CC BY
1041
УДК 550.8: 553.98
А.В. Ахияров, К.М. Семёнова
Палеозойские карбонатные платформы Прикаспийской впадины как нефтегазопоисковые критерии
Ключевые слова:
Прикаспийская
впадина,
палеозойские
внутрибассейновые
карбонатные
платформы,
карбонатные
массивы,
обстановки
интенсивного
карбонато-
накопления.
Keywords:
Peri-Caspian depression, intrabasin Paleozoic carbonate platform, carbonate arrays, situation intensive carbonate.
Во многих нефтегазоносных провинциях России и мира карбонатные толщи составляют значительную долю осадочного чехла, с ними связаны крупные скопления углеводородов (УВ). В отличие от терригенных, карбонатные отложения из-за большой растворимости последних на протяжении литогенеза подвергаются неоднократным вторичным преобразованиям, из-за чего структура их пустотного пространства и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов весьма неоднородны. Карбонатные породы биогермных построек часто являются хорошими коллекторами. Поэтому при поисках скоплений УВ выявление ископаемых органогенных построек, и в первую очередь рифов, является актуальной задачей [1, 2].
Прикаспийская впадина - одна из нефтегазоносных провинций мира с уникальным геологическим строением и богатейшим нефтегазоносным потенциалом. Доказанный стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает отложения от среднего девона до неогена включительно. Основная доля разведанных запасов и прогнозных ресурсов углеводородного сырья связана с позднепалеозойским комплексом, главным образом, с карбонатными породами девонского, каменноугольного и раннепермского возраста. Природные резервуары характеризуются не только специфическим площадным развитием, сложным сочетанием типов коллекторов и фильтрационно-емкостных параметров, но и особенностями нефтегазоносности в пределах локальных ловушек и крупных зон развития карбонатных комплексов [3-8].
Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые в ряде случаев образуют изолированные зоны, получившие название внутрибассейновые карбонатные платформы. Повышенный интерес к этим зонам связан с тем, что в их пределах открыто значительное количество нефтяных и газоконденсатных месторождений, при этом на четырех из них выявлены месторождения с доказанными гигантскими запасами газа (Астраханское), нефти (Тенгиз и Кашаган) и газоконденсата с нефтью (Карачаганак). В целом запасы углеводородного сырья, сконцентрированные в пределах карбонатных массивов, значительно превосходят запасы скоплений, связанных с терригенными подсолевыми комплексами [3].
Одним из главных критериев оценки перспектив нефтегазоносности являются результаты палеотектонического анализа, позволяющие определить время формирования и особенности развития зон региональных поднятий, большинство из которых обычно являются областями нефтегазонакопления. В последние годы на территории бортовых частей Прикаспийской впадины выполнены значительные объемы глубокого бурения и сейсмических исследований различных модификаций, позволяющие уточнить строение и развитие зон подсолевых поднятий и с этих позиций рассмотреть перспективы ее нефтегазоносности [9].
Прикаспийская впадина - это глубочайший осадочный бассейн мира, который на палеозойском этапе развития по особенностям строения подсолевого комплекса можно предположительно отнести к геоструктурам субокеанического типа [10, 11]. По северной и западной периферии впадины подсолевой разрез представлен несколькими мощными (до 1000 м и более) мелководными карбонатными толщами верхнего девона - нижней перми, разделенными терригенными сериями.
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
239
Вдоль границы впадины здесь установлены три карбонатных уступа: среднефранско-средневизейский, верхневизейско -нижнебаш-
кирский и каширско-артинский, высоты которых составляют соответственно 300^700, 300^500 и 1100^1600 м [12]. На юге и востоке впадины в подсолевом разрезе также выделяются мощные (до 1500 м) разновозрастные карбонатные толщи: в пределах Каратон-Тенгизской зоны поднятий и Астраханского свода - верхнедевонсконижнесреднекаменноугольная; в разрезах Ен-бекского и Жаркомысского выступов фундамента - нижне-среднекаменноугольная (площади Кенкияк и Арансай) и на крайнем востоке впадины - нижне-верхнекаменноугольная (площади Жанажол и Тортколь).
По мнению таких исследователей, как А. Л. Яншин, Р.Г. Гарецкий, А.Е. Шлезингер и др., мощности карбонатных толщ во внутренних частях впадины, по-видимому, резко сокращаются, и здесь их возрастные аналоги сложены темноцветными глинисто-карбонатными относительно глубоководными фациями, мощность которых измеряется десятками, реже -первыми сотнями метров. Мощности терриген-ных толщ непосредственно за карбонатными уступами резко возрастают (до 1000 м), а далее к центру впадины опять уменьшаются.
Во всех описанных приподнятых зонах Прикаспийской впадины и на ее бортах ловушками для нефти и газа служат в основном светлые карбонатные породы, прямо или косвенно связанные с органогенными постройками. Так, продуктивные нижнепермские отложения Карачаганакского поднятия сложены мшанково-водорослевыми известняками рифо-генных фаций. В разрезах каменноугольных образований восточной бортовой зоны впадины широко развиты органогенно-водорослевые кавернозные известняки [12].
В формировании крупных зон поднятий в подсолевом комплексе значительная (а для отдельных зон - ведущая) роль принадлежит процессам карбонатной седиментации, в результате которой к концу каждого из циклов карбонатообразования (среднефранско-средневизейского, поздневизейско-раннебашкирского и каширскораннепермского) в бортовых зонах впадины были сформированы крупные регионально приподнятые участки, сложенные карбонатными образованиями шельфового типа с органогенными постройками.
Используемые в настоящей статье термины относятся к фациальной седиментологии и их толкование в определенной степени отличается от толкования терминов, применяемых в современной тектонике плит и морской геологии при изучении современных океанов. Поэтому авторы сочли целесообразным пояснить некоторые из них.
Карбонатная платформа - обширное карбонатное тело с более или менее горизонтальной кровлей и обрывистыми шельфовыми окраинами, где находятся осадки зоны высокой волновой энергии [13, 14].
Шельф - сравнительно мелководная часть морского бассейна, располагающаяся в переходной зоне от приподнятых участков тектонически стабильных блоков, находящихся вблизи базиса эрозии (выше него или ниже), к более глубоководным частям бассейна. Шельф в таком понимании не обязательно соответствует континентальному шельфу в классическом понимании - расположенному в зоне перехода от континента к океану, т.е. на участках с различным типом земной коры. При анализе древних бассейнов осадконакопления могут выделяться области с условиями, соответствующими шельфовым, но которые могут быть расположены внутри бассейнов и обрамлять приподнятые блоки, не возвышающиеся над уровнем моря, а образующие внутрибассейновые отмели [13-16].
Бассейн осадконакопления, в том числе глубоководный, не отвечает классическому пониманию океанического бассейна, имеющего в основании земную кору океанического типа. Он может соответствовать внутренним и краевым морям, которые характеризуются относительно глубоководными условиями осадконакопления (глубина - до 1000 м и более) [1].
В позднем палеозое в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы существовала благоприятная обстановка для накопления карбонатных толщ и формирования карбонатной платформы. Интенсивное карбонатонакопление происходило в широком временном диапазоне - от позднего девона до ранней перми. Сложная история геологического развития бортовых зон впадины в палеозойское и докунгурское время обусловила развитие различных литолого-фациальных типов разрезов и формирование разнообразных структурнотектонических элементов.
№ 5 (16) / 2013
240
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Российские исследователи К.А. Клещев, В.С. Шеин, А.И. Петров и др. [11] провели детальные палеогеодинамические реконструкции плит юго-восточной части ВосточноЕвропейского континента в позднепалеозойское время с составлением фациальнопалеогеографических карт. Полученные ими результаты позволили уточнить и детализировать геологическое строение палеозойских карбонатных платформ.
Их казахстанские коллеги (впрочем, во времена СССР все они работали в рамках единого Прикаспийского проекта) Э.С. Воцалевский, М.М. Пилифосов, Д.А. Шлыгин и др. [17] также считают, что развитие этих карбонатных массивов в палеогеографическом отношении определялось их расположением в зоне сочленения структур юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы с Уральским палеоокеаном и Палеотетисом. При этом заложение Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы было связано с периодом раскрытия Уральского палеоокеана. Это обусловило более широкий стратиграфический диапазон и более значительные мощности карбонатных отложений. В противоположность этому зарождение Южно-Эмбинской карбонатной платформы произошло в период закрытия Уральского палеоокеана и связано с относительно кратковременным процессом обмеления территории (период сжатия). Эти же причины повлияли на разную степень сохранности и морфологической выраженности рассматриваемых структур.
Данные карбонатные платформы сформировались в пределах восточной окраины (в современных координатах) древней ВосточноЕвропейской платформы. Регион характеризуется сложным геологическим строением, что вызвано влиянием коллизионных процессов, происходящих в зоне сочленения ВосточноЕвропейской платформы и Уральского палеоокеана. Результатом этого воздействия стало формирование разрывных нарушений, надвигов, резкое изменение мощностей и различная стратиграфическая полнота разрезов.
Классификация карбонатных платформ
По глубинам осадконакопления карбонатная платформа соответствует обстановке шельфа с карбонатной седиментацией. В области перехода от моря к суше выделяются три основных зоны - более глубоководного, внешнего
(глубина - 20^100 м), среднего (глубина -10^20 м) и мелководного (внутреннего) шельфа (глубина - менее 10 м) [17].
Классификация обстановок карбонатного осадконакопления в условиях карбонатных платформ наиболее детально разработана Дж.Л. Уилсоном [14]. В области карбонатного шельфа им выделено девять фациальных поясов, последовательность которых выдерживается в различных тектонических обстановках (рис. 1). Схема распределения фаций обычно представляется в виде профиля поперек платформы.
Типы карбонатных платформ определены Дж. Уилсоном по палеотектоническому положению карбонатных фаций. Им выделены перикратонные и внутрикратонные платформы и платформы на внутрибассейновых поднятиях - карбонатные банки, а также карбонатные накопления на пологопогружающихся склонах. Более поздние зарубежные классификации [18, 19] карбонатных платформ основаны на геометрических и морфологических характеристиках - размерах, форме, расположении относительно суши, эволюции во времени (погруженные платформы). Выделяют крупные горизонтальные платформы и наклонные рампы, а также изолированные внутрибассейновые платформы (банки, атоллы и т.д.). Наиболее значительной структурой карбонатного шельфа является органогенная рифовая постройка, маркирующая крутой уступ бровки шельфа. На пологопогружающихся платформах (рампах) барьерные рифы могут отсутствовать.
В.Г. Кузнецов [13] отмечает, что термин «карбонатная платформа» приобрел в последние годы весьма широкое значение. Он используется как в морфологическом смысле - для характеристики трехмерной структуры, так и в стратиграфическом - для описания последовательности слоев, слагающих геологическое тело. В пределах исследуемой территории (как на российской, так и на сопредельной, казахстанской части Прикаспийской впадины) М. Таккер и П. Райт, С.В. Мельников, В.Н. Данилов и другие ученые выделяют пять основных категорий карбонатных платформ: эпиконтинентальная платформа (epeiric platform), рамп (ramp), окаймленный шельф (rimmed shelf), изолированная платформа (isolated platform) и затопленная платформа (drowned platform).
№ 5 (16) / 2013
Nb 5 (16) / 2013
Бассейн Шельф открытого моря Глубокопогру-женная окраина шельфа Передовой склон Органическая постройка (биогерм) Отмученные пески мелководья Шельфовая лагуна со свободным водообменом Шельф с ограниченным водообменом и приливно-отливные побережья Эвапориты на соляных равнинах (себха) Фациальный профиль
1 ◄ Широк 2 ге пояса ► 3 4 \ r\ 5 С /"Л '-N , “N О . 6 °flV° ® о 7 8 9 Л ЛЧ. ^~л л”
~>N ГУ | \ | ^ -"Т » • •• • *> • е •v.. .V * •; L **'4. » | I 4 • (Л / л л л л л л
7 - / ' / /
—л_ л / л
43
Потоки Гигантские Купола в нижней Острова. Приливно- Затопляемые Купола ангидритов.
обломочного обвально- части подводного Дюны. отливные дельты. приливно-отливные Текстура вигвама.
материала оползневые глыбы. склона. Барьерные бары. Лагунные побережья. Листоватые
и тонкослоистые Заполненные Рифовые бугры. Проходы в рифах изолированные Каналы корочки гипса. ес
турбидиты. крупные полости. Лоскуты и проливы водоемы. и береговые Салинас О.
Илистые купола Купола в нижней рифогенного Типичные естественные валы. (засоленные в
на краю подводного части подводного известняка шельфовые купола. Водоемы типа озер. лагуны). св
склона склона баундстоуна. Колоннообразные Пояса Себха 0 Н
Окаймляющие водорослевые водорослевых 03
и барьерные войлоки. войлоков Я я
каркасные рифы. Каналы стока и о
Желоба и выступы приливно-отливные о о
бары, сложенные
карбонатным
песком
Рис. 1. Схема стандартных фациальных поясов и фациальных тел II порядка [14]
го
4^
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
242
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Позднепалеозойские карбонатные платформы Прикаспийской впадины значительно различаются между собой по литологическому составу и стратиграфическому диапазону слагающих их отложений. Большинство исследователей [1-5, 17] выделяют в ее пределах шесть карбонатных платформ: одна из них находится на территории России (Астраханская), остальные - на территории Казахстана (Кара-чаганакская, Темирская, Жанажольская, Тенгизская, Южно-Эмбинская).
В юго-восточной части Прикаспийской впадины выделяются две карбонатные платформы: Тенгиз-Кашаганская и Южно-Эмбинская, в восточной прибортовой части - Темирская и Жанажольская. В северной бортовой зоне отмечается развитие карбонатных платформ двух типов. К северу от бортового уступа локализуется карбонатная платформа внешнего шельфа пассивной континентальной окраины, формировавшаяся в длительный период геологического времени - от среднего девона до артинского века ранней перми включительно. Внутренней бортовой зоне соответствует внутрибассейновая позднедевон-артинская Карачаганакская карбонатная платформа.
Астраханская карбонатная платформа находится в юго-западной части Прикаспийской впадины [20]. Согласно геолого-геофизическим материалам, вдоль р. Волга прослеживается тектоническое нарушение, разделяющее Астраханский свод на левобережную и правобережную части. В их пределах выделяется ряд локальных поднятий. Фундамент сложен основными и ультраосновными породами, глубина его залегания - предположительно более 10 км. Образование карбонатного шельфа, по аналогии с западным и северным бортами Прикаспийской впадины, началось с позднеэйфельского времени. Обширный карбонатный шельф, ограниченный некомпенсированными прогибами, формируется в фаменско-турнейское время. В поздневизейско-раннебашкирское время накапливались преимущественно мелководные карбонатные образования, а в более пониженных частях прогибов - глинисто-карбонатные относительно глубоководные осадки. Области мелководной карбонатной седиментации сократились. В раннебашкирское время условия осадконакопления соответствуют лагунным обстановкам, в которых накапливались продукты разрушения рифовых построек. Отложения представлены биоморфными, биоморфно-детритовыми,
биохемогенными и органогенно-обломочными известняками.
В позднем палеозое Астраханский свод находился в области активного карбонатонакопления, временами сменявшегося привносом терригенного материала [4].
В пределах Астраханской карбонатной платформы расположены следующие месторождения с доказанными запасами УВ: Астраханское газоконденсатное (уникальное по запасам), разделяемое тектоническими блоками на Левобережную (основной блок) и Правобережную (Центрально-Астраханское и Западно-Астраханское месторождения) части, а также месторождения-сателлиты (Алексеев-ское, бывшее Еленовское, Табаковское и Има-шевское). Продуктивный горизонт Имашев-ского месторождения (С2Ь) имеет двукупольное строение (восточный купол находится на сопредельной территории Казахстана).
Тенгиз-Кашаганская карбонатная краевая платформа имеет сложное строение, обусловленное особенностями, свойственными крупным рифогенным массивам, и влиянием тектонических процессов. Изменчивость условий роста карбонатной постройки привела к широкому развитию перерывов и колебаниям интенсивности карбонатонакопления [2].
Карбонатные отложения Тенгиз-Кашаган-ской карбонатной платформы охватывают широкий стратиграфический интервал - от начала позднего франа до среднего карбона. В ее составе выделяются два структурных этажа -верхнедевон-нижнетурнейский и каменноугольный, разделенные кратковременным стратиграфическим перерывом, время проявления которого определяется как середина турней-ского времени. По геофизическим данным в каменноугольном структурном этаже выделяются два комплекса - турнейско-нижневизейский и окско-башкирский, разделенные тульской вулканогенно-осадочной пачкой, которая уверенно прослеживается геофизическим репером в пределах карбонатных массивов.
В позднем девоне сформировалась ровная поверхность поднятия, на которой с середины франского века позднего девона до раннетур-нейского века раннего карбона формировались мелководные карбонатные осадки карбонатной платформы. На этом этапе платформа развивалась в режиме компенсированного прогибания. В конце раннего турнея фиксируется перерыв в осадконакоплении [1].
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
243
В позднем турнее на Тенгиз-Кашаганской платформе начались вертикальные движения, которые привели к образованию поднятых и опущенных блоков (структур). На Тенгизском блоке-поднятии (по периферии) так же, как и на Каратонском и Королевском поднятиях, в позднем турнее и раннем визее формировалась фация иловых холмов.
В позднетульское и раннеалексинское время с юго-восточного обрамления Палеоприкаспийского бассейна поступали пеплово-туфовый материал андезитового состава и граувак-ковый терригенно-обломочный материал.
В позднем визее (алексинское и михайловское время) на поверхности иловых холмов формировались криноидные и брахиоподово-криноидные банки. Иловые холмы образовали палеогеоморфологические возвышенности, на которых криноидные и брахиоподово-кри-ноидные банки в свою очередь создали твердый субстрат для рифов.
С конца позднего визея (веневское время) и в серпуховском веке существовал атолл с фациями рифа. В зарифовой зоне накапливались фации биостромов, органогенных банок и отмелей, известковых илов лагуны. С раннего ви-зея до серпуховского яруса и с начала образования холмов, а затем криноидных банок и рифов наступил этап компенсированного прогибания Тенгизского конседиментационного поднятия. В это время на границе раннего и позднего серпуховского века, а также между протвинским и запалтюбинским горизонтами установлены перерывы осадконакопления. Они способствовали процессам выщелачивания и образованию каналовой и кавернозной пористости в резервуаре месторождения Тенгиз [3].
В башкирский век (с краснополянского до прикамского времени включительно) формировались биокластические банки, отмели и подводные валы. На границе серпуховского и башкирского веков фиксируется перерыв - наступили обмеление и прекращение рифообразова-ния. В отложениях башкирского века установлены небольшая высота банок, размыв и частые поверхности перерывов. Это можно объяснить тем, что осадконакопление не компенсировалось прогибанием [1, 4].
Для формирования резервуаров в отложениях карбонатных платформ важное значение имеет знак тектонических движений основания платформы. В раннекаменноугольной эпохе и начале среднекаменноугольной (турнейский,
визейский и серпуховский века) Тенгизское поднятие развивалось в режиме компенсированного прогибания, в башкирский век опускание замедлялось. Поднятие во второй половине башкирского века и в позднекаменноугольную эпоху привело к прекращению карбонатонакопления, подъему поверхности атолла выше уровня моря и развитию карстовых процессов.
В пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы (Приморско-Эмбинская нефтегазоносная область, Республика Казахстан) расположены крупные месторождения Кашаган, Тенгиз, Кайран, Актоты, а также целая группа более мелких месторождений-сателлитов (рис. 2).
Южно-Эмбинская карбонатная платформа расположена в пределах Южно-Эмбин-ского палеоподнятия. От Каратон-Тенгиз-ской карбонатной платформы она отделяется Маткен-Ушмолинской зоной, в пределах которой в подсолевом разрезе верхнего палеозоя преобладают терригенные отложения.
Южно-Эмбинская карбонатная платформа значительно моложе Тенгиз-Кашаганской. Карбонатные отложения в ее пределах имеют более узкий стратиграфический интервал, охватывающий период с конца раннего карбона -позднего визе до ассель-сакмарского времени ранней перми включительно. Карбонатные образования серпуховского, башкирского и московского возраста сформировались во внутренней и средней частях шельфа на глубине 30^70 м. Органогенно-обломочный материал слагает банки и уплощенные холмы. В ассель-сакмарское время во внешней части мелководного шельфа на глубине 50^130 м сформировались банки грейнстоунов. Породы палеозойского возраста с резким стратиграфическим и угловым несогласием перекрываются породами юры и триаса.
В области формирования конусов выноса и палеорусловых потоков в осадках присутствует градационная слоистость. В осадках отмечаются оползневые текстуры и следы жизнедеятельности илоедов, что свидетельствует о мелководной обстановке шельфа.
Состав обломков и глинистых пород, которые сносились в бассейн с юга и юго-востока Прикаспийской впадины, различен. В погруженной южной части преобладает обломочный материал лав андезитовых порфиритов, в Торесай-Мынсуалмасской зоне - обломочный, граувакковый, плохо отсортированный,
№ 5 (16) / 2013
244
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
Месторождения:
I-----1 , I 7—I , граница
нефтяные газонефтяные — — ‘ ^ _ „ тт„„
I-----1 I—L---1 Приморско-Змоинскои Н10
Рис. 2. Тенгиз-Кашаганская карбонатная платформа (по данным компании «Норт Каспиан Оперейтинг», 2010)
среди обломков много фрагментов кремнистых и вулканогенных пород. Часто отмечается примесь пирокластического материала основного состава. Цемент характеризуется глинистым, преимущественно гидрослюдисто-хлоритовым составом [1, 2].
Различия тектонического режима, существовавшего на описываемой территории, обусловили разнообразие обстановок осадконакопления и, соответственно, разный литологический состав разрезов. В поздневизейское время появилась новая поздневизей-башкирская карбонатная платформа на наиболее приподнятой части денудированного Южно-Эмбинского поднятия, причем из-за трансгрессии моря бассейн значительно расширился в сторону Северного Устюрта, и граница платформы проходила с востока на запад южнее площадей Северный Мынсуалмас (в современных очертаниях).
С начала позднего визе карбонатные постройки слагают изолированные участки на
Южно-Эмбинском поднятии и вытянуты вдоль борта Прикаспийской впадины. Периодически поступающий терригенный материал сносится по сохранившимся подводно-русловым системам в пониженные участки палеодна бассейна. Это обусловило возникновение зон с преимущественным накоплением карбонатных и карбонатно-терригенных осадков. Карбонатная седиментация началась с окского надгоризонта позднего визе. Южно-Эмбинское поднятие стало самостоятельной структурно-фациальной зоной - окраинной карбонатной платформой на юго-восточной периферии Прикаспийского палеобассейна. Мелководные осадки склонового типа отмечаются вдоль борта Южно-Эмбинского поднятия и в зоне распространения подводно-русловых отложений. Они характеризуются наличием карбонатов осыпного типа в разрезах площадей Южно-Молодежная, Южно-Эмбинская, Тортай, а далее в глубь бассейна - преимущественно терригенным соста-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
245
вом с редкими прослоями известняков и доломитов. В московское время бассейн осадконакопления унаследовал характер режима седиментации от башкирского. В позднем карбоне на исследуемой территории происходит сильное опускание уровня моря, что привело к частичному размыву ранее накопившихся отложений в области приподнятых участков и карбонатных построек: Тенгиз-Кашаганской и Южно-Эмбинской, сокращению зоны карбонатного шельфа, образованию подводных отмелей и повышению роли терригенного материала. Области распространения и объем карбонатообразования значительно сократились [1, 2].
В результате раннепермской трансгрессии в Уртатау-Сарыбулакской зоне сформировался изолированный водорослевый риф, достигший высоты более 700 м. В Южно-Эмбинской бортовой зоне продолжалось накопление карбонатных комплексов, которые вглубь бассейна сменялись ритмичными толщами терригенных отложений (песчаники, алевролиты, аргиллиты).
Карбонатные отложения сохранились в Южно-Сазтобинской и Уртатау-Сарыбулак-
ской зонах. В известняках среднего карбона, вскрытых бурением на площадях Южно-Молодежная, Тортай, Южное Сазтобе, Уртатау-Са-рыбулак, повсеместно встречаются прослои и гнездообразные включения пестроцветных глин. Именно ввиду того, что на юго-востоке впадины практически постоянно привносился терригенный материал, карбонатонакопление не было широко распространено.
К Южно-Эмбинской карбонатной платформе приурочены крупные месторождения Восточный Кашаган и Кёроглы-Нубар (Западный Кашаган).
Жанажольская карбонатная платформа выделяется между нижнепермским карбонатным уступом и линией, где выклинивается (или эрозионно срезается) карбонатная толща. С поздневизейского до гжельского века Жанажольская карбонатная платформа развивалась в режиме компенсированного прогибания с формированием мелководных шельфовых, преимущественно карбонатных осадков.
По результатам параметрического и поискового бурения в пределах карбонатного
палеозойские породы
кристалличе ский фундамент
карбонатные породы
палеозойские нефтяные и газовые месторождения
региональный разлом
Рис. 3. Структурно-тектоническая схема восточного борта Прикаспийской впадины с указанием местоположения Жанажольской и Темирской карбонатных платформ [21]
№ 5 (16) / 2013
246
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
массива выявлены месторождения нефти и газа: Жанажольское, Урихтау, Кожасай, Алибекмола, Жанатан, Лактыбай (рис. 3).
В пределах Жанажольского поднятия в течение длительного периода серпуховскогжельского времени существовали обширный мелководный шельф и условия, благоприятные для накопления мощных толщ карбонатных осадков преимущественно органогенного генезиса, с образованием на отдельных этапах небольших водорослевых построек типа биостром. Относительная подвижность водной среды способствовала отложению большого объема биоморфных, комковатых, органогеннообломочных, оолитовых разностей, часто с высокими первичными ФЕС [1, 2].
Темирская карбонатная платформа полого погружается к востоку в сторону Остан-сукского прогиба по кровле известняков карбона, образуя крутой уступ на западном склоне, охватывая, по-видимому, и девон.
По геологическому строению она существенно отличается от Южно-Эмбинской карбонатной платформы как по палеогеоморфологическим характеристикам, так и стратиграфи-
ческому диапазону слагающих массив карбонатных комплексов.
Из разреза выпадают терригенные отложения средне-ранневизейского возраста, которые широко развиты южнее и западнее месторождения Кенкияк (рис. 4), где их вскрытая толщина составляет около 2000 м. Отсутствие тер-ригенных отложений средне-ранневизейского возраста свидетельствует о более резком отличии палеогеологической обстановки в регионе Темирского карбонатного массива от обстановки в окружающих районах - Жанажол-Торткольского карбонатного массива и Жарка-мысского свода.
Отложения карбонатной платформы перекрываются верхнегжельско-нижне-пермскими терригенными отложениями, толщина которых на платформе составляет в среднем 400^1000 м. В пределах карбонатного массива выделяются отдельные локальные структуры: Кенкияк-Бозоба, Северная Бозоба, Арансай, Бактыгарын, Северный Бактыгарын, Аккум, Аккудук и Северный Аккудук. На подсолевой структуре Кенкияк-Бозоба открыты одноименные месторождения (Кенкияк и Бозоба). К ме-
мезозойские терригенные I £
и карбонатные породы * \
карбонатнотерригенные
породы
нефть
верхнепермские терригенные породы
—г...д терригенные г 1 породы
у шельфовые и рифовые 3 карбонаты
II
разломы
Рис. 4. Разрез пород осадочного чехла центральной части Енбекско-Жаркамысского поднятия [21]
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
247
сторождению Кенкияк приурочено месторождение-сателлит Восточный Мортук [1, 2].
Карачаганакская внутрибассейновая карбонатная платформа, представляющая собой единый гигантский риф, формировалась с позднего девона по артинский век. Ее размер составляет 15 х 30 км, общая толщина подсолевых верхнедевон-нижнепермских отложений достигает 2 км, продуктивной толщи - 1,6 км.
Формирование Карачаганакского карбонатного массива началось в конце франско-го времени на приподнятом блоке фундамента в пределах глубокой части шельфа северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Воздымание блока обусловлено активными тектоническими движениями, происходившими во франское время, что привело к значительному размыву среднедевонских глубоководных отложений.
Накопление карбонатных пород в пределах Карачаганакского поднятия происходило в три крупных этапа рифообразования: фаменско-раннетурнейский, визей-серпуховский и раннепермский. На границах этапов фиксируются перерывы в осадконакоплении различной продолжительности.
На первом этапе Карачаганакский массив представлял собой отдельную карбонатную постройку типа лоскутного рифа, развивавшуюся на приподнятом блоке в зоне глубокого шельфа, и имел ограниченные размеры.
Второй этап формирования Карачаганак-ской структуры начался в результате раннекаменноугольной трансгрессии после периода обмеления. Это привело к образованию изолированной полукольцевой рифовой постройки [1, 2].
В результате раннепермской трансгрессии (третий этап) на Карачаганакской структуре сформировался изолированный крупный риф, достигший высоты 800 м. Продуктивная толща Карачаганакского рифового массива в целом представлена карбонатными породами без терригенных примесей, где преобладают в основном органогенные разности биоморф-ных, биогермных и органогенно-детритовых пород. Подчиненное развитие имеют биохемогенные и органогенно-обломочные разности. Характерны сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и каверноз-ности. Преобладающее развитие имеют известняки пористые, плотные, массивные, неравно-
мерно кавернозные и трещиноватые, в различной степени доломитизированные, реже доломиты. Отложения карбона, по сравнению с нижнепермскими, более интенсивно перекри-сталлизованы и доломитизированы, часто до полного уничтожения первичной структуры. Значительное проявление процессов растворения и выщелачивания привело к формированию крупных пористо-кавернозных зон мощностью от 10 до 20 м. Трещиноватость в продуктивных отложениях на открытом здесь месторождении Карачаганак развита повсеместно. Трещины встречаются в пористо-проницаемых и плотных разностях пород, но роль их в обеспечении фильтрационно-емкостных свойств неодинакова.
Распространение коллекторов различных типов на нефтегазоконденсатном месторождении Карачаганак обусловлено разнофациальным характером отложений (рис. 5). Это проявляется в значительной неоднородности строения резервуара, одновременном наличии пористо-проницаемых пластов и маломощных плотных и трещиноватых прослоев, изменчивости эффективных толщин пластов-коллекторов, широком диапазоне изменения значений пористости и проницаемости [16].
Сопоставление разрезов палеозойских отложений Прикаспийского бассейна показало, что он развивался в режиме устойчивого длительного прогибания.
Сравнительная характеристика месторождений (таблица) дает возможность проследить сколь велико влияние геологических факторов и различных условий осадконакопления на формирование коллекторов и сохранение их свойств в процессе постседиментационных преобразований.
Суммируя вышеизложенное, можно сделать следующие выводы:
• пространственное размещение карбонатных платформ в Прикаспийской впадине контролируется различной продолжительностью этапов седиментации и блоковой структурой фундамента. Наиболее интенсивное карбонатонакопление происходило на юге и югозападе Прикаспия в пределах Астраханской и Тенгиз-Кашаганской платформ. За счет расширения площади карбонатонакопления в позднем девоне образовалась единая Астраханско-Жылыойская платформа, которая охватывала всю современную акваторию Северного Каспия и прилегающие к ней прибрежные участки;
№ 5 (16) / 2013
№5(16)/2013
ГО
4Sk
00
Сравнительная характеристика месторождений нефти и газа карбонатных платформ восточной части Прикаспийской впадины
(территория Казахстана) [2]
Геологическая характеристика Карбонатные платформы
Карачаганакская Жанажольская Темирская Южно-Эмбинская Тенгиз-Кашаганская
Карачаганак Жанажол Кенкияк Бекбулат Тенгиз Королёвское
Условия осадконакопления Рифовый массив Мелководный шельф Мелководный шельф Рифовый массив
Возраст отложений Раннепермские -каменноугольные (Р1-С) Каменноугольные (С) Раннепермский -среднекаменноугольный (Р[ - С2) Ассельско-сакмарские (Pla_s) Каменноугольный - девонский (C.-D,) Продуктивные отложения (С,-с,)
Тип залежи Массивная нефтегазоконденсатная, единое строение резервуара Пластово-массивная, нефтегазоконденсатная (две карбонатные толщи) Массивная нефтяная залежь Массивная нефтяная залежь, наличие аномально высокого пластового давления (АВПД) Массивно-пластовая нефтяная залежь
КТ -1 (верхняя) КТ - II (нижняя)
Глубина залегания, м 3750-5360 2568 (скв. 19)-3264 (скв. 5) 3096 (скв. 62)-4511 (скв. 3) 3800-4800 3800-4000 3867-541 (ВИК не выявлен) 3970-5300
Литогенетические особенности Известняки органогенные (преобладают биогермные, биоморфные, биоморфно- детритовые); доломиты микрозернистые Известняки органогенные (преобладают биоморфные, биоморфно- детритовые); доломиты замещения (мелкозернистые, известковые) Известняки органогенно обломочные, органогенно- детритовые, биоморфные Песчаники и алевролиты Известняки биогермно- водорослевые Известняки биогермные, биоморфные, органогенно- обломочные, фораминиферово- водорослевые Известняки биогермные, органогенно- детритовые, реликтово- органогенные
Постседимента-ционные процессы Перекристаллизация -сильная, доломитизация -сильная, выщелачивание -унас ледованно е и новобразованное Выщелачивание -сильное, унаследованное и новобразованное, доломитизация -сильная, кальцитизация -умеренная Кальцитизация -сильная, перекристаллизация - средняя Кальцитизация -средняя, перекристаллизация Доломитизация с сохранением реликтовоорганогенной структуры известняков Активные процессы перекристаллизации и кальцитизации, незначительная доломитизация, выщелачивание (несколько этапов). Особенность -наличие черного ОВ Интенсивные выщелачивание и перекристаллизация. Особенность -наличие черного ОВ
Научно-технический сборник - ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
№5(16)/2013
Геологическая характеристика Карбонатные платформы
Карачаганакская Жанажольская Темирская Южно-Эмбинская Тенгиз-Кашаганская
Карачаганак Жанажол Кенкияк Бекбулат Тенгиз Королёвское
Трещиноватость Интенсивная, повсеместная, трещины различной ориентировки Интенсивная, преобладает горизонтальная ориентировка, местами наклонная Интенсивная, преобладает наклонная ориентировка Горизонтальная и наклонная ориентировка Повсеместное развитие трещиновато сти и кавернозности Трещиновато сть и развитие новобразованной кавернозности
Типы и классы коллекторов Поровый (III—IV классы), сложный, каверново-трещинный, трещинный Поровый (I—II классы), сложный, каверново- трещинный, трещинный Поровый (V-VI классы), сложный, порово-трещинный, трещинный Поровый, сложный, порово-трещинный, трещинный Поровый, трещинный, порово-трещинный, поровокаверново- трещинный Поровый (III—IV классы), характерное развитие сложного поровокаверново- трещинного коллектора
Характер про странственного распро странения коллекторов Линзовидный, пятнистый Выдержанный пластовый Невыдержанный пластовый Пластовый Линзовидный
ГО
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
250
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
▲ l
Карачаганак
скважины
региональный разлом
мелководный шельф (комковато-сгустковые известняки)
окраина шельфа (онколитовые известняки)
склон шельфа (известняковые брекчии)
биогермы
(мшанковые известняки)
Рис. 5. Схема распространения карбонатных фаций верхней части артинского яруса в бортовых зонах Прикаспийской впадины и Предуральского прогиба
• в северной части Прикаспийской впадины карбонатонакопление продолжалось наиболее длительный период, что обеспечило формирование мощной Карачаганакской платформы с широким стратиграфическим диапазоном отложений - от позднего девона до ранней перми включительно;
• в восточной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины за счет сближения Палео-Урала и Северо-Устюртского блока с краем Восточно-Европейской плиты область карбонатонакопления резко сократилась, и карбонатные платформы Темирская, Жанажольская и Южно-Эмбинская образовали узкую полосу. Процессы карбонатонакопления подавлялись привносом большого количества терригенного материала с прилегающей суши;
• Южно-Эмбинская карбонатная платформа значительно моложе Тенгиз-Кашаганской. Карбонатные отложения в ее пределах занимают более узкий стратиграфический интервал: с конца нижнего карбона - раннего визе до ассель-сакмарского яруса нижней перми включительно;
• на Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформе присутствуют крупные атоллы, к которым приурочены месторождения Тенгиз, Кашаган, Королёвское и др.;
• толщина карбонатных отложений Темирской платформы почти вдвое меньше, чем Тенгиз-Кашаганской, несмотря на более широкий стратиграфический диапазон первой,
что объясняется ее близостью к тектонически активным зонам Южного Урала. На Темирской платформе рифовые постройки отсутствуют либо развиты в значительно меньшей степени;
• анализ разрезов подсолевого палеозоя Прикаспия позволяет сделать вывод об унаследованном развитии литолого-фациальных зон палеозойских карбонатных платформ и их приуроченности к крупным тектоническим элементам. С ареалами палеозойских карбонатных платформ связано большинство месторождений УВ вдоль бортов впадины;
• в пределах Прикаспийской впадины отмечается закономерное распределение (с востока на запад) месторождений УВ различного фазового состояния. Так, на восточном и юговосточном бортах располагаются нефтегазовые и нефтяные месторождения, на остальной территории (на юго-западном и западном бортах) установлены и прогнозируются к открытию нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения. Рассматриваемые крупнейшие месторождения УВ отличаются (с востока на запад) составом пластовых флюидов: Тенгиз, Кашаган - нефтяные; Жанажол - нефтяное с газовой шапкой; Карачаганак - газоконденсатное с нефтяной подушкой; Астраханское - газоконденсатное. В ходе исследований авторами установлено, что указанная закономерность распространяется на все месторождения УВ в пределах Прикаспийской впадины, независимо от величины запасов, типа залежи и стратиграфи-
№ 5 (16) / 2013
Проблемы ресурсного обеспечения газодобывающих районов России до 2030 г.
251
ческого интервала ее залегания, а также от ли- вязка месторождений УВ (названия областей тологии пород-коллекторов. Подтверждением на территории Республики Казахстан даются этому служит работа [22] (см. табл. 9 там же), по состоянию на 01.01.1987 г.). где приводится детальная географическая при-
Список литературы
1. Абилхасимов Х.Б. Сравнительная характеристика палеозойских карбонатных платформ Прикаспийской впадины /
Х.Б. Абилхасимов // Геология нефти и газа. -2008. - № 3.
2. Абилхасимов Х.Б. Закономерности пространственного размещения природных резервуаров Прикаспийской впадины /
Х.Б. Абилхасимов // Геология нефти и газа. -2007. - № 6.
3. Абилхасимов Х.Б. Литолого- фациальные особенности распространения коллекторов и экранов в верхнепалеозойских отложениях юго-востока Прикаспийской синеклизы: дисс. ... канд. геол.-минерал. наук: 04.00. 17 / Абилхасимов Х.Б. - М.: ВНИГНИ, 1999.
4. Абилхасимов Х.Б. Условия формирования природных резервуаров подсолевых отложений Прикаспийской впадины
и оценка перспектив их нефтегазоносности: дисс. ... д-ра геол.-минерал. наук: 25.00.12 / Абилхасимов Х.Б. - М.: ВНИГНИ, 2009.
5. Байгамбетов Б.К. Условия формирования пород-коллекторов в подсолевом продуктивном карбонатном комплексе восточного борта Прикаспийской впадины: дисс. ... канд. геол.-минерал. наук: 25.00.12 / Байгамбетов Б.К. -М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 2005.
6. Крылов Н.А. Прогноз нефтегазоносности подсолевого палеозоя востока и юго-востока Прикаспия / Н.А. Крылов, А.А. Аксенов,
В.П. Авров и др. - М.: Наука, 1992.
7. Крылов Н.А. Геологическая модель подсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность / Н.А. Крылов, В.П. Авров, З.В. Голубева // Геология нефти и газа. - 1994. - № 6.
8. Куандыков Б.М. Структурно-формационные комплексы и перспективы нефте-газоносности подсолевых отложений южных районов Прикаспийской впадины: автореф. дисс. ... д-ра геол.-минер. наук / Куандыков Б.М. -Алматы, 1986. 9
9. Кирюхин Л.Г. Особенности строения и развития подсолевого комплекса Прикаспийской впадины / Л.Г. Кирюхин,
И.Н. Капустин, В.Н. Копытченко и др. - М.: ВНИГНИ, 1978. - Вып. 208.
10. Жолтаев Г. Ж. Тектоника Большого Каспия // Нефть и газ. - 2003. - № 1.
11. Клещев К.А. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа /
К.А. Клещев, А.И. Петров, В.С. Шеин. -М.: Недра, 1995.
12. Эльдерханова О.Р Закономерности распространения карбонатных коллекторов и ловушек углеводородов в пределах Прикаспийской впадины / О.Р. Эльдерханова,
И. Л. Дагаев // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. -Ставрополь: СевКавГТУ, 2010. - № 4 (25).
13. Кузнецов В.Г. О некоторых терминах карбонатной седиментологии / В. Г. Кузнецов // Бюл. МОИП. Отд. геол. - 2002. - Вып. 3. -
Т. 77.
14. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации
в геологической истории / Дж.Л. Уилсон; пер. с англ. - М.: Недра, 1980.
15. Багринцева К. И. Условия формирования
и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа / К.И. Багринцева. - М.: Недра, 1999.
16. Багринцева К.И. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ / К.И. Багринцева, А.Н. Дмитриевский,
РА. Бочко. - М.: Недра, 2003.
17. Воцалевский Э.С. Эволюция позднепалеозойских карбонатных платформ юга Прикаспийской впадины /
Э.С. Воцалевский, В.М. Пилифосов,
Д. А. Шлыгин и др. // Геодинамика и минерагения Казахстана. - Ч. 2. - Алматы, 2000.
18. Dorobek S.L. Synorogenic carbonate platforms and reefs in foreland basins: controls on stratigraphic evolution and platform/reef morphology / S.L. Dorobek // Stratigraphic evolution of foreland basins: SEPM Special publication. - 1995. - № 52.
19. Scholle PA. Carbonate depositional environment / P.A. Scholle, D.G. Bebout, C.H. Moor et. al // AAPG Memoir. - Tulsa, Oklahoma: AAPG,
1991. - V 33.
№ 5 (16) / 2013
252
Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ
20. Яншин А. Л. Структура палеозойского подсолевого комплекса северо-востока Прикаспийской впадины / А. Л. Яншин,
Ю.А. Волож, И.Н. Капустин и др. //
Изв. АН СССР. - 1977. - № 11. -(Серия «Геология»).
21. Пантюшев Ю.А. Перспективы нефтегазоносности Енбекско-Жаркамысского поднятия восточного борта Прикаспийской впадины / Ю.А. Пантюшев. - Алматы: Геоинжиниринг, 2010. - № 2 (9).
22. Нефтяные и газовые месторождения СССР: справочник / под ред. С.П. Максимова. - Кн. 1: Европейская часть СССР. - М.: Недра, 1987.
23. Белонин М.Д. Геологическое строение и оценка перспектив нефтегазоносности Северо-Каспийского региона / М.Д. Белонин,
A. И. Димаков, Н.С. Окнова // Геология регионов Каспийского и Аральского морей. -Алматы: Казахстанское геологическое общество, 2004.
24. Журавлев B.C. Сравнительная тектоника экзогональных впадин Русской платформы /
B. С. Журавлев // Тр. XXII сессии МГК: докл. сов. геол. - М.: Наука, 1964.
25. Золотов А.Н. Прогноз нефтегазоносности подсолевого комплекса Прикаспийской впадины / А.Н. Золотов, Н.А. Крылов,
В.П. Авров и др. - М.: Труды ИГиРГИ, 1989.
26. Мазарович А. О. Строение юго-востока Восточно-Европейской платформы (Прикаспийская впадина). Каспийское море / А.О. Мазарович. - М.: МГУ, 2006.
27. Соколов В.Л. Историко-геологическая модель и главные зоны нефтегазонакопления Прикаспийской впадины / В. Л. Соколов // Труды МИНХ и ГП. - М.: МИНХ и ГП, 1985. -Вып. 190.
28. Сюндюков А.З. Литология, фации
и нефтегазоносность карбонатных отложений / А.З. Сюндюков. - М.: Наука, 1975.
29. Фотиади Э.Э. О крупных элементах тектоники юго-востока Европейской части СССР / Э.Э. Фотиади // Труды ВНИГРИ. -М.: ВНИГРИ, 1956. - Вып. 96 - 4.1. -(Новая серия).
30. Хачатрян P.O. Тектоническое развитие и нефтегазоносность Волжско-Камской антеклизы / P.O. Хачатрян. - М.: Наука, 1979.
№ 5 (16) / 2013
