CC BY
89
УДК 553.98.041:551.247.1 (547.12) http://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-4-27-42
солянокупольная тектоника и нефтегазоносность восточного борта Прикаспийской впадины по данным геофизических методов исследований
Дулат Калимович АЖГАЛИЕВ1* Рим Абдуллович ВАЛИУЛЛИН2** Акмарал кенесовна ГАББАсоВА3*** серик Мухамбетович ИсЕНоВ4****
1НАО «Атырауский университет нефти и газа им. Сафи Утебаева», Атырау, Республика Казахстан 2Башкирский государственный университет, Уфа, Республика Башкортостан, Россия 3ТОО "Green Production", Алматы, Республика Казахстан 4ТОО «Геомедж KZ», Алматы, Республика Казахстан
Аннотация
Актуальность. В региональном отношении невысокая степень изученности и неоднозначная оценка перспектив нефтегазоносности надсолевых отложений восточного борта Прикаспийской впадины обуславливает необходимость поиска и уточнения закономерностей распространения перспективных локальных объектов в разрезе солянокупольных структур. В надсолевом комплексе выявлен ряд крупных месторождений нефти и газа, что свидетельствует о его высокой перспективности и необходимости поиска резервов для увеличения темпов и эффективности добычи сырья при наличии общих благоприятных геолого-геофизических предпосылок и высоких товарных характеристиках добываемой продукции. С учетом состояния изученности и региональной тектонической характеристики палеозойского подсолевого, соленосного и надсолевого комплексов отложений дальнейшее изучение и обоснование особенностей солянокупольной тектоники с позиции уточнения перспектив нефтегазоносности соляных куполов и наращивания запасов нефти и газа представляет широкий практический интерес и является актуальным. В условиях существенной дифференциации территории по степени изученности резко возрастает роль применения новых методов и инновационных «подходов» по уточнению морфологических особенностей солянокупольных структур и подготовке на них локальных объектов, представляющих нефтегазопоисковый интерес.
Цель работы - детальное рассмотрение региональных особенностей бассейна соленакопления и характера ограничения соли в разрезе восточной части Прикаспийской впадины на основе уточнение морфологических особенностей строения соляных куполов, характера проявления и закономерностей нефтегазоносности в подсолевом палеозойском и надсолевом комплексе.
Методы исследований. С учетом последних результатов поисковых исследований уточнена характеристика пространственных взаимосвязей нефтегазоносности солянокупольных структур с тектоникой палеозойских отложений, использована статистика по всем соляным куполам восточного борта с выделением структур с месторождениями, перспективных структур, отмеченных прямыми признаками и показаниями продуктивности в рамках принятого нефтегазогеологического районирования. Т. к. ранее не исключалась возможность принципиального отличия в характеристике залегания соляных куполов восточного борта в сравнении с южным бортом Прикаспийской впадины. Выполнен анализ строения восточного борта с привлечением опыта проведения новых нетрадиционных методов и инновационных методик. Рассмотрена методика на основе ударно-волновой тектоники с использованием результатов дешифрирования космических снимков и наложения зон с влиянием гигантских кольцевых структур, а также сейсмические исследования на базе новой технологии обработки данных сейсморазведки 3Б (Мультифокусинг и Дифракционный мультифокусинг).
Результаты исследований. В надсолевом комплексе выделены районы с высокими перспективами нефтегазоносности, оценка которых выполнена с учетом критерия изученности и влияния региональных особенностей в тектонике восточной бортовой зоны. Приведены результаты сравнения выполненного анализа и фактических данных с ранее полученными результатами на основе методики ударно-волновой тектоники. С учетом особенностей залегания крупных объектов в подсолевом и надсолевом комплексе обоснованы возможности для эффективного применения новой технологии обработки данных сейсморазведки 3Б. Обоснован высокий углеводородный потенциал восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины за счет
Ийи1а1^Ь|да1^@дтаН.сот "valra@geotec.ru "gabbassova_87@mail.ru ""s.issenov@mail.ru
резерва слабоизученных и неразведанных соляных куполов и возможностей успешного применения новых методов в уточнении морфологии и детальности соляных куполов.
Выводы. Перспективы дальнейших поисков связываются с соляными куполами на большей части Шубаркудук-Акжарской (северная, центральная и периферийная полоса южной части), юго-восточной части Сагизской и Уильской, а также восточным сегментом Матенкожа-Индерской зон нефтегазонакопления. Обоснованные подходы в методике постановки поисковых работ с опорой на геофизические виды исследований позволяют высоко оценивать перспективы обнаружения новых месторождений и последующее изучение соляных куполов на данной основе.
Ключевые слова: поисковые работы, Прикаспийская впадина, восточный борт, солянокупольная структура, надсолевой и подсолевой комплексы, геофизические исследования, обработка и интерпретация данных, перспективы нефтегазоносности, месторождения, нефть и газ.
Процессы формирования одного из распространенных видов дисгармоничных дислокаций осадочного чехла, обусловленных крупномасштабными перемещениями масс соли, получили название соляной тектоники [1, 2]. Классическим районом проявления соляной тектоники является Прикаспийская впадина, а также ряд осадочных бассейнов на территории Казахстана и зарубежных стран (Сырдарьинский, Шу-Сарысуский бассейн, Польско-Германская впадина, бассейн Мексиканского залива и др.).
Прикаспийская впадина является главным нефтегазоносным бассейном Казахстана, занимает значительную территорию площадью свыше 650 тыс. км2. Из общей площади 1/4 часть впадины на северо-западном и северном обрамлении располагается на территории Российской Федерации [3, 4]. На южном обрамлении часть Прикаспийской впадины занята акваторией Северного Каспия. Углеводородный ресурсный потенциал определяют залежи двух основных комплексов в подсолевых и надсолевых отложениях.
Кунгурский солеродный бассейн Прикаспия характеризуется развитием более чем тысячи соляных куполов, солянокупольных структур. Практически многие из них оказывали существенное влияние на формирование, размещение и сохранение залежей углеводородов (далее - УВ) в перекрывающих отложениях надсолевого комплекса.
Изучение солянокупольных структур Прикаспийской впадины берет начало с 1899 г. с получением фонтана легкой нефти на площади Карашунгул в Эмбинском районе. В последующем получены притоки нефти и газа на куполах Каратон, Искине, Новобогатинск (южная часть Прикаспийской впадины). Промышленные кондиции залежей на солянокупольных структурах подтвердились с открытием в 1911 г. месторождения Доссор [5].
Принципиальные особенности залегания соленос-ных толщ и изученность солянокупольной тектоники Прикаспийской впадины. В принципе, соляной купол представляет собой куполовидную или брахиантикли-нальную складку, ядро которой сложено соляным телом и обусловлено движением и внедрением соленосных пластичных масс в купол. Формирование купола, вероятно, является результатом разности плотностей соли и вмещающих осадочных пород. Вследствие этого вышележащие пласты приподняты, частично отжаты, срезаны и разбиты, что приводит к образованию сильно выраженных морфологически особенных форм и осложнений.
Отметим еще ряд признанных принципиальных особенностей в строении и распространении соленосных
толщ. Так, в своей основе возраст соленосных толщ в мировом масштабе варьирует в широком стратиграфическом диапазоне (венд-кембрийский, девонский, перм-ско-триасовый, позднеюрский и олигоцен-миоценовый). Почти все области соляной тектоники являются промыш-ленно продуктивными и содержат значительные скопления УВ, представляя часто крупнейшие нефтегазоносные бассейны мира. В зависимости от положения относительно купола залежи нефти и газа на локальном уровне могут быть прикупольными, межкупольными, более погруженными подкарнизными и комбинированными, имеющими в своем составе залежи, приуроченные к своду и карнизу соли [4]. Нередко солянокупольные структуры, содержащие скопления нефти и газа, в плане соответствуют крупным по площади структурам в подсолевых палеозойских отложениях. В этом случае соленосные толщи могут одновременно играть роль высокоэффективных флюидоупо-ров (покрышка) и предохранять вероятные нефтегазовые залежи от миграции и расформирования (на примере месторождения Хасси-Рмель в Алжире). Чаще всего области развития солянокупольных структур возникают в условиях межгорных впадин и краевых прогибов. По контуру развития солеродного бассейна возникают тренды региональных тектонических нарушений [2].
Купола появляются в результате вытеснения подземным давлением огромных соляных масс вдоль тектонически ослабленных зон, явившихся результатом влияния разломов. Соль, благодаря высокой пластичности, под давлением образует штоки и купола высотой в несколько километров. Нефть и газ часто попадают в пришто-ковые «ловушки» в пластах горных пород на контакте с соляным куполом. Таковым характеристикам отвечают соляные купола в разрезе Прикаспийской впадины, бассейнов Украины, Восточной Сибири (низовья р. Хатанги), участка Уральской складчатой системы и прилегающих районов.
Активным изучением соляных куполов отмечался период до 1960-1970-х гг. Изучению строения и не-фтегазоносности соляных куполов посвящены труды Г. Е.-А. Айзенштадта, П. Я. Аврова, Э. К. Азнабаева, Л. Ф. Волчегурского, Р. Г. Гарецкого, И. М. Губкина, М. Д. Диарова, В. С. Журавлева, Н. А. Калинина, Л. В. Ка-ламкарова, М. П. Казакова, Ю. А. Косыгина, Н. В. Неволина, С. У Утебаева, В. Е. Хаина, А. Л. Яншина и др. Данный период характеризуется также обоснованием различных вариантов классификации соляных куполов Эмбинской
Рисунок 1. Схема нефтегазогеологического районирования надсолевого комплекса восточного борта Прикаспийской впадины (Карта нефтегазоносности надсолевого комплекса Прикаспийской впадины; КазНИГРИ, 2012): 1 - локальные структуры (соляные купола» 2 - месторождения УВ (1 - Жаксымай, 2 - Шубаркудук, 3 - Сайгак, 4 - Караганда, 5 - Кумсай, 6 - Бозоба, 7 - Кенкияк, 8 - Кок«иде, 9 - Башенколь, 10 - Ащиколь, 11 - Кардасын Северный, 12 - Аксай, 13 - Шокат, 14 - Сарыкумак, 15 - Копа, 16 - Каратюбе Южный, 17 - Шоба, 18 - Акжар, 19 - Каратюбе, 20 - Таган Южный, 21 - Жубантам); 3 - отдельные характерные локальные структуры с прямыми признаками и показаниями УВ (а - Егизкара, б - Мортук, в - Коздысай, г - Левите, д - Курсай, е - Санкубай, ж - Кобланды, з - Кабысколь, и - Караулкельды); 4 - контуры зон нефтегазонакопления: I - Шубаркудук-Акжарская, II - Сагизская, III - Матенкожа-Индерская, IV - Уилская; 5 - линия А (региональный профиль Акжар-Кожасай-Алибекмола); 6 - линия Б (региональный профиль Караулкельды-Алибекмола Листочная); 7 - участки максамальноио расширения и разуплотнения, наибольшего сосредоточения запасов УВ, выявленные в результате наложения контуров трех гиаблем Западного Ка захстана - С еверокаспийско -Горноманги стауская, Актюбинская и Бозашинская кольцевая структура (по Б. С. Зейлику, 201 8 г.)
Figure 1. Scheme of oil-and-gas geological zoning of the supra-salt complex of the eastern side of the Peri-Caspian depression (Oil-and-gas content map of the supra-salt complex of the Peri-Caspian depression; KazNiGRi, 2012): 1 - local structures (salt domes); 2 - HC fields (1 - Zhaksymay, 2 - Shubarkuduk, 3 - Saigak, 4 - Karaganda, 5 - Kumsay, 6 - Bozoba, 7 - Kenkiyak, 8 - Kokzhide, 9 - Bashenkol, 10 - Ashikol, 11 - Kardasyn North, 12 - Aksai, 13 - Shokat, 14 - Sarikumak, 15 - Kopa, 16 - South Karatyube, 17 - Shoba, 18 - Akzhar, 19 - Karatyube, 20 - South Tagan, 21 - Zhubantam); 3 - separate characteristic local structures with direct signs and indications of HC (a - Egizkara, b - Mortuk, c - Kozdysai, d - Levite, e - Kursay, f - Sankubai, g - Koblandy, h - Kabyskol, i - Karaulkeldy); 4 - contours of oil-and-gas accumulation zones: I - Shubarkuduk-Akzharskaya, II - Sagizskaya, III - Matenkozha-Inderskaya, IV - Uilskaya; 5 - line A (regional profile Akzhar - Kozhasay - Alibekmola); 6 - line B (regional profile Karaulkeldy-Alibekmola Vostochnaya); 7 - areas of maximum expansion and decompaction, the greatest concentration of HC reserves, revealed as a result of the contours overlap of three craters of Western Kazakhstan -the North Caspian-Gornomangistau, Aktyubinsk and Bozashinsky ring structure (according to B. S. Zeylik, 2018)
области в южной части Прикаспийской впадины, в основе которых - зависимость типа купола от положения в соленос-ном бассейне и вмещающей структуре (Н. А. Калинин и др.).
Начиная с периода 1970-х гг. Прикаспийская впадина одновременно с этим характеризуется активизацией поисковых работ на изучение внутреннего строения ине-фтегазоносности нодселевых палеозойских езложений.
Относительнонедавний «совноский» тс°>иод иоуче-ния еакономерностсм ]зан]асодс^в^яи просноза слопле-ний струутарах Д^]зс^нтуни1т^1ттй
впадины многих оте иесве-
дсвцтеиеВ (Х. Б. Абилхасимов.А. А. Аккулов,— лаков, 31. Бв БукекбиБв, Э. С. Ввцалевокий, Ю. XV. Волон, И. Б. Даль ян,Т.Н. Джум агалиев, ЕЖ. Жолтасо,С. М. Исенов, С. Г. Картмов, Ф. 0С. Кутныше^, .А.. В. Мат^евиа, ИТ С. Бб-рядчиков, В. М. Пилифосов,М С. Трохименко, О.С. Тур-кова.А. Т. Урдабоав.С. Б Утвоалиев, Л. СоШеслипероха, И. Ю. Шнейдер и °р.) .
Особенуости регионального страения вовточной бортавой зоны Прикаспийской впадины. Прогноз не-тегазоносности в пределах восточной бортовой зоны Прикаспийской нредполагаеткомплексное из-
^]^]носрз]а стнянок)шальной тектзники ифпр-миревания ^;о^оосп,анедоз сдотношесил пзтим
региональной структуры нижезалегающей палеозойской толщи и образованных в результате активных тектониче-скы подвижек структурных иморфологически выражыл-ныкдислокацмй ы надмолвдых отло жениях. Имеет значение и объем ааиныо.нанопозоные зд весь период ианиенно здо лянокоо^а^льис^^ дрктонини, котордю 1^с^>ноа ]е^1еомхолом^ь
в качестве основополагающего фактора, характеризующего промежуточную часть разреза между подсолевыми и над-солевыми отложениями. Восточная бортовая зона Прикаспийской впадины в сравнении с южной бортовой зоной, характеризующейся более высокой степенью изученности нсхсотовой части разреза, сиотемным сишением и опдоде-лениом факторо ь; не фтеготонос нос ти пpтмигaвхсхтcямeу ее издв[онно й, крмо ласт и з.ении дну треннесо с трз^^1^ид, так и определенидтоороцикоонз объ-отов в
р аз ре зе оoтяныхкдннуот.B соотвоастоии с пердутстивны м нeMхeraум»вoлoгистхким дхпрниpхдхниeм (КвсНЖРИ, 20- 2) пан-д солевому квмелексу знечитовьнвя тереив-вия оваточнеао вв-вмления остается пракоичеассинс а^^ун^н-ной аорбокам .уренеем (рихЛ).
Сбором форсирывуннтио уо^енши елроанин с отвы-шения атситни детализации зо^еаозкннын ал слижными уаловисми с^о^рразования ос^^]^:р[е^ес^^ре[и:з, второй р^ауп еовИ]еавлиеыР1Рдиснокации в недаувольнай л асаиаа ркк -Туры) НанаЩИЙ ИУСРИИИ(!ИИ1^]^И01^г^И оооой исааеуаль-ных задач является определение наиболее эффективных методов и новых технологий. Эти методы и технологии должны аноспачотъ существеонос ооeышынue кычентва бЗрбpсжeоeя ноeЮынeуотмpоeпнпe, сююпелиОехоалзрпнти розреоа ю мхофррoгuчecаооoеобeннocmeй и н хтнеeнoн счете прогноз новых залежей УВ.
В целом особенности регионального строения на вос-поке Прккаыпиылыок владашлыовфедеочхтся положеыхем вытянутой в меридиональной ориентировке полосы Ура-сo-Kтлиeртлнкрлй, Р^ч^^^с^йдррй ]> Остансрдской системы в (рис 2) [6 -8].
ЮЗ А: Лк К ЖН Км Ал СВ
Рисунок 2. Принципиальный геолого-геофизический профиль восточного борта Прикаспийской впадины по линии Акжар-Кожасай-Алибекмола (по данным Т. А. Енсепбаева, 2010 г.) [5]: 1 - эвапоритовая толща; 2 - терригенные породы; 3 - карбонатные породы; 4 - турбидиты (карбонатные);5 - возрастные границы (определенные и неопределенные); 6 - разломы; 7 - углеводороды. Локальные структуры: Ак- Акжар, /7к-Лактыбай, К - Кожасай, Жн -Жанажол, Он - Куантай, Ал- Алибекмола
F¡нсrо с. Ротафа1 део1офса1 оп(1 geophттicуl ргоА1те^^Псе ос51ат вИе ofCУаУупrOasоiтуДауressiмт асопд IИеАкгйиг-КолЗ-саi-АМЬектаИ С Т. А.Е п йекоае л 20 10) С5 ]: 1 - е\/ зткгос э^а; 2 - оттдеп оиэ госкэ; о-, сагЬоп-(е гоыТу; 4 - turbidites
(сагЬоеа (е) ; 5-Бде N тйэ ов3 .г^еАп.ев Б- 7 - Иу.^о 1_осе I .(ги.е а^!^: 3 еа_ о°/, К^ Кое (паэас 7Ьп -
ZhуnсоВоl, К/; - К1^а-;о1;
Если рассматривать в комплексе особенности строения и формирования солянокупольных структур, то здесь немаловажное значение имеет исторически сложившийся характер в развитии поисковых исследований (рис. 1). Объемы поисковых исследований на надсолевые отложения на востоке Прикаспийской впадины с 1970-1980-х гг. были незначительными в связи с приоритетом в поисках и разведке новых крупных залежей УВ в подсолевых палеозойских отложениях [7, 8]. Впоследствии это обусловило некоторую неоднозначность в представлениях на региональный характер и закономерности размещения залежей нефти и газа в отложениях надсолевого комплекса.
Ранее с учетом имеющихся региональных закономерностей, интенсивности проявления и степени влияния соляной тектоники на формирование залежей УВ в пределах Прикаспийской впадины авторами было предложено и обосновано выделение в надсолевом комплексе трех округлых, параллельных обрамлениям бассейна контуров, областей (пояса А, Б и В) [4]. Одновременно учет степени активности проявления соляной тектоники и принцип палеофациаленого едиистца бассейна солепеепплк-ния позволили выделить, таким образом, три округлые области: А - область наименьшего развития соленосной толщи, представляющая в палеоплане краевую мелководную чоатл солеро°ногя бцссекиа, ойеасть раепрестра-поняя и развития средкна поразме]кам солянылкупалов, Ц - облксть, вьвдснениая в центреенисй нцееи бассрйна и онределяющак аннажениц сигтнасцимто р азмерам купи-к oie а нымнатых е«оторвнниых»С соляиых пее-т
В свясп е этим и о учетом обосновапныяк работе рс-гиоааианых зaцонoмepнасrгтИ аля нсеИ ПрикаcниИскoй впадины следовало бы прогнозировать в определенной степени возможности их проявления и в условиях ее алцтояаoЦ бамтовпн насти. СН-аем н с^ц^^к^е наржнакиив нeфтсаa-ап(Эcнocаи трсякыиои бортовой части Epra^-
спийской впадины следует учитывать прежде всего степень изученности, которая в сравнении с южной частью впадины значительно ниже. Исторически сложилось так, что размещение поисковых работ на изучение надсолевых отложений не характеризовалось региональным охватом всей восточной бортовой части впадины в силу объективных причин и усилением изучения подсолевых отложений в связи с открытием в них месторождений Жанажольской группы (Кожасай, Урихтау, Жанажол и др.) [3, 7]. Часть месторождений в надсолевых отложениях была открыта попутно в процессе изучения разреза подсолевых отложений.
При анализе региональных построений видно, что в силу своих отличительных особенностей формирования и преобразования бортовой зоны на востоке Прикаспийской впадины полоса выклинивания соли в традиционном представлении контуров ограничения соленосной толщи в виде выклинивания отсутствует. В условиях южного борта впадины данная область (область А) характеризуется преимущественно пластообразным залеганием соли, ив ней насейсмических материалах практически четко фиксоруетая кинияолжликпхкния сиси (иис. Л).
Возможно, что фрагменты краевой полосы развития соли на востоке Прикаспия были расформированы и рассредоточены в процессе дальнейшего преобразования всалкеной бортов,4 злны баслейнаосадконткиилекия. чибо счлертдакш россейч и лостоено° ккети баслийна бык «ччезае» вслерлтлие оеотаниче ских процюсов в ме-родеоаалнотП полеос Урала-КакпиктинвкхЫ, ^щлоыйы ой и ОсяансхылкаЧ рл зломов.вдоль которых участ-
ки земнол коры к топкоку бокло нaдвииыоы кх чосточную окраило ПлнклишИсннпе блесeрнх ocропхылкoплeния Зрит, н, пд.
Учитывая данный особенный характер проявления соленосной нотисы, следуел. очелидно, лочррактирюкать ранее выдоек^ые л рт^те,3 ] щэе.лхкржениял поымeр-
Рисунок 3. Геолого-геофизический (временной) разрез по линии Биикжал-Равнинная южного обрамления Прикаспийской впадины (по данным Г. В. Воронова, 2019 г.). Отражающие горизонты: 1 - подошва мела III; 2 - подошва юры V; 3 - кровля соли VI; 4 - кровля докунгурских отложений П,; 5 - кровля среднего карбона П2; 6 - горизонт в низах нижнего карбона П21; 7 - горизонты в толще и на границе нижнего карбона П2Д и верхнего девона П3. Локальные площади: Бж- Биикжал, Уш - Ушмола, Рв - Равнинная Figure 3. Geological and geophysical (time) section along the Biikzhal-Ravninnaya line of the southern framing of the Peri-Caspian depression (according to G. V. Voronov, 2019). Reflecting horizons: 1 - base of the Cretaceous III; 2 - base of the Jurassic V; 3 - roof of the Salt Vl;4 - roofof the pre-Kungurian deposits Pn5-roofof the middleCarboniferous P2; 6 - horizon at the bottom of the Lower Carboniferous P21; 7-hopize ns ¡-the strata ant atfho boundary о f thsLower Corbesbereas P2D and Upper Devonian P3. Localareas:Bzft - В ¡¡kzhal, Ush -UsIrmoIa, Rz- Ravmnsa^
Рисунок 4. Геолого-геофизический разрез по линии Караулкельды-Алибекмола Восточная (по данным Г. В. Воронова, К. М. Таскинбаева) [1]. Локальные площади: КК - Караулкельды, Кр - Кырыккудук, Кн - Кенкияк, МВ - Мортук Восточный, Ал - Алибекмола, АВ - Алибекмола Восточная
Figure4. Geological and geophysical section alongthe Karaulkeldy-Alibekmola Vostochnaya Une (according to G.V.Voronov, K.M. TaskiuVksn) (1 ]. Hoca1 areaoi КК - Kataulkeldy, Kr - Kyr^kuduk, Kn - Kenldyak, MV - Mortuk Vos^^i^chn^^, AI - Alibe^r^ola, A\/-Alibekmola Vostoc^^r^^^i^
но схожем и однообразном развитии по контуру Прикаспийской впадины концентрических зон А, Б и В, в особенности характера прослеживания зоныА на восточной части ападины. Речь здесь идето внешней краевой округлой зоне А, для котзрой должно быть харзкуурнв прои-мущестзенно пластовресоабоиорушеуное заазелние соле-носной оулщп и отчоситкньчн ио^'^^чл-^^^те I! стлуктурном плнне и енаборисноцуроветшые солрнно текавне^^йУ пр-к альные поииятия. На востоке в прибортовой полосе зона А, по всей видимости, не выделяется. По крайней мере, с учетом достигнутого уровня изученности и разбуренно-с тисонинокупольных структур. В связи с этим для вос-точнойбортовой зоны будут характернылокальные поднятия и структуры с различным характером экранирования, осложненные высокоперспективными объектами, представляющими повышенный интерес для постановки де тальныхпоисковых работ.
Таким образом, уточнение данной особенности бассейна галокинеза по всей площади развития предопределяет одну из главных черт процесса формирования соленосной толщи в разрезе восточной части (борта) Прикаспийской впадины. В контексте более детального рассмотрения особенностей бассейна соленакопления в пределах восточной краевой части Прикаспийской впадины в данной статье авторами поставлены следующие основные цели:
- с учетом такого «нестандартного» характера ограничения соли уточнение морфологических особенностей строенася еоляных куполов в роз]аезе восаоиносо борт а лкадины, пнссейно осерчнлакоплерпй;
р епннке хлроктнрт лртярнение ннйтегазонобпаити по всиму размер вослроной Нырповой ноны (подволлвтй налеаенйский и оодоплевой компуснзы) изпрев -
тврероевyющуй танинемерносесб, а тзпже вы aегыорибевий анализ;
- выяснение и уточнение связи ЗНГН в подсолевом палоотойском т нодсооевом ]симпсгкне в снавнении с характером данной связи в разрезе южного сегмента Прика-соийото0 ВНТДУНЫ.
Анализ пространственного распространения продуктивности соляныхкуполов на востоке Прикаспийской впадины. Всего в пределах восточного борта Прикаспийской впадины в надсокевых отложениях открыто 21 месторождение УВ. Среди них выделяется группа относительно крупных по масштабам залежей нефти и газа Кенкияк, Каратюбе, Акжар, Кокжиде, Копа, Саркрамабас, Башенколь и др. (около 14 месторождений) (табл. 1). По имеющимся данным в общую выборку локальных объектов также включена 31 солянокупольная структура, на которой выявлены прямые признаки и имеются показания нефтегазоносности практически по всему разрезу надсо-левой толщи (табл. 2).
Таблица 1. Наиболее характерные и значимые месторождения в надсолевом комплексе восточной части Прикаспийской впадины
Table 1. The most typical and significant deposits in the supra-salt complex of the eastern part of the Peri-Caspian depression
Месторождение P2 T J K Всего залежей (горизонты)
1. Шоба T2 4
2. Караганда T1 J2 8 (3 - Т„ 5 - J2)
3. Сайгак T1 10 (8 - P2, 2 - T,)
4. Каратюбе Южный 1
5. Акжар J1 J2 5 (1 - J„ 4 - J2)
6. Кумсай J2 1
7. Кокжиде J2 7 (4 - T, 3 - J2)
8. Кенкияк T1 J1 J2 K1 9 (1 - P2, 2 - T„ 1 - J„ 3 - J2, 2 - K1)
Таблица 2. Перспективные солянокупольные структуры с различным соотношением продуктивных свит по возрасту отложений Table 2. Prospective salt-dome structures with different ratios of productive formations by sediment age
Варианты нефтегазоносных структур и продуктивности свит
Количество структур
Процент от общего числа
1. Продуктивны только отложения Р2/РТ/Т
2. (Р2 + РТ + Т) + J + К
3. Юра + мел
4. Иные различные соотношения продуктивных свит Всего выборка с перспективными структурами
A. Продуктивны только отдельно J или К
Б. Продуктивна средняя юра J2 при различных сочетаниях продуктивных свит
B. В сочетании с продуктивностью неогена Число месторождений в выборке
Локальные структуры с прямыми признаками или показаниями нефтегазоносности в выборке
4 8 16 24 52 10 39
1 21 31
8 15 31 46 100 19 75
2
В этом отношении характерно, когда в разрезе локальных структур нефтегазоносны и имеются прямые признаки в отложениях верхней перми или пермотриаса, триаса, юры и мела, т. е. когда стратиграфический диапазон продуктивности максимален (8 структур, или 15 % от общего числа нефтегазоносных объектов). В разрезе 16 структур нефтегазоносны только отложения юры и мела (31 %). На четырех структурах продуктивны только отложения верхней перми/пермотриаса/триаса (8 %). При различных сочетаниях нефтегазоносных свит в разрезе 39 структур (75 %) оказались продуктивны отложения юры. При этом во многих случаях (27) отмечена продуктивность средней юры. На одной структуре - Егизкара - в крайней западной части восточного обрамления выявлены признаки продуктивность в отложениях неогена, которая расположена в контуре и принадлежит к самой внутренней округлой солянокупольной области (зона В). В разрезе данной структуры также имеются показания на продуктивность средней и верхней юры, нижнего и верхнего мела (рис. 1).
В практическом отношении непосредственно условия и характер залегания соляных куполов предопределяют и формируют основные задачи важнейших методов и направлений изучения по их выявлению и детализации. При этом последовательность решения геологических за-
дач, связанных с прогнозом нефтегазолокализующих объектов в разрезе солянокупольных структур, предполагает два основных этапа:
- 1-й этап: гравиразведка и комплексирование с данными структурного и картировочного бурения;
- 2-й этап: сейсморазведка МОВ, ОГТ и глубокое бурение.
Принципиально залежи нефти и газа занимают благоприятные участки в покрывающей их антиклинали, в пластах, ограниченных боковой плоскостью соляного купола, а также в разрезе выщелоченных кавернозных пород кровельной части (кепрок).
На аэрофотоснимках и материалах дистанционного зондирования Земли соляные купола выявляются по совокупности элементов ландшафта (характер проявления растительности, почвенного покрова и др.). Этому сопутствуют результаты проведенных в комплексе геоморфологических исследований, геолого-структурной съемки и карти-ровочного бурения. Несомненно, важнейшее значение в данном процессе занимают геофизические исследования, в особенности сейсморазведка в различной модификации.
Относительно несложно условия залегания соляных куполов определяются при помощи гравитационных методов изучения. Значение силы тяжести понижается в зонах
активного развития солянок)шольных структури. такнм образом, являетсобойнаибртке велтьый поиесовыо ер-стерий.
Элект рометричсолиемеьоды писс^т^^и^о^ ^шс^ кткже пси-роко приманимы при ралсенли еадач усочоеоля стыоеиия и морфологических оиоОьнностей ррзвиеия оаляныс иеу-полов. В сводовсКчеыти руппле, ысак правила, нтКодедстт-ся поле с повышенными значениями кажущегося сопро-
тивления. Харчктеристткаи оч ертавио линий кажущего-спсяпротивления ч ачастую мягитдить п-едставление о форяе отдолянып Слосов 1гуволп, ппложении грабеновых т готстовых участков.
Новыч яодисчы, мтиоды и технологии изучения стсоения.мярфоиоеии и нефтегтяонтгности соляноку-польных структур. Использование новых методик иссле-
Рисунок 5. Схема расположения гигантских кольцевых структур на территории Западного Казахстана, построенная на основе дешифрирования космических снимков; демонстрирует результат взаимного наложения Северокаспийско-Горномангистауской, Актюбинской и Бозашинской гиаблем (по|Б. С. З!{;11лт<т/', 201Л? г) [9]: 1 - центральный эллипс Северокаспийско-Горномангистауской кольцевой структуры! и радиальные разломы1, контролирующие русла крупные рьены; 2 - номера концентрических площадей (зон),опоясыывающих центральный ¡эллипс; 3 - внешний! контур фрагментов кольцевого вала структурыы,погребенной под юрскими и меловыми осадочными отложениями; 4 - фрагменты эллипсовидного контура, определяющего границу области влияния Северокаспийско-Горномангистауской гиаблемы, за пределами которого русла рек Волги, Урала и Эмбы отклоняются от линий простирания, свойственных их нижним течениям; 5 - контуры трансплатформенного глубинного разлома; 6 - восточная часть контура Прикаспийского нефтегазоносносго бассейна; 7 - центры Актюбинской (А) и Бозашинской (Б) гиаблем; 8 - номера концентрических площадей (зон), Актюбинской и Бозашинской гиаблем в направлении от центра к внешним границам структур; 9 - профиль ГСЗ Челкар-Макат; 10 - территориальный блок наивысшей перспективности, место взаимного наложения зон разуплотнения пород трех кольцевых структур (нефтегазоперспективная структура и месторождения Тенгиз, Кашаган); 11 - высокоперспективные для поисков месторождений УВ территориальные блоки двойного растяжения на всей площади исследования; 12 - малоперспективные и бесперспективные для поисков месторождений УВ территориальные блоки двойного сжатия на всей площади исследования
Figure 5. The layout of the giant ring structures on the territory of Western Kazakhstan, built on the basis of deciphering satellite images; demonstrates the result of the overlapping of the North Caspian-Gornomangistau, Aktobe and Bozashinsky craters (according to B. S. Zeylik, | 2018) [9]: 1 - the central ellipse of the North Caspian-Gornomangistau ring structure and radial faults that control the channels of large rivers; 2 - numbers of concentric areas (zones) encircling the central ellipse; 3 - outer contour of fragments of a ring arch of a structure buried under Jurassic and Cretaceous sedimentary deposits; 4 - fragments of an ellipsoid contour defining the boundary of the influence area of the North Caspian-Gornomangistau crater, beyond which the channels of the Volga, Ural and Emba rivers deviate from the strike lines characteristic of their lower reaches; 5 - transplatform deep fault contours; 6 - the eastern part of the contour of the Peri-Caspian oil-and-gas bearing basin; 7 -centers of Aktobe (A) and Bozashinskaya (B) craters; 8 - numbers of concentric areas (zones), Aktobe and Bozashinskaya craters in the direction from the center to the outer boundaries of the structures; 9 - profile of the DSS Chelkar-Makat; 10 - the territorial block of the highest potential, the place of mutual overlap of rock decompaction zones of three ring structures (oil-and-gas promising structure and the Tengiz, Kashagan fields); 11 - highly promising for HC exploration territorial blocks of double extension throughout the entire study area; 12 - unpromising for HC exploration territorial blocks of double compression throughout the entire study area
дования в сравнении с классическими подходами, в основе которых анализ и интерпретация данных, применительно к условиям изученности восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины в большей мере способствует выявлению дополнительных связей и закономерностей при прогнозе потенциально нефтегазоносных структур. В связи с этим авторами сделано сравнение с данными |Б. С. Зейлика | (рис. 5), полученными на основе ударно-волновой тектоники (далее - УВТ) с использованием результатов дешифрирования космических снимков и наложения зон с влиянием трех гигантских кольцевых структур (Северокаспийско-Горномангистауская, Бозашинская и Актюбинская гиаблемы) [9].
По результатам сравнения получена картина соотношения и соответствия зон с расположением фактических месторождений и перспективных структур с коричневыми участками (участки максимального насыщения углеводородами) по карте УВТ (1-1, 2-2, 3-3, 4-4, 5-5, 6-6, 7-7) [7]. При этом учтены возможные объективные погрешности, связанные с совмещением материалов и данных, полученных из разных источников.
С учетом привязки участков максимального насыщения УВ к месторождениям и перспективным структурам по схеме нефтегазоносности и соляных куполов (КазНИ-ГРИ) получается следующее. Из известных месторождений в стороне от зон насыщения остаются Шубаркудук, Таган Южный, Кенкиякская группа, зона Копа-Кардасын Северный, Каратюбе-Каратюбе Южное. Всего, таким образом, «в минусе» 10 месторождений.
Имеют отношение к участкам насыщения месторождение Жаксымай и 4 перспективные структуры с показаниями продуктивности и прямыми признаками УВ (1-1); Караганда и Егизкара, а также 5 перспективных структур (2-2). Также месторождение Жубантам и две структуры с признаками УВ (4-4); Шоба и 7 перспективных структур (3-3); два месторождения - Акжар и Аксай, три перспективные структуры (7-7). Всего «в плюсе» 7 месторождений и 21 перспективная структура.
Отдельно представлены участки насыщения 5-5 и 6-6, на которых месторождения и перспективные структуры с прямыми признаками и показаниями продуктивности не выделяются в связи с отсутствием по солянокупольным структурам данных бурения и кондиционных сведений по сейсмическим исследованиям.
Наряду с приуроченностью месторождений и структур к участкам насыщения имеет практическое значение распределение по территории объемов запасов нефти и газа. Предварительно можно отметить, что 10 месторождений («в минусе») по сумме объемов запасов намного превосходят таковые у 7 месторождений, которые оказались «в плюсе».
В сравнении с надсолевым комплексом ситуация с распределением палеозойских месторождений и их запасов не такая ясная в плане соответствия контуров известных подсолевых месторождений с перспективными зонами «насыщения УВ» гигантских кольцевых структур. В первом приближении в стороне от участков насыщения, т. е. «в минусе», остается зона крупных месторождений Жанажол-Кожасай-Урихтау-Трува Северная-Синельни-
ковская. И наоборот, совпадают с участками насыщения зоны месторождений Акжар Восточный и Алибекмола.
Следует отметить, что в концентрических поясах астроблем отдельные участки голубого цвета (рис. 5) нейтрального характера также могут представлять практический интерес, с которыми связывается распространение структур (объектов) с малыми запасами, невысокой или низкой плотностью запасов нефти и газа.
Еще одной важной особенностью восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины следует отметить предположительно распространенную и характерную связь нефтегазоносности надсолевых отложений с продуктивностью нижней палеозойской части разреза в условиях развития солянокупольной тектоники (рис. 6-8).
Очевидно, имеются все необходимые благоприятные предпосылки для существования в разрезе многих куполов условий для возможности вертикального перераспределения углеводородов на уровне различных комплексов отложений и свит [10, 11]. Так, нефтяная залежь в красно-цветных верхнепермских отложениях Каратюбе Южное с учетом условий залегания соляного купола предположительно образована за счет перетока УВ из нижней залежи в VIII пласте подсолевого скопления Акжар Восточный, приуроченного к сланцеподобным глинисто-карбонатным пластам - депрессионным аналогам КТ-11 и КТ-1 (рис. 7).
Имеется достаточно обоснованный пример аналогичного типа формирования скоплений УВ в надсолевых отложениях на солянокупольной структуре Кенкияк и прилегающих поднятиях, приуроченных к межкупольным зонам Кумсай и Кокжиде (рис. 6, 7).
В пользу высокой вероятности данного предположения также можно привести характерный и достаточно широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносных свит в разрезе восточного борта Прикаспийской впадины, во многих случая отмечается продуктивность доюр-ской части разреза (верхняя пермь, нерасчлененная толща пермотриаса, триас). Соответственно на многих куполах одновременно продуктивны отложения триаса и юры.
Примерами таких участков являются поднятия Кен-кияк, Каратюбе, Каратюбе Южное, Акжар и др., условия развития на которых свидетельствуют о формировании достаточно зрелых залежей в пределах солянокупольных структур [11, 12]. Высота и амплитуда соляных куполов в краевой части бассейна изменяется от 1200-1500 м на пересечении Караулкельды-Алибекмола Восточная до 2000 м к северу на пересечении Бактыгарын-Остансук (рис. 4, 5).
Соляные купола в восточной части Прикаспийской впадины в целом сильно варьируют по своим размерам. В одних случаях соляные купола очень мелкие по размерам и разделяются обширными мульдами. Также часто встречаются крупные соляные массивы, отличающиеся характерной ориентировкой в плане и гораздо меньшим размером прилегающих межкупольных зон. По всей Прикаспийской впадине различные типы солянокупольных структур выделяются в зависимости от степени влияния на их формирование различных геологических факторов и совместного влияния нескольких из них.
Распространены соляные купола непрорванного типа, в котором соляное ядро не прорывает перекрыва-
! " — ' 3 < 5 __*
Рисунок 6. Геологический разрез солянокупольной структуры Кенкияк и межкупольного поднятия Кумсай и схема вертикальной миграции скоплений УВ в подсолевых отложениях и последующего их латерального перемещения (составил О. С. Обрядчиков, 2018 г.): 1 - известняки светлые, органогенные, поздневизейско-раннебашкирского возраста; 2 - залежь нефти в нижнебашкирских карбонатах; 3 - ассельско-артинские терригенные отложения и обнаруженные в них нефтегазовые залежи; 4 - соленосные отложения кунгура, образующие соляные массивы; 5 - залежи нефти в надсолевых отложениях; 6 - пути миграции нефти и газа из залежи в нижнебашкирских известняках в нижнепермские и надсолевые отложения. Структуры: Км - Кумсай, Кн - Кенкияк, Кк - Кокжиде Figure 6. Geological section of the Kenkiyak salt dome structure and the Kumsay inter-dome uplift and the scheme of the vertical migration of HC accumulations in subsalt sediments and their subsequent lateral movement (compiled by O. S. Obryadchikov, 2018): 1 - light, organogenic limestones of Late Visean-Early Bashkir age; 2 - oil reservoir in the lower Bashkir carbonates; 3 - Asselian-Artinskie terrigenous sediments and oil-and-gas deposits discovered in them; 4 - Kungur saline sediments forming salt massifs; 5 - oil deposits in suprasalt sediments; 6 - oil-and-gas migration routes from deposits in the lower Bashkir limestones to the lower Permian and supra-salt sediments. Structures: Km - Kumsay, Kn - Kenkiyak, Kk - Kokzhide
6
ющие надсолевые отложения. Часто встречаются соляные купола прорванного типа, где соляное ядро прорывает надсолевой комплекс. Иногда рост соляного купола и общий региональный подъем приводят к размыву и денудации надсолевых толщ выше по разрезу. Это способствует выводу на поверхность соляного ядра и образованию размытого типа солянокупольной структуры. Выделяются отдельные типы структур в зависимости от глубины залегания соляного купола. Соответственно глубинам залегания выделяют неглубокий и глубинный тип структуры, когда кривая свода соляного тела залегает на глубине 300-700 м и свод находится на глубине 1500 м и более.
Для многих площадей восточной части Прикаспия характерно, что соляные купола состоят из соляного массива (штока) и надсолевой структуры, образованной куполообразно поднятыми над ядром породами, обычно разорванными сбросами. Формы и размеры соляных куполов раз-
личны, известны купола округлые, овальные и «неправильной» формы. Площадь соляного купола может составлять от 1 до 100 км2, высота изменяется от 50-100 м до нескольких километров. Углы наклона крыльев на солянокуполь-ных структурах изменяются в пределах 10°-70°.
При детальном изучении морфологии соляных куполов четко выделяются зоны или области с разной степенью прорыва надсолевого комплекса, крутизной соляных склонов и характером их наклона. Интенсивность соляного тектогенеза и степень прорыва надсолевого комплекса увеличиваются по направлению к центру Прикаспийской впадины, где выделяются наиболее крупные купола, в том числе купола-гиганты и «оторванные» в основании ди-апиры (соляные «ядра»). В этом отношении характерны зоны куполов Индер, Матенкожа, Кусанбай, Миялы, Сан-кубай, Сатимола, Челкар и др. В некоторых случаях соляные купола достигают доплиоценовой поверхности [13].
рисунок 7. структурная схема и схема формирования скоплений УВ в надсолевых отложениях зоны кенкияк и кумсай (составил о. с. обрядчиков, 2018 г.): 1 - скважины, вскрывшие отложения: а - подсолевые, б - только надсолевые; 2 - изогипсы кровли подсолевых отложений, км; 3 - контур залежи нефти в карбонатах башкирского яруса; 4 - контур соляного массива Кенкияк; 5 - залежи нефти в надсолевом комплексе: а - в пермотриасе, б - в юрско-меловых отложениях; 6 - линия разреза, 7 - направление миграции нефти Figure 7. structural scheme and a scheme of the formation of Hc accumulations in the supra-salt sediments of the Kenkiyak and Kumsay zones (compiled by o. s. obryadchikov, 2018): 1 - wells that penetrated the sediments: a - subsalt, b - only supra-salt; 2 - structure contours of the roof of the subsalt sediments, km; 3 - contour of oil deposits in carbonates of the Bashkirian stage; 4 - contour of the Kenkiyak salt massif; 5 - oil deposits in the supra-salt complex: a - in the Permian-Triassic, b - in the Jurassic-Cretaceous sediments; 6 - section line, 7 - direction of oil migration
В соответствии с перспективным нефтегазогеологиче-ским районированием надсолевого комплекса (рис. 1) выделяются Шубаркудук-Акжарская, Сагизская, Матенкожа-Ин-дерская и Уильская региональные солянокупольные зоны, представляющие самостоятельные зоны нефтегазонакопле-ния (далее - ЗНГН). Основные ЗНГН (Шубаркудук-Акжар-ская, Сагизская) в плане в большей степени соответствуют Сагизской, Эмбинской и Кенкиякской зонам - крупным структурным элементам первого порядка, выделяемым последовательно с запада на восток, в субмеридиональной ориентировке (В. А. Демидов, 1992 г.) [13]. Региональные закономерности распространения данных структур первого порядка определяются подъемом кровли фундамента с отметок 12-14 км до глубин 7-10 км, а также изменением плотности проявления и размеров соляных куполов. Площадь и размеры солянокупольных структур также варьируют между ЗНГН. Имеет значение морфология и плотность развития соляных куполов. От западных районов восточного обрамления (Хобдинская, Сагизская, Эмбинская зона) в направлении к краевой части на востоке впадины размеры куполов местами уменьшаются в 2-3 раза.
Более крупные по размерам и площади соляные купола определяют положение ловушек, в которых можно прогнозировать образование значительных объемов запасов нефти и газа, представляющих значительный прак-
тический интерес для постановки поисковых работ. Этим условиям отвечают, прежде всего, западные районы Шу-баркудук-Акжарской и Сагизской, а также юго-восточная и восточная части Уильской и Матенкожа-Индерской ЗНГН соответственно.
Очевидны определенная дифференциация территории по степени изученности, в особенности соляных куполов, и наличие значительных по площади районов, на которых солянокупольные структуры практически не изучены поисковым бурением, и их структурная основа базируется на результатах и построениях, выполненных по устаревшей методике подготовки локальных объектов. В этих условиях резко возрастает роль применения новых методов и инновационных «подходов» по уточнению морфологических особенностей солянокупольных структур и подготовке на них локальных объектов, представляющих нефтегазо-поисковый интерес.
В данном отношении необходимо отметить сейсмические исследования на базе новой технологии обработки данных сейсморазведки 3Б - Мультифокусинг (далее -МФ), направленной, в первую очередь, на повышение разрешающей способности отраженных волн за счет повышения соотношения «Сигнал/Помеха» и позволяющей существенно повысить качество сейсмического изобра-
жения среды в условиях развитой солянокупольной тектоники Прикаспийской впадины [14].
Так, на объектах восточного борта Прикаспийского бассейна ранее было получено сравнение стандартного глубинного куба PSDM и глубинного куба Post SDM на основе суммарного куба МФ. При этом глубинная миграция после суммирования (Post SDM) была выполнена с использованием идентичной глубинно-скоростной модели PSDM. Инновационная технология МФ в сравнении с МОГТ имеет ряд отличительных свойств, включая значительное увеличение статистического эффекта накапливания энергетически слабых сейсмических сигналов, учет локальной негиперболичности годографов отраженных волн, улучшающих качество сейсмического изображения на суммарном кубе МФ и сейсмической записи на улучшенных сейсмограммах до суммирования, сформированных по специальной опции МФ.
На глубинном кубе МФ+Post SDM значительно повышены качество прослеживания и вертикальная разрешен-ность сейсмической записи по опорным и вспомогательным отражающим горизонтам в подсолевом, надсолевом и соленосном комплексе в разрезе площади Кожасай в сравнении с кубом PSDM, полученным по стандартной технологии глубинной миграции до суммирования (рис. 9). В результате по улучшенным сейсмограммам МФ более четко выделяется грибообразный контур соляного купола, который ранее на кубе ОГТ имел трапециевидную форму. Также в значительной мере улучшены детальность и внутреннее стреение пелерзойских отложений карбонатно-терригеннргр срставапод срляным куполом, осложненным ампливудными тектоническими разломами (рис. 8). Отметтмтакже, что зтпосладаие 10 лет на результатах обработки сейсмических данных 2D и 3D с применением МФ на разных площадях Прикаспийской впадины было в знааительнойстепени улучшено выделение подкарнизных лоиушекУВ.
В сейсмическом волновом поче в слрчче с применением Дифракционного Мультнфокусинга (далее у ОМФ) формирование дифракционнчу состлдооющей евязано с наличием в среде локальных геологиуеоуих объектое или неоднородностей, в том ччсл е кочсакдов сооед с разломами или с другими слоями, зоч туещинечстовеи, ка-верно- и карстоообразования и др. При л том локааьчые амплитудные аномалии дифреечрооеннч1хвоарлякише коррелируются с основными параметрами коллекторов и дебитными характеристиками УВ, а совместный анализ полей отраженных и дифрагированных волн существенно повышает информативносеь ч результатилноотьсей-сморазведки в целом.
С другой стороны, в принципе, с ййетом данных подходов и новых методик исследований обесиечивдетсн существенное повышение инфортеат ивности и зффзкттщно-сти сейсморазведочных проектов, сдязаниые с задавами обоснования новых поисковый объектов ьразроье подсо-левых и надсолевых отложений Првждеосегл эоь
относится к солянокупольным струкеучьм, кототьее ттои-чаются сложным характером морио^с^к^оь^^^ис^ соляных тел и прогнозируемых вних чьковеиыа ледушек нефти и газа, а также распределением и плотностью проявления их по площади и разрезу.
Рисунок 8. Схема формирования надсолевого скопления нефти Каратюбе Южное (составил О. С. Обрядчиков, 2018 г.):
1 - фундамент; 2 - терригенные отложения девона-нижнего карбона;3 - тереггенны1е отложения среднего карбона-артинского яруса нижней перми; 4 - соль кун^/рского яруса; 5- нефтяной VIII пласт палеозойской залежз АюкарВосточный и ныфтяныые верянепермсрие гс еизрнты; 6а- раалчмы, 66 -чоны трещиновнаостч, Яс- канал миыррцииУВ
Figure 8. Scheme of the formation of the supra-salt accumulation of oil Karatyube Yuzhnoye (compiled by O. S. Obryadchikov, 2018):
f - foundation; 2 - terrigenous sediments of the Devonian - Lower Carboniferous; 3 - terrigenous sediments of theMidfie Saeboniteinrus - AbioaOian stage oftte Oowerdef—ian; f - -aO ot the Kungurian stage; 5 - the oil layer VIII of the Paleozoic Akzhar East deposit and o° UppetPermian horizons; 6a - °Bults, 6b- fraetuee zonns, 6c --sf cnoanel
На примере приведенных ранее новых методик изу-ченияирезультатових апробирования, очевидно,можно рассчитывать на благоприятные предпосылки, которые могут обеспечить«свежую струю» вмноголетние региональные геологические исследования перспективных зон в Прикаспийской впадине. Актуальность новых, с данной точки зрения, подходов существенно повышается в связи с увеличениемглубинностиисследований иусложнени-ем условий залегания средынаотносительно небольших глубинах, а также с учетом начала крупных региональ-ныхотраслевых проектов (Евразия) врегионе Западного Казахстана.
Какизвестно,сповышением глубинностиисследова-нийрезковозрастаютразличныериски геологического и технического порядка при сверхглубоком бурении. Это оптимальность технологий проводки скважин, сложные горно-геологические условия,связанныесособенностя-ми залегания соленосных отложений и аномальными значениями характеристикподсолевой палеозойской толщи и др. Вполне может быть, что перспективные палеозой-
ские структуры и объекты на больших глубинах следует выявлять внутри палеозойского комплекса, т. е. вначале нужно выделить энергетически слабые отражения, характеризующие внутреннее строение, где могут быть конусы выноса обломочного материала, карбонатные постройки и др. Отметим, что оптимальные методики поисков залежей нефти и газа в этих условиях, которые были бы самодостаточны и готовы к применению, еще не разработаны.
В историческом плане мы имеем сейчас продолжительный период изучения разреза осадочного чехла Прикаспийской впадины (более 30 лет). На нынешнем новом этапе изучения во изменение складывающейся тенденции повторения результатов в условиях отсутствия новых концептуальных идей и в противовес таким «перспективам» настало время активного привлечения принципиально новых технологий обработки старых сейсмоданных. В частности, дополнительная обработка данных по методике МФ после суммирования в значительной мере может повысить информативность сейсмических изображений, полученных на основе старых сейсмических материалов.
Выводы и рекомендации
1. Имеющаяся статистика по нефтегазоносности разреза надсолевых отложений и многопластовый характер месторождений УВ позволяют прогнозировать весьма широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносных свит на большей части восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины.
2. Характер нефтегазоносности надсолевых отложений позволяет предположить развитие на востоке Прикаспийской впадины двух основных концентрических областей со-леродного бассейна (зоны Б, В) и судить о наличии в определенной мере стратиграфического контроля продуктивности отложений надсолевого комплекса (зона Б). Значительная доля объектов, на которых подтверждена в различной мере продуктивность юрских отложений, среди всех перспективных структур в выборке (75 %) свидетельствует о значительном и нереализованном в полной мере потенциале и возможностях отложений надсолевого комплекса на остальной части восточного борта Прикаспийской впадины.
3. Значительный практический интерес в расширении перспектив нефтегазоносности разреза всей восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины определяет необходимость разработки специальной программы по оптимизации методики поисковых работ. Целью данной программы должно явиться изучение участков со сложным строением в надсолевых отложениях и акцентирование внимания специалистов научной и производственной сферы, нацеленных на решение основных задач поисков в зависимости от глубины залегания, классификации объектов нефти и газа и др.
4. Важно подчеркнуть необходимость проведения при поисковых работах широкомасштабных съемок 3Б-сейсморазведки новейших модификаций с опорой на поисковое бурение глубоких скважин и дополненные сква-жинные исследования (МА-ВСП, АК и др.), позволяющих
получать геологические модели, близкие к реальным условиям.
5. Углеводородный потенциал восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины может серьезно возрасти с учетом имеющегося резерва слабоизученных и неразведанных соляных куполов. Перспективной в данном отношении является большая площадь Шубаркудук-Ак-жарской ЗНГН, в особенности ее северная, центральная и периферийная полоса южной части. Отсутствие данных бурения и результаты сопоставления с данными по новым методикам (МФ, комплексирование материалов дешифрирования и анализ кольцевых структур и др.) позволяют связывать высокие перспективы нефтегазоносности с юго-восточной частью Сагизской и Уильской ЗНГН, а также восточным сегментом Матенкожа-Индерской ЗНГН. В условиях слабой изученности (бурение и новые модификации сейсмических методов) и разнообразия морфологических особенностей и форм соляных тел отдельным направлением исследований следует считать прогноз перспективных объектов в триасовой толще, связанных с подкарнизным залеганием. В этом отношении потенциал триасовой толщи представляется весьма значительным.
6. С учетом характеристики всех ЗНГН на действующих месторождениях размеры залежей и объемы содержащихся в них запасов, как правило, определяются площадями структур (ловушек). В связи с этим актуально дальнейшее изучение закономерностей в морфологии и формировании соляных куполов с применением комплек-сирования новых технологий бурения, геофизических исследований, включая современные методики сейсморазведки (МФ, ДМФ), методы дешифрирования данных дистанционного зондирования земли, а также высокоточные новые данные спутников «Каз8аЪ>. Следует продолжить разработку, опробование и внедрение инновационных технологий обработки и интерпретации данных сейсморазведки при изучении глубокозалегающих палеозойских горизонтов, от которых прежде и сейчас проблематично получить качественную сейсмическую запись.
7. Принимая во внимание важность повышения качества прогноза новых месторождений нефти и газа, полагаем, что практическое применение схемы ударно-волновой тектоники и наложения кольцевых структур Западного Казахстана и результатов интерпретации данных по ней будет способствовать уточнению и расширению представлений о модели регионального строения восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины в целом. Выражаем уверенность в том, что наращивание до необходимых кондиций степени изученности по площади восточного обрамления Прикаспийской впадины в перспективе предоставит возможность объективно оценивать практическую ценность и соответствие схемы (модели) наложения кольцевых структур и полученных при этом концентрических зон сжатия и растяжения закономерностям распространения месторождений и объемов запасов углеводородного сырья.
ЛИТЕРАТУРА
1. Воцалевский Э. С. О нефтегазовом потенциале надсолевых отложений юга Прикаспийской впадины // Известия НАН РК. Сер. геол. 2006. № 3. С. 35-42.
2. Журавлев В. С. Тектоника и нефтегазоносность Североморской и Прикаспийской впадин // Труды МИНХ и ГП. 1970. Вып. 90. С. 8-11.
3. Акчулаков У. А. Новая ресурсная база углеводородов Республики Казахстан и пути возможной их реализации // Нефтегазоносные бассейны Казахстана и перспективы их освоения: сб. статей и материалы науч.-практ. конф. «АтырауГео-2015», посвящ. 35 Междунар. геол. конгрессу в ЮАР Алматы: Казахстанское общество нефтяников-геологов, 2015. С. 21-29.
4. Ажгалиев Д. К., Каримов С. Г., Балабаева У. Ш., Курметов Б. К. Типичные модели строения залежей УВ в надсолевом комплексе Прикаспийского бассейна в связи с оптимизацией выявления перспективных объектов и размещения поисковых исследований // Нефть и газ. 2019. № 6. С. 69-84.
5. Куандыков Б. М. Геологи Прикаспия - Родине. М.: Недра, 1991. 91 с.
6. Ажгалиев Д. К. Уточнение модели строения подсолевой толщи восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 2019. № 6. С. 31-40. https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-6-31-40
7. Дальян И. Б. Формирование и размещение залежей нефти и газа в подсолевых отложениях восточной окраины Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1987. № 5. С. 31-35.
8. Соловьев Б. А. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехла Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1992. № 8. С. 13-18.
9. Зейлик Б. С., Баратов Р. Т. Новая технология прогноза нефтегазоносности в осадочных бассейнах мира // Нефть и газ. 2018. № 2 (104). С. 10-34.
10. Куанышев Ф. М., Шаягдамов Р. Ф. Теоретические аспекты прогноза нефтегазоносности солянокупольных структур юга Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1992. № 8. С. 12-13.
11. Обрядчиков О. С., Таскинбаев К. М. Особенности строения южной границы Прикаспийской впадины по геолого-геофизическим данным и перспективы поиска новых скоплений УВ // Bioscience Biotechnology Research Communications. 2019. Вып. 12 (сентябрь). № 5. С. 254-263.
12. Жолтаев Г. Ж., Сейдуллаев Б. К., Казбекова Г. К. Геолого-промысловые характеристики триасовых продуктивных горизонтов нефтяных месторождений на востоке Прикаспийской синеклизы // Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана: материалы междунар. науч.-практ. конф. КазНТУ имени К. И. Сатпаева (14-15 дек. 2005 г.). Алматы, 2005. С. 61-66.
13. Демидов В. А. Соляные купола восточной части Прикаспийской впадины и их нефтегазоперспективность // Геология нефти и газа. 1992. № 11. С. 3-7.
14. Исенов С. М. Проблемные вопросы и пути повышения эффективности сейсморазведки // Нефть и газ. 2021. № 2 (122). С. 47-75.
15. Каримов С. Г., Ажгалиев Д. К., Косназарова Н. Р., Алимжанова Г. Е. О комплексном подходе исследования к интерпретации данных сейсморазведки 3Д в зонах развития соляной тектоники // Известия НАН РК. Сер. геол. 2014. № 4. С. 68-73.
16. Куанышев Ф. М., Ажгалиев Д. К., Сеитов И. Т. Перспективы нефтегазоносности надсолевого комплекса прибрежной части и акватории Северного Каспия // Геология и разведка недр Казахстана. 1994. № 1. С. 18-21.
17. Абилхасимов Х. Б. Особенности соляного тектогенеза Прикаспийской синеклизы // Проблемы и перспективы развития нефтяной промышленности Казахстана: материалы междунар. науч.-практ. конф. КазНТУ имени К. И. Сатпаева (14-15 дек. 2005 г.). Алматы, 2005. С. 91-96.
Статья поступила в редакцию 7 сентября 2021 года
УДК 553.98.041:551.247.1 (547.12) http://doi.org/10.21440/2307-2091-2021-4-27-42
Salt dome tectonics and oil-and-gas content of the eastern side of the Peri-Caspian depression according to geophysical research methods
Dulat Kalimovich AZHGALIEV1* Rim Abdullovich VALIULLIN2** Akmaral Kenesovna GABBASOVA3*** Serik Mukhambetovich ISENOV4****
1Atyrau Oil and Gas University named after S. Utebayev, Atyrau, Republic of Kazakhstan 2Bashkir State University, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia
3 LLP "Green Production", Almaty, Republic of Kazakhstan
4 LLP "Geomage KZ", Almaty, Republic of Kazakhstan
Abstract
Relevance. In the regional context, the low degree of knowledge and the ambiguous assessment of the prospects for the oil-and-gas content of the supra-salt deposits of the eastern side of the Peri-Caspian depression necessitates the search and clarification of the distribution patterns of promising local objects in the section of salt-dome structures. A number of large oil and gas fields have been found in the supra-salt complex, which indicates its high prospects and the need to search for reserves to increase the rate and efficiency of raw material extraction in the presence of general favorable geological and geophysical prerequisites and high commodity characteristics of the extracted product. Taking into account the state of knowledge and regional tectonic characteristics of the Paleozoic subsalt, salt and supra-salt complexes of deposits, further study and substantiation of the salt-dome tectonics features from the standpoint of clarifying the prospects for the oil-and-gas content of salt domes and the accumulation of oil-and-gas reserves is of wide practical interest and is relevant. In conditions of significant differentiation of the territory in terms of the degree of exploration, the role of applying new methods and innovative "approaches" to clarify the morphological features of salt dome structures and prepare local objects of oil-and-gas prospecting interest on them sharply increases.
The purpose of this work - detailed consideration of the regional features of the salt accumulation basin and the nature of salt restriction in the section of the eastern part of the Peri-Caspian depression based on clarification of the morphological features of the salt domes structure, the nature of manifestation and regularities of oil-and-gas content in the subsalt Paleozoic and supra-salt complex.
Research methods. Taking into account the latest results of prospecting studies, the characteristics of the spatial relationships of the oil-and-gas content of salt dome structures with the tectonics of Paleozoic deposits were clarified, statistics were used for all salt domes of the eastern side with the identification of structures with deposits, promising structures marked by direct signs and indicators of productivity within the framework of the adopted oil-and-gas geological zoning, because earlier, the possibility of a fundamental difference in the characteristics of the salt domes occurrence of the eastern side in comparison with the southern side of the Peri-Caspian depression was not excluded. The structure analysis of the eastern side was carried out using the experience of new unconventional methods and innovative techniques. A technique based on shock-wave tectonics using the results of decoding space images and overlaying zones with the influence of giant ring structures, as well as seismic studies based on a new technology for processing 3D seismic data (Multi-focusing and Diffraction multi-focusing) are considered.
Results. In the supra-salt complex, areas with high oil-and-gas content were identified, the assessment of which was carried out taking into account the criterion of knowledge and the influence of regional features in the tectonics of the eastern side zone. The results of comparison of the performed analysis and actual data with the previously obtained results based on the method of shock wave tectonics were presented. Taking into account the peculiarities of the occurrence of large objects in the subsalt and supra-salt complex, the possibilities for the effective use of the new technology for processing 3D seismic data were substantiated. The high hydrocarbon potential of the eastern side zone of the Peri-Caspian depression was substantiated due to the reserve of poorly studied and undiscovered salt domes and the possibilities of successful application of new methods in clarifying the morphology and detail of salt domes.
Conclusions. Prospects for further exploration are associated with salt domes in most of the Shubarkuduk-Akzhar (northern, central and peripheral strip of the southern part), the southeastern part of the Sagiz and Uilskaya, as well
Ийи1а1^Ь|да1^@дтаН.сот "valra@geotec.ru "gabbassova_87@mail.ru ""s.issenov@mail.ru
as the eastern segment of the Matenkozha-Inderskaya oil-and-gas accumulation zones. The substantiated approaches in the methodology for setting up prospecting works based on geophysical types of research make it possible to highly assess the prospects for discovering new deposits and the subsequent study of salt domes on this basis.
Keywords: prospecting works, Peri-Caspian depression, eastern side, salt-dome structure, supra-salt and subsalt complexes, geophysical research, data processing and interpretation, oil-and-gas prospects, deposits, oil and gas.
REFERENCES
1. Votsalevsky E. S. 2006, On the oil-and-gas potential of supra-salt sediments in the south of the Peri-Caspian depression. Izvestiya NAN RK. Ser. Geol. [News of National academy of sciences of the Republic of Kazakhstan. Geol. Ser.], no. 3, pp. 35-42. (In Russ.)
2. Zhuravlev V. S. 1970, Tectonics and oil-and-gas content of the North Sea and Peri-Caspian depressions. Trudy MINKH i GP [Proceedings of I. M. Gubkin Moscow Institute of the Petrochemical and Gas Industry], issue 90, pp. 8-11. (In Russ.)
3. Akchulakov U. A. 2015, A new resource base of hydrocarbons in the Republic of Kazakhstan and ways of their possible implementation. Oil-and-gas basins of Kazakhstan and the prospects for their development: collection of articles and materials of the scientific and practical conf. "AtyrauGeo-2015", dedicated to the 35th Int. geol. congress in South Africa. Almaty, pp. 21-29. (In Russ.)
4. Azhgaliev D. K., Karimov S. G., Balabaeva U. Sh., Kurmetov B. K. 2019, Typical models of the structure of HC deposits in the supra-salt complex of the Peri-Caspian basin in connection with the optimization of the identification of promising objects and the location of prospecting studies. Neft'i gaz [Oil and gas], no. 6, pp. 69-84. (In Russ.)
5. Kuandykov B. M. 1991, Geologists of the Pre-Caspian region - to the Motherland. Moscow, 91 p. (In Russ.)
6. Azhgaliev D. K. 2019, Refinement of the subsalt formation model: eastern flank of the Caspian basin. Geologiya nefti i gaza [Russian Oil and Gas Geology], no. 6, pp. 31-40. (In Russ.) https://doi.org/10.31087/0016-7894-2019-6-31-40
7. Dalyan I. B. 1987, Formation and placement of oil-and-gas deposits in the subsalt sediments of the eastern edge of the Peri-Caspian depression. Geologiya nefti i gaza [Russian Oil and Gas Geology], no. 5, pp. 31-35. (In Russ.)
8. Soloviev B. A. 1992, Evolution stages and oil-and-gas content of the sedimentary cover of the Peri-Caspian depression. Geologiya nefti i gaza [Russian Oil and Gas Geology], no. 8, pp. 13-18. (In Russ.)
9. Zeylik B. S., Baratov R. T. 2018, New technology for forecasting oil-and-gas content in sedimentary basins of the world. Neft' i gaz [Oil and Gas], no. 2 (104), pp. 10-34. (In Russ.)
10. Kuanyshev F. M., Shayagdamov R. F. 1992, Theoretical aspects of forecasting the oil-and-gas content of salt dome structures in the south of the Peri-Caspian depression. Geologiya nefti i gaza [Russian Oil and Gas Geology], no. 8, pp. 12-13. (In Russ.)
11. Obryadchikov O. S., Taskinbaev K. M. 2019, Structural features of the southern boundary of the Peri-Caspian depression according to geological and geophysical data and prospects for the search for new HC accumulations. Bioscience Biotechnology Research Communications, issue 12 (September), no. 5, pp. 254-263. (In Russ.)
12. Zholtaev G. Zh., Seydullaev B. K., Kazbekova G. K. 2005, Geological and field characteristics of the Triassic productive horizons of oil fields in the east of the Peri-Caspian syneclise. Problems and prospects for the development of the oil industry in Kazakhstan: materials of the international scientific-practical conf. KazNTU named after K. I. Satpayev (14-15 December 2005). Almaty, pp. 61-66. (In Russ.)
13. Demidov V. A. 1992, Salt domes of the eastern part of the Peri-Caspian depression and their oil-and-gas prospects. Geologiya nefti i gaza [Russian Oil and Gas Geology], no. 11, pp. 3-7. (In Russ.)
14. Isenov S. M. 2021, Problematic issues and ways to improve the efficiency of seismic prospecting. Neft' i gaz [Oil and Gas], no. 2 (122), pp. 47-75. (In Russ.)
15. Karimov S. G., Azhgaliev D. K., Kosnazarova N. R., Alimzhanova G. E. 2014, On an integrated research approach to the interpretation of 3D seismic data in zones of salt tectonics development. Izvestiya NAN RK. Ser. Geol. [News of National academy of sciences of the Republic of Kazakhstan. Geol. Ser.], no. 4, pp. 68-73. (In Russ.)
16. Kuanyshev F. M., Azhgaliev D. K., Seitov I. T. 1994, Prospects for the oil-and-gas content of the supra-salt complex of the coastal part and water area of the North Caspian. Geologiya i razvedka nedr Kazakhstana [Geology and exploration of mineral resources of Kazakhstan], no. 1, pp. 18-21. (In Russ.)
17. Abilkhasimov Kh. B. 2005, Peculiarities of salt tectogenesis of the Peri-Caspian syneclise. Problems and prospects of development of the oil industry in Kazakhstan: materials of the international scientific-practical conf. KazNTU named after K. I. Satpayev (14-15 December 2005). Almaty, pp. 91-96. (In Russ.)
The article was received on September 7, 2021
