибов, 25 - Самурско-Песчаномысский блок, 26 - Туаркырское поднятие
major block contours (secondary structures): 1 - Bozashinsky raising, 2 - South Bozashinsky deflection, 3 - Arystanovskaya step; deflections: 4 - Koltyksky,
5 - Kulazhatsky, 6 - Mynsualmassky, 7 - Samsky, 8 - Kosbulaksky, 9 - Koshkaratinsky, 10 - Barksakelmessky, 11 - Sudochy; raisings: 12 - Takubaysky, 12 - Zhayilgansky,
14 - Shagyrlinsky, 15 - Baychagyrsky, 16 - Kassarminsky, 17 - Kulandinsky, 18 - Takhtakairsky, 19 - Kuanysh-Koskalinsky, 20 - Akkulkovskaya step, 21 - Karakumsky block, 22 - Central Mangyshlak zone, 23 - Assake-Audan deflection, 24 - Segendyk-Zhazgurlinskaya zone of raisings and deflections, 25 - Samur-Peschanomyssky block, 26 - Tuarkyrskoye uplift I —'I региональные разломы: I - Северо-Устюртский, II - Центрально-Устюртский, III - Такубайский, IV - Арало-Кызылкумский, V - Северо-Каратауский regional faults: I - North Ustyurt, II - Central Ustyurt, III - Takubay, IV - Aralo-Kyzylkumsky, V - North Karatau I -çj I изогипсы по кровле фундамента, км
depth contours along the top of the basement, km I постколлизионные трансрегиональные сдвиги
post-collision cross-regional shifts I 1 граница сопредельных государств neighboring country border
линия регионального профиля «Бузачинский выступ - Косбулакский прогиб» Bozashinsky raising - Kosbulaksky deflection regional line
Рис. 1. Структурная схема поверхности фундамента запада Туранской плиты (по данным [1], в масштабе 1:1 800 000):
разломы: I - Северо-Устюртский, II - Центрально-Устюртский, III - Такубайский, IV - Арало-Кызылкумский, V - Северо-Каратауский
Fig. 1. Structural diagram of basement surface at West Turan plate (according to [1], map scale 1:1,800,000):
faults: I - North Ustyurt, II - Central Ustyurt, III - Takubay, IV -Aral-Kyzylkum, V - North Karatau
взгляд на региональное и глубинное строение западной части Туранской плиты и пересмотреть оценку перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов региона.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
Исследования, проведенные в 20092013 гг., позволили уточнить главные региональные особенности строения и принципиальные геологические модели, обосновать возможности существенного повышения оценки прогнозного потенциала бассейнов запада Туранской плиты. Увеличению объема прогнозных ресурсов также способствовали возросший уровень и качество технического обеспечения исследований и вовлечение в оценку и анализ ак-ваториальной части бассейнов Устюрт-Бузачи и Мангышлак (табл.). В целом выполненные работы характеризовались увеличением глубинности исследований, эффективностью результатов комплексирования данных бурения,сейсмических исследований и методов потенциальных полей (гра-виразведка, аэромагнитная съемка и др.). В результате этого и на основе выделения главной магнитоактивной поверхности уточнено прослеживание в разрезе кровли фундамента (рис. 1), более детально рассмотрен и изучен палеозойский комплекс отложений, а кровля палеозойской толщи впервые обоснована в качестве уверенной и устойчивой сейсмической границы (отражающий горизонт PZ). В качестве высокоперспективного объекта и направления поисков выделен также палеозойский комплекс в разрезе бассейнов Юго-Восточного Казахстана (Аральского, Северо-Торгайского, Юж-но-Торгайского и др.). Значимая роль в достижении этих результатов отведена существенно возросшим техническим возможностям анализа и обработки данных, что, в свою очередь, позволяет констатировать переход к качественно новому этапу проведения исследований и изучения бассейнов. В то же время стоит отметить, что акцентирование поиско-
22
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
трансрегиональные разломы cross-regional faults
У/ тектонические нарушения, по данным комплексирования
tectonic faults based on integration data чО структуры II порядка. Поднятия: 1 - Бузачинское, 2 - Кызан-Токубайское,
3 - Жайылганское, 4 - Песчаномысско-Ракушечное, 5 - Актумсукское; прогибы: 6 - Южно-Бузачинский, 7 - Култукский, 8 - Жазгурлинский, 9 - Косбулакский, 10 - Барсакельмесский, 11 - Шалкарский, 12 - Самский; выступы: 13 - Аккулковский, 14 - Аманжол-Шелуранский, 15 - Байшагырский; 16 - Ирдалинский блок, 17 - Северо-Каратауская система прогибов, 18 - Арало-Кызылкумский вал
secondary structures. Uplifts: 1 - Bozashinskoye, 2 - Kyzan-Takubayskoe, 3 - Zhayilganskoye, 4 - Peschanomyssko-Rakushechnoye, 5 - Aktumsukskoye; deflections: 6 - South Bozashinsky, 7 - Kultuksky, 8 - Zhazgurlinsky, 9 - Kosbulaksky, 10 - Barksakelmessky, 11 - Shalkarsky, 12 - Samsky; raisings: 13 - Akkulkovsky, 14 - Amanzhol-Sheluransky, 15 - Bayshagyrsky, 16 - Irdalinsky block, 17 - North Karatau deflection system, 18 - Aralo-Kyzylkumsky (Aral.-Kyzyl.kum) shaft
Рис. 2. Карта аномального магнитного поля западной части Туранской плиты Fig. 2. Anomalous magnetic map of West Turan plate
вых исследований на планомерном изучении палеозойской толщи становится необходимым с учетом современного состояния геолого-разведочной отрасли и минерально-сырьевого комплекса Казахстана, а также острой необходимости открытия новых рентабельных месторождений углеводородов и повышения результативности поисковых работ.
БЛОКОВАЯ УНАСЛЕДОВАННАЯ ТЕКТОНИКА ДОЮРСКОГО КОМПЛЕКСА И ФУНДАМЕНТА
Результаты анализа структурных планов и региональных особенностей строения поверхности фундамента и палеозойской толщи показывают в первую очередь высокий уровень их взаимного соответствия. Крупные блоки фундамента (элементы II порядка) имеют характерное преимущественно северо-западное и широтное простирание (Северо-Бузачинский выступ, Арыста-новская ступень, Южно-Бузачинский, Колтык-Кулажатский, Косбулакский, Барсакельмесский, Судочий и Ассаке-Ауданский прогибы, Куаныш-Коскалин-ский вал, Самурско-Песчаномысское и Туаркырское поднятия, Сегендык-Жаз-гурлинская зона прогибов и поднятий). Практически все эти элементы находят отражение на поверхности палеозойской толщи. Порядка 12 крупных блоков (основных) имеют практически строгое соответствие в структурном плане (отражающие горизонты Ф и PZ) и унаследованное развитие. Подход к оценке региональной структуры, основанный на комплексирова-нии данных прямых методов разведки и потенциальных полей в сравнении с методикой геолого-разведочных работ в предыдущие годы позволил более четко дифференцировать тектонические элементы II порядка. Более полно обоснованы ориентировка и характерное региональное простирание разломов (рис. 2). Поэтому характерный макрорисунок структурного плана можно считать главной особенностью регионального строения. В свою очередь,сочетание линейной ориентировки субширотных систем нарушений предопределило четкую блоковую структуру, которая заметнее
в нижних секциях разреза. Более контрастно фиксируются системы прогибов и поднятий, при этом хорошо прослеживаются элементы Жетыбай-Узеньской ступени и южное ограничение в виде Большой Мангышлакской флексуры. Таким образом, комплексирование данных магниторазведки, гравиразведки, сейсмических исследований и бурения обеспечило высокое качество и запас прочности структурных построений.
ЗОНАЛЬНОСТЬ И РЕГИОНАЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЯВЛЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
К числу особенностей региональной структуры Устюрт-Бузачи предположительно относится связь характера прослеживания и глубин залегания поверхности палеозоя с зональностью залежей
по фазовому составу и их масштабами в мезо-кайнозойских отложениях (рис. 3). Полагаем, что нефти ранней генерации формировались преимущественно на востоке территории, где преобладают газовые и газоконденсатные залежи (Арыстановская, Каракудук, Шагырлы-Шомышты, Бозой, Кызылой, Аккулковская). На западной половине скопления содержат преимущественно жидкие углеводороды и располагаются относительно гипсометрически выше (Северный Бузачи, Арман, Кирель, Ка-ратурунская группа, Колтык). Как видно на плане, по расположению залежи углеводородов тяготеют к контурам структур II порядка. На Буза-чинском поднятии выявлено 10 месторождений, которые довольно заметно различаются по масштабам и объему
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
23
ГЕОЛОГИЯ
» нефтяные и газонефтяные залежи oil and oil and gas deposits
% преимущественно газовые залежи
predominantly gas deposits О контуры районов с соответствующим доминирующим фазовым составом залежей (г - газ, н - нефть, н+г - смешанный)
contours of the areas with respective dominating phase composition of the deposits (г - gas, н - oil, н+г - oil and gas) *--.■. I тектонические нарушения и региональные разломы
Залежи углеводородов: 1 - Каламкас, 2 - Каражанбас, 3 - Северное Бузачи, 4 - Жаманорпа, 5 - Колтык, 6 - Комсомольское, 7 - Каракудук, 8 - Арыстановское, 9 - Шагырлы-Шомышты, 10 - Кызылой, 11 - Бозой, 12 - Аккулковское, 13 - Куаныш, 14 - Западное Барсакельмесское, 15 - Шахпахты, 16 - Узень, 17 - Жетыбай tectonic faults and regional faults
Hydrocarbon reservoir: 1 - Kalamkas, 2 - Karazhanbas, 3 - North Bozashi,
4 - Zhamanorpa, 5 - Koltyk, 6 - Komsomolskoye, 7 - Karakuduk, 8 - Arystanovskoye,
9 - Shagyrly-Shomyshty, 10 - Kyzyloy, 11 - Bozoy, 12 - Akkulkovskoye,
13 - Kuanysh, 14 - Western Barksakelmesskoye, 15 - Shakhpakhty, 16 - Uzen,
17 - Zhetybay
Рис. 3. Зональность нефтегазоносности по структурному фактору и фазовому составу углеводородов (масштаб 1:1 800 000)
Fig. 3. Oil and gas potential zoning by structure factor and hydrocarbon phase composition (map scale 1:1,800,000)
запасов. В пределах Устюртской системы прогибов и поднятий 8 месторождений выделено в северной части (Аккул-ковско-Базайский вал, Арыстановская ступень, Колтыкский прогиб). Еще 13 месторождений приурочено к юго-восточной части Устюрта на территории Узбекистана, в т. ч. с преимущественно газоносными объектами в палеозойских отложениях на Куаныш-Коскалинском валу (Карачалак, Кокчалак) и Судочьем прогибе (Урга Северный). Просматривается определенная приуроченность скоплений углеводородов к локальным зонам и участкам - структурным «задержкам» на бортах и склонах крупных сводов и прогибов [5]. Примыкающая с запада к Арало-Кы-зылкумскому валу (рис. 1, 2) Восточно-Устюртская система объединяет крупные прогибы - Шалкарский, Самский, Барсакельмесский, Колтыкский, Судо-чий и Кошкартинскую мульду. По кровле палеозойских отложений южная часть Шалкарского прогиба осложнена Кошкаратинской и Тобебулакской мульдами, в которых залежи углеводородов выделены в мезозойских отложениях (Аккулковская - Кызылой, Бозой). Залежи приурочены к одноименным тектоническим валам, являющимся, в свою очередь, переходными структурными элементами между смежными областями прогибания. Можно предположить, что Альмамбетский, Кассарминский выступы, Байтерекский, Харойский, Арало-Кызылкумский, Куаныш-Коска-линский и Тахтакаирский валы являются зонами распространения потенциальных ловушек для формирования залежей углеводородов. На сегодняшний день залежи углеводородов выявлены в разрезе отдельных зон в палеозойских и мезозойских отложениях. Таким образом, прослеживаемое блоковое строение по фундаменту и палеозойскому комплексу хорошо согласуется с закономерным расположением прогибов и переходных линейных зон с более приподнятыми гипсометрическими отметками залегания одновозрастных толщ палеозоя и мезозоя в мульдах и на участках подъема. Эти линейные зоны, представляющие собой тектонические валы, отчетливо фиксируют контуры прогибов (периферийные зоны).
Стоит также отметить, что особенности площадного проявления нефтегазоносности на Мангышлаке в значительной мере увязаны с линиями и трендами разломной тектоники. Разломы имеют преимущественно субмеридиональное и субширотное простирание. Характер проявленных процессов и направления разломов обусловили субширотное положение крупных элементов и формирование блоковой структуры палеозойского комплекса [6]. В историческом плане верхнеперм-ско-среднетриасовый отрезок времени отмечен преобладанием процессов растяжения с образованием щелевого рифта на месте современного Тюб-Ка-раганского и Беке-Башкудукского ва-
лов. Южная часть бассейна ограничена системой «жестких» палеозойских блоков (Карабогазский, Среднекаспийский и Песчаномысско-Ракушечный блок). Северным ограничением являлся Се-веро-Устюртский блок. Общий наклон бассейна на север существовал до позднего триаса [1]. В позднем триасе проявились интенсивно процессы сжатия, в результате на месте щелевого рифта сформировалась крупнейшая инверсионная структура с четкими линейно-полосовыми зонами по периферии. Произошло первое обособление Мангышлака, и началось формирование его северного борта. Данный этап формирования и развития бассейна является основополагающим, т. к. от него уна-
24
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
следованы основные принципиальные особенности современной структуры бассейна.
В результате на северном склоне Южно-Мангышлакского прогиба выделяется серия субширотно ориентированных структурных зон, содержащих все основные зоны нефтегазонакопле-ния (верхний мезозойский этаж продуктивности). Локальные структуры группируются и формируют субширотно вытянутые Тенге-Тасбулатскую, Жетыбайскую, Узень-Карамандыбас-скую, Бурмаша-Бодрайскую структурные зоны. В контуре этих зон с учетом особенностей развития региона не исключаются крупные валообразные поднятия по палеозойскому комплексу. Кроме того, в характере залежей прослеживается закономерность в части дифференцированного распределения углеводородов различного фазового состава в зависимости от структурного и гипсометрического положения ловушек (рис. 4). С учетом данных по нефтегазоносности мезозойских отложений полагаем, что в формировании залежей углеводородов тектонический фактор является основополагающим [6]. Около 90 % запасов углеводородов региона сосредоточено на трех мезозойских месторождениях Узень, Же-тыбай и Тенге с учетом того, что всего на Мангышлаке на сегодняшний день открыто 55 месторождений (табл.). Хорошо выраженная блоковая структура и разломная тектоника, отсутствие региональных флюидоупоров и явных возможностей для развития зональных экранов, слабое развитие пород-коллекторов порового типа позволяют судить о доминирующем характере вертикальной миграции углеводородов с больших глубин в мезозойские отложения. С учетом данных особенностей нефтегазоносности в разрезе региона сложно предполагать латеральное перераспределение значительных объемов углеводородов, с которыми можно было бы связывать вероятность образования скоплений нефти и газа. Залежи приурочены к локальным зонам в пределах крупных структурных элементов (структуры II порядка). Наиболее крупные зоны нефтегазонакопления (по числу месторождений) приуроче-
тектонические разломы
tectonic faults
контуры структурных зон
contours of structural zones
локальные поднятия, изученные бурением
local uplifts explored by drilling
перспективные локальные поднятия.
Элементы верхнего порядка: А - Беке-Башкудукский вал, Б - Жетыбай-Узеньская ступень
promising local uplifts.
Top elements: A - Beke-Bashkuduksky shaft, Б - Zhetybay-Uzen step
Рис. 4. Жетыбай-Узеньская ступень. Зональность по фазовому составу и связь нефтегазоносности с трендами разломов:
а) тектоническая схема мезозойского комплекса; б) схема распределения залежей по фазовому составу
Fig. 4. Zhetybay-Uzen step. Phase composition zoning and connection between oil and gas potential and fault trends:
a) tectonic map of Mesozoic sequence; b) deposit distribution diagram by phase composition
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2019
25
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 5. Соотношение объемов толщ основных литолого-стратиграфических комплексов по региональному профилю «Бузачинский выступ - Косбулакский прогиб»
Fig. 5. Lithostratigraphic sequences ratio along the regional line Bozashinsky raising - Kosbulaksky deflection
ны к Жетыбай-Узеньской ступени (28), Песчаномысско-Ракушечной (7) и Ка-рагиинской (4) зоне поднятий. Можно констатировать, что особенности проявления нефтегазоносности заключаются в фактическом неравномерном и несколько разбросанном характере расположения залежей в плане и одновременно многоярусном размещении в разрезе отдельных поднятий по всему мезо-кайнозойскому диапазону разреза. Залежи и зоны нефтега-зонакопления увязываются с хорошо выраженными трендами и ареалами простирания крупных разломных зон. С учетом этого представляется, что западу Туранской плиты присущ диффе-
ренцированный по площади и разрезу зональный характер распространения нефтегазоносности и скоплений углеводородов с приуроченностью к структурным элементам II порядка.
ОБОСНОВАНИЕ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ НОВОГО НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВЫХ РАБОТ В ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ
Как было отмечено, одной из главных особенностей строения доюрского комплекса является его унаследованность от фундамента, а также соответствие и автономность структурных планов вышезалегающим, более молодым секциям разреза. Вероятно, зоны уна-
следованного развития не претерпели существенной структурной перестройки на рубеже палеозоя и пермотриаса [3]. В связи с этим, а также с учетом особенностей проявления разломной тектоники существуют благоприятные предпосылки к тому, что в разрезе крупных объектов структурного типа, на которых выявлена продуктивность мезозойского комплекса, палеозойские отложения также будут содержать залежи углеводородов. Дальнейшее комплексное изучение нефтегазоносности позволяет сделать вывод о глубинном источнике формирования и накопления углеводородов.
В связи с обоснованным значительным прогнозным потенциалом палеозойских отложений (проект КИОБ РК) исследуемого региона (наряду с традиционными поисковыми объектами в мезо-кайно-зойских отложениях) проанализируем характеристики палеозойского комплекса на основе имеющихся геолого-геофизических данных. В региональном отношении отмечаются районы с довольно резкими и широкими по значению перепадами в глубинах залегания и отметке кровли фундамента. К примеру, поверхность фундамента от р-на Жазгурлинской впадины по направлению к югу (к поднятиям и выступам) изменяется от -9,5 до -3,5 км. Отметка кровли фундамента на Тюб-Ка-раганском и Беке-Башкудукском валах не превышает 1,0-1,5 км. Эти данные и новые результаты исследований характера прослеживания отражающих границ позволяют предполагать довольно немалые масштабы палеозойского осадконакопления (рис. 5). В отношении литолого-стратиграфиче-ских комплексов (ЛСК) и фильтрацион-но-емкостных свойств (ФЕС) пород-коллекторов можно отметить следующие главные особенности. Образования палеозоя представлены сложнодис-лоцированными терригенно-карбо-натными породами верхнедевонско-нижнепермского возраста (П-1 Арман; 4200-5439 м). Толщина изменяется в широких пределах и, по сейсмическим данным, может достигать 6,0 км. Выделяется два возрастных диапазона (толщи): верхний девон - нижний карбон, верхний карбон - нижняя пермь.
26
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
В тектоническом отношении распространение и прогноз скоплений углеводородов в определенной мере следует связывать с объектами сквозного унаследованного развития, в которых вероятные залежи будут отличаться лучшими условиями сохранности и экранирования. Поэтому обнаружение новых скоплений углеводородов в большей степени определяется генетической связью потенциальных зон нефтегазонакопления с разломами и сформированными вдоль них зонами трещиноватости и разуплотнения. Связь этих районов с распространением пород-коллекторов трещинного типа, несомненно, будет являться главным фактором повышения эффективности поисковых работ при разработке соответствующего дизайна исследований. В отношении палеозоя рассматривается широкая связь нефтегазоносности с проявлением интрузивного магматизма. Результаты интерпретации магнитометрических и гравиметрических данных по гранитному комплексу площади Оймаша в пределах Песчаномыс-ско-Ракушечного поднятия показывают
распространение соответствующих аномалий на значительной территории в направлении на юго-восток, вплоть до Каракумского поднятия. Данные бурения свидетельствуют о распространении зон с активным формированием коры выветривания палеозоя. Кроме того, влияние интрузии рассматривается как один из благоприятных факторов, сопутствовавших формированию дополнительных каналов для поступления жидких углеводородов с больших глубин. Уже отмеченные благоприятные структурно-тектонические предпосылки могут обеспечивать образование в палеозойских отложениях новых залежей с нетрадиционным характером резервуаров, в т. ч. на контакте с интрузивными телами, где поисковый интерес представляют зоны трещиноватости и дробления. По данным [7], формирующиеся на контакте в зонах дробления и разуплотнения интрузии аркозы и ар-козовые песчаники характеризуются пористостью 15-23 % и проницаемостью до 1,8 мкм2.
Тафрогенный этап развития региона и особенности осадконакопления
уникального доюрского комплекса, сопровождавшиеся согласным и унаследованным залеганием свит (палеозой, пермотриас), как видно, способствовали благоприятным структурно-тектоническим предпосылкам и высокой вероятности образования крупных поднятий по нижезалегающему палеозойскому комплексу. Объективно существующая закономерность увеличения размеров объектов по мере увеличения их глубины залегания позволяет более высоко оценивать возможные объемы нефтегазонакопления в палеозойских отложениях в сравнении с известными скоплениями углеводородов в мезозойских отложениях.
ВЫВОДЫ
Таким образом,структурно-тектони-ческие особенности развития, характер проявления и оценка перспектив нефтегазоносности позволяют обосновывать новые представления и взгляд на модель строения западной части Туранской плиты.
В основе этого лежат следующие закономерности и факторы:
СУРГУТ, СОК «ЭНЕРГЕТИК» ул. ЭНЕРГЕТИКОВ, 47
О+7 (3462) 94-34-54 © [email protected]
| WWW.SNGEXPO.RU @ $№ЕХРО
Ш11
ж т
ГЕОЛОГИЯ
1) новые представления о модели строения региона основаны на блоковой разломной тектонике и особенностях проявления разломов в кровле фундамента и палеозойской толщи. Дальнейшее изучение этих особенностей позволяет наметить определенные перспективы в связи с возможным расширением исследований, направленных на поиски и обнаружение новых залежей углеводородов в ловушках неантиклинального типа (структурных «задержках» на склонах прогибов, зонах экранирования) наряду с объектами традиционного структурного типа;
2) унаследованный характер структурных планов и регионального строения всей доюрской толщи позволяет прогнозировать возможность наличия крупных объектов в палеозойской толще (на примере зоны Узень - Ка-рамандыбас - Тенге) [8]. Структурные планы палеозойской толщи характеризуются соответствием и автономностью по отношению к вышезалегающим,
более молодым секциям доюрского комплекса. Соответственно, для этих зон предполагается унаследованное развитие и отсутствие значительной структурной перестройки на рубеже палеозоя и пермотриаса. С учетом особенностей развития разломной тектоники существуют благоприятные предпосылки к тому, что в разрезе крупных объектов структурного типа, на которых выявлена продуктивность мезозойского комплекса, палеозойские отложения также будут содержать залежи углеводородов;
3) неравномерная степень насыщения и плотность размещения месторождений по площади с учетом данных изучения биомаркеров и различия состава реликтовых соединений обосновывает благоприятные предпосылки к выделению самостоятельных нефтегазоносных комплексов в палеозойском комплексе, который на месторождениях региона рассматривается как основной источник углеводородов для триасовых и юрских залежей;
4) проявление нефтегазоносности в регионе имеет ярко выраженный зональный характер, находящий отражение в связи структурных особенностей с пространственным положением залежей с их фазовым состоянием;
5) высокая степень изученности разреза по мезо-кайнозойскому комплексу и весьма низкая изученность палеозойских отложений предопределяет несколько устаревшие представления о внутреннем строении в связи с возможными масштабами нефтегазоносности осадочного чехла. С учетом этого имеется широкое поле деятельности для наращивания углеводородного потенциала региона за счет усиления поисковых исследований палеозойского комплекса. Авторы уверены, что постепенное достижение необходимого уровня изученности и накопление для статистики достаточного объема геологических данных предопределит реальные возможности обнаружения в палеозойском комплексе крупных скоплений нефти и газа.
Литература:
1. Акчулаков У.А. Новая ресурсная база углеводородов Республики Казахстан и пути возможной их реализации // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения/Под ред. Б.М. Куандыкова и др. Алматы: КОНГ, 2015. 476 с.
2. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносности запада Туранской плиты/Под ред. С.Е. Чакабаева, Ю.С. Кононова, А.Л. Завгороднего и др. М.: Недра, 1973. 214 с.
3. Доюрский комплекс Северного Устюрта и полуострова Бузачи // Под ред. В.В. Липатовой и др. М.: Недра, 1985. 133 с.
4. Жолтаев Г.Ж., Куандыков Б.М. Геодинамическая модель строения юга Евразии // Нефть и газ. 1999. № 2. С. 62-74.
5. Ажгалиев Д.К., Каримов С.Г. Совершенствование критериев оценки перспектив нефтегазоносности малоизученных районов Туранской плиты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 7-8. С. 20-33.
6. Ажгалиев Д.К. Прогноз нефтегазоносности палеозойского комплекса Устюрт-Бозашинского региона и Мангышлака // Известия Национальной академии наук Республики Казахстан. (Геология и технические науки). 2016. Т. 6. № 420. С. 51-63.
7. Майлибаев М.М. Горный Мангышлак и его северные склоны как объект поисков месторождений нефти и газа // Известия Национальной академии наук Республики Казахстан. (Геология и технические науки). 2014. № 4. С. 47-49.
8. Ажгалиев Д.К. Прогноз перспективных палеозойских поднятий в пределах Южно-Мангышлакского прогиба на западе Туранской плиты // Известия Уральского государственного горного университета. 2018. Вып. 1 (49). С. 11-17.
References:
1. Akchulakov U.A. New Resource Base of Hydrocarbons of the Republic of Kazakhstan and Ways of Its Possible Realization. In "Oil Bearing Basins of Kazakhstan and Prospects for It Development". Ed. by B.M. Kuandykov et al. Almaty: KONG; 2015. (In Russ.)
2. Geology, History of Development and Prospects of Petroleum Potential of the West of the Turan Plate. Ed. by Chakabayev S.E., Kononov Yu.S., Zavgorodniy A.L., et al. Moscow: Nedra; 1973. (In Russ.)
3. Pre-Jurassic Complex of the Northern Ustyurt and the Bozashi Peninsula. Ed. by Lipatova V.V., et al. Moscow: Nedra; 1985. (In Russ.)
4. Zholtayev G.Zh., Kuandykov B.M. Geodynamic Model of the Structure of the South of Eurasia. Neft' i gaz [Oil and Gas]. 1999;(2):62-74. (In Russ.)
5. Azhgaliev D.K., Karimov S.G. Improvement of Assessment Tools for the Petroleum Potential of Poorly Studied Areas of the Turan Plate. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2018;(7-8):20-33. (In Russ.)
6. Azhgaliev D.K. Forecast for Oil and Gas Content of Paleozoic Complex of the Ustyurt-Bozashi Region and Mangyshlak. Izvestiya Nacional'noj akademii nauk Respubliki Kazahstan [News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazahstan]. Series of Geology and Technical Science. 2016;6(420):51-63. (In Russ.)
7. Maylibayev M.M. Mountain Mangyshlak and Its Northern Slopes as the Object of Searches of Oil Fields and Gas. Izvestiya Nacional'noj akademii nauk Respubliki Kazahstan [News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazahstan]. Series of Geology and Technical Science. 2014;(4):47-49. (In Russ.)
8. Azhgaliev D.K. The Forecast of Perspective Oil and Gas Objects in the Paleozoic within the South Mangyshlak Flexure in the West of the Turan Plate. Izvestiya Ural'skogo gosudarstvennogo gornogo universiteta [News of the Ural State Mining University]. 2018;1(49):11-17. (In Russ.)
28
№ 7-8 август 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
