Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Геолого-геохимические условия нефтегазоносности Южно-Эмбенского поднятия и сопредельных территорий

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-геохимические условия нефтегазоносности Южно-Эмбенского поднятия и сопредельных территорий"

/

/

/ /

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНОВ ЛЕНИНА, ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. М.В.ЛОМОНОСОВА

Геологический факультет Кафедра геологии и геохимии горючих ископаемых

На правах рукописи УДК553.98 (574.12)

БУГАРЬ Наталия Юрьевна

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНО-ЭМБЕНСКОГО ПОДНЯТИЯ И СОПРЕДЕЛЬНЫХ ТЕРРИТОРИЙ

Специальность 04.00.17 — геология, поиски и разведка

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогнческнх наук

Москва 1991

Работа выполнена в Раменском филиале ВНИИГеоийформсистем Мингео СССР.

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ:

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ:

кандидат геолого-минералогических наук, доцент А.Я.АРХИПОВ

доктор геолого-минералогических наук» зав.отделом В.В.Шйразян (ВНИГНИ) .

кандидат геолого-минералогических наук, ст.н.с. А.Б.ЧепеЛюгин (ВНИИ-Зарубекгеология)

Нижневолжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики (г.Саратов)

Защита состоится 24 мая 1991 г. в 14^ часов на заседании специализированного совета Д.053.05.64 по геологии, поискам и разведке нефтяных и газовых месторождений, месторождений твердых горючих ископаемых и литологии при Московском государственном университете им. М.В.Ломоносова по адресу: П9899, ГСП, Москва, В-234,. Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, аудитория 82£ С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке геологического факультета МГУ.

Автореферат разослан ацреля 1991 г.

И.о. ученого секретаря специализированного совета

доцент А.А.ТРОФИМУК

Актуальность теш.'Одним из наиболее перспективных регио-ое страны для поисков месторождений нефти и газа является прикаспийская впадина, в том числе ее юго-восточная часть -)жно-Эмбенское поднятие и сопредельные с ним территории. Важ-ой задачей ягляется научное обоснование дальнейших направле-ий нефтегазопоисковых работ и повышение их эффективности на снове комплексных геолого-геохимических исследований строения развития региона, установления истории нефтегазообразования накопления, возможных условий сохранности скоплений УВ во ремени наряду с выявлением возможных зон нефтегазонакопления оценкой их перспективности прямыми геохимическими методами сследования. Решение этих задач было предусмотрено заданием .50.01.04.02.01Н5 научно-технической программы ГКНТ, Госплана АН СССР на 1986-1990 гг., программами Мингео СССР.

Цель работы заключается в выяснении условий формирования он генерации и нефтегазонакопления на Юкно-Эмбенском поднятии сопредельных участках Прикаспийской впадины и Северного стюрта, выделении наиболее благоприятных объектов поисков глеводородных скоплений. Для достижения поставленной цели ре-ались следующие задачи: детализация и уточнение геологического азвития региона; геохимическая характеристика рассеянного ор-анического вещества (РОВ) вскрытых бурением отложений; выяв-ение истории катагенетического преобразования РОВ нефтегазо-атеринских отложений и выделенных очагов генерации углеводо-одов (УВ); выделение зон возможного нефтегазонакопления в па-еозойских и мезазойских отложениях юго-восточного борта При-аспийской впадины; анализ структуры углеводородного поля в эрекрываюших отложениях; районирование территории по степени ерспективности и выделение локальных перспективных участков.

Научная новизна. В работе обосновывается схема генерации В и формирования зон возможного нефтегазонакопления в палео-ойских и мезозойских отложениях юго-восточного борта Прикас-ийской впадины на основе комплексного историко-генетического яализа геолого-геохимических данных. Проводится оценка их эрспективности по результатам анализа геолого-геохимических анных и исследованию геохимических полей в комплексе стложе-зй, перекрывающих возможно продуктивные горизонты.

- з -

Практическая значимость. Выделены первоочередные объекты дальнейших нефтегазопоисковых работ е регионе. К ним отнесены еысокоперспективные участки Равнинная-Молодежная, Тугаракчан-Тулекара, Шолькара-Уртатау-Сарыбулак, Коктобе в пределах зон современных антиклинальных поднятий, палеоподнятий, рифогенных тел.

Реализация работы. КЭ "МНГР" ПГО "Гурьевнефтегазгеология" передана карта геохимических аномалий, выявленных в отложениях п-ова Бузачи и Сев. Устюрта.

ВАНПО "Аэрoreологня" и ВНИГИК г.Твери переданы материалы по Южно-Эмбенскому поднятию.

Апробация и публикация результатов работы. Основные положения диссертации докладывались на научных конференциях аспирантов и молодых ученых МГУ, филиала ВНИИГеоинформсистем (I98I-I984), на НТО филиала ВНИИГеоинформсистем, ВНИИГеоинформсистем, опубликованы или депонированы в 8 статьях и изложены в 9 отчетах. В 1990 г. одана заявка на изобретение по формуле "Способ геохимического ni 'ска месторождений нефти и газа".

Фактический материал. В основу диссертации положены результаты исследований автора, участвовавшего с 1981 г. в работах партии Раменского филиала ВНИИГеоинформсистем на территориях Северного Устюрта и Южно-Эмбенского поднятия. В работе использованы данные 20 поисковых и 180 структурно-картировочных скважин. Комплекс проведенных исследований включает анализ газонасыщенности керна (6600 опр.), люминесцентно-битуминологических исследований (8000 опр.), оценка содержания в породах органического вещества, хлороформенного битумоида "А", спирто-бензольного би-тумоида, гуминовых кислот, форм ¡нелеза (1900 опр.), инфракрасную спектроскопию (ИКС) ХБА (150 опр.), электронный парамагнитный резонанс (100 опр.), пиролиз ОВ (210 опр.), петрографический метод изучения пород и ОВ в прозрачных шлифах е проходящем и отраженном свете и ультрафиолетовых лучах (150 опр.).

Учтены также результаты исследований, выполненных в ПО "Гурьевнефтегазгеология", ПГО "Актюбнефтегазгеология", ВАНПО "Аэрогеология", МИНГ им. И.М.Губкина, ВНИГНИ, МГУ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения, изложенных на 170 страницах текста, содержит 16 рисунков и 12 таблиц. Список использованной литературы включает 110 наименований.

Благодарность. Работа автора над диссертацией велась при юстоянной помощи, внимании и поддержке научного руководителя децента А.Я.Архипова. Автор пользовался советами и критическими замечаниями профессора В.В.Семеновича, докторов геол.-мин. наук ).В.Еарташевич, Ю.И.Корчагиной, кандидатов геол.-мин. наук 1.Н.Гусевой, В.И.Б^маковой, В.Л.Бондарева, П.Д.Яукова, В.М.Муд-)енко, Н.В.Прониной, А.Ф.Прокопенко, Г.К.Чочия. Всем им автор шракает овою благодарность.

Глава I. Геологическое строение и нефтегазоносность

История изучения геологического строения и нефтегазоносности )айона связана с исследованиями Азнабаева Э.К., Арабаджи М.С., зарташевич О.В., Ботневой Т.А., Водожа Ю.А., Грайзер Э.М., Га-leUKoro Р.Г., Дальяна И.Б., Калинко М.К., Кирюхина Л.Г., Ильин-вой В.В., ЛарскоЙ Е.С., Мильничука B.C., Пайразяна В.В., Раз-ишляеЕа A.A., Сапожникова P.C., Туркова О.С., Твердовой P.A., toöca И.И., Утегалиева С.У., Яншина А.Л. и да. Авторами в ос-овном решалась проблемы тектоники и развития региона, а также ыделение в разрезе нефтегазопроизводящих толщ,'определение бла-'оприятных геотермических условий образования углеводородов и их охранение в скоплениях; районирование территории по фвзико-хими-:еским свойствам нефтей, а также их генетическим типам, раздель-ый прогноз нефте- и газоносности, Предпринятое в данной работе омплексное историко-геолого-геохимическое изучение палеозойско-езозойских отложений с учетом анализа структуры геохимических олей в комплексе отложений, перекрывающих возможно продуктивные оризонты, представляет собой продолжение и развитие предыдущих сследований на новом фактическом материале.

Район характеризуется сложным геологическим строением. В азрезе выделены докунгурский палеозойский, кунгурский, пермо-риасовый, юрско-палеогеновый и неоген-антропогеновый структур-о-формационные комплексы. Первый комплекс сложен терригенными карбонатными породами верхнего девона, карбона, ассельского, акмарского и артинского ярусов нижней Перми общей мощностью до км. Цричем для карбонатного комплекса нижневерхнекаменноуголь-ого возраста, распространенного повсеместно в центральной части жно-Эмбенского поднятия, характерно сокращение мощностей в се-ерном направлении в результате резкого фациального замещения

шельфовых известняков, образовавшихся по периферии палеобассейна, глубоководными маломощными терригенными отложениями. Резкое замещение вдоль северной кромки карбонатного массива приводит к образованию крутого уступа, в зоне которого картируются обособленные линзовидные тела рифогенной природа. Второй комплекс предотавлен галогенво-сульфатными и терригенными отложениями кунгурского яруса. Мощность ооли в куполах Прикаспийской впадины достигает 3,5 км. В пределах Пкно-Эмбенскогсг поднятия соленосные фации сменяются сульфатными и сульфатно-карбонатными отложениями, а к югу от Северо-Устюртского разлома карбонатные фации замещаются терригенными, распространенными по всей площади Устюрта. Третий комплекс сложен краеноцветными терригенными, грубообломоч-ными образованиями мощностью до I км. Четвертый - терригенными и карбонатными отложениями юры, мела и палеогена мощностью 2,5 км. Пятый комплекс характеризуется терригенно-карбонатными отложениями неогена и автропогена суммарной мощноотью до 0,3 км.

Представления о современном структурном плане района исследований, включающего юго-восточную часть Прикаспийской впадины, примыкающую к Южно-Эмбенскому поднятию, собственно йкно-2мбенское

поднятие и смежные участки Туранской плиты, основываются на материалах сейсморазведки и бурения.

Возраст кристаллического оонования осадочного чехла варьирует в широких временных пределах: реннепротерозойско-нижнепалео-зойский для юго-восточных частей Прикаспийской впадины и верхнепротерозойской - для Северо-Устюртского массива. Основной структурой поверхности фундамента является Южно-Змбенокий прогиб. Глубина погружения фундамента в осевой части - 13 км. С севера прогиб ограничен Биикжальским поднятием. Южный борт прогиба осложняют Боранкольский и Туресайский выступы, в пределах кото-, рых глубины залегания фундамента составляют 9-10 км. С юга они окаймляются Култукским и Северо-Кумтюбиноким прогибами с глубинами поверхности фундамента 10-11 км. Сиотема этих выступов и прогибов, обрамляющих с юга Шно-Эмбенокий прогиб, может рассматриваться как шовная зова, разделяющая структуры Прикаспийской и Сев ер о-Устюрт ск ой впадины.

По кровле докунгурских отложений Южно-Эмбенекая зона фиксируется как крупное поднятие, ядро которого слагают верхнедевон-ско-нижнекаменноугольные отложения.

Основной структурой зоны сочленения Прикаспийской и СевероУстюртской впадины по поверхности мезозойско-кайнозойского комплекса является Юкно-Эмбенская моноклиналь, осложненная рядом локальных поднятий (Чумышты-Шащрли некая зона).

По условиям формирования и пространственного распределения водонапорные палеозойские комплексы характеризуются условиями затрудненного водообмена (минерализация 100-400 г/л; тип вод неимущественно хлоркальциевый; степень метаморфизма А>а/СС 3,8-1,13).

Пластовые вода мезозойского комплекса характеризуются слабым метаморфизмом, повышенной сульфатностью, преимущественно зульфатнатриевым или гидрокарбонатно-натриевым составом, с мине-залиаацией от 0,3 до 12,0 г/л, что свидетельствует о недостаточ-)ой закрытости недр.

Региональные водоупоры - среднедевонские аргиллиты, средне-(аменноугольные глины, кунгурские соли. Промышленная нефтегазо-юсность зоны сочленения Прикаспийского и Северо-Устюртского ¡ассейна связана как с подсолевым, так и с надсолевым комплекса-га. Выделены семь нефтегазоносных и один газоносный комплексы иложений. В верхнедевонско-никнекаменноугольном терригенном ном-ихенсе, перекрытом глинами и глинистыми известняками окского над-■оризонта, выявлены залежи нефти метаново-нафтенового типа, лег-:ой, малосернистой (месторождение Тортай, Ю-3 Улькентюбе). Ловуш-:и - плаотово-сводовые. В Северо-Устюртском прогибе в связи с лито-■огической невыдержанностью данного комплекса возможно обнаруже-ие ловушек экранирования и выклинивания (нефтепроявления на л. Сев. Шнсуалмас, снв. П-3). Нефть плотная (0,88 г/см3), вяз-ая, сернистая.

Нижнекаменноугольный, преимущественно карбонатный комплекс, ерекрытый глинисто-карбонатными породами верейского горизонта, арактеризуется промышленной нефтеносностью на оопредельной с айоном исследования территории Жарнамысского свода (месторожде-ия Кенкияк, 1анажол, Урихтау и т.д.). Нефти легкие (0,83 г/см3), алосернистые, метаново-нафтеновые. Основные типы ловушек: плас-ово-сводовые, биогермные тела и их комбинации.

Среднекаменноугольный терригенно-карбонатный, комплекс перерывается зональными и локальными глинистыми покрышками верхне-аменноугольного возраста. Нефти Южно-Эмбенского поднятия (Тор-

тай, Равнинная) легкие, метаново-нафтеновые (0,88 г/сы3). Ловушки - пластово-оводового типа.

Верхнекаменноугольно-нижнепермский песчано-глинистый комплекс перекрывается региональным кунгурским фшоидоупором. Характерная особенность комплекса - изменчивость литологического состава. Шявлены месторождения Коктобе, Шолькара, получены нефтегазопроя-вления на площадях Еутеты и Ушмола. Нефть плотная (0,89 г/см3), метаново-нафтеновая, смолистая (11$). Ловушки - пластово-сводово-го типа.

Верхнетриасовый терригенный комплекс перекрывается зональной глинистой покрышкой аален-байосского возраста. Нефти метаново-наф-теновые, плотные (0,89 г/см3), сернистые (1,1$), парафинистые (3,8$) (месторовдения Николаевское, Прорва). Ловушки - пластово-сводовые. Юрский терригенный комплекс характеризуется резкой фа-циальной изменчивостью. Региональный флюидоупор оксфорд-волк-ские глины. Нефти нафтеновые, легкие (0,83 г/см3), парафинистые (4,8%), малосернистые (0,23%) (месторождения Култук, Прорва,

нефтегазопроявления на пл. Тугаракчан). Ловушки - пластово-сводо-вые, разбитые тектоническими нарушениями, выклинивающиеся, линзо-видные. Неокомский терригенный комплекс перекрыт глинами аптского возраста. Нефти нафтено-ароматические, плотные (0,92 г/см3), смолистые (месторождение непромышленного характера Кульсары). Ловушки - пластового и литологически экранированного типа. Эоценовый газоносный терригенный комплекс распространен в пределах СевероУстюртского прогиба (газовое месторождение Шомышты-Молкудук-Шагыр-линское). Состав газа: метан - 95%, этан - до 1%, пентан - 0,99$, примесь азота и углекислого газа. Ловушка - пластово-сводового типа.

Глава 2. Геохимическая характеристика органического

вещества палеозойских и мезозойских отложений

Глава содержит данные по геохимической характеристике РОВ палеозойско-мезозойских отложений и дополняет материалы предыдущих исследователей (Т.А.Ботневой, М.К.Калинко, Е.С.Ларской, В.В.ГМразяна и др.) о нефтегазогенерационных возможностях основных нефтематеринских толщ (НМГ).

Геохимическое исследование РОВ проведено комплексом битуми-нологических, химических, физических методов, позволяющих,с одной

стороны, рать качественные и полуколичественные характеристики ОВ, а с другой - изучить молекулярную структуру вещества.

Выбор комплекса геохимических методов исследования РОВ осадочных пород определялся необходимостью решить следующие задачи:

1) дополнить геохимическую характеристику ОВ изучаемых отложений;

2) выделить зоны повышенной битумонасышенности;

3) определить генетический тип битуминозных веществ (БВ) пород;

4) определить степень катагенетической превращенности ОВ; генерационный потенциал различных комплексов;

5) зафиксировать следа перемещения битумоидов в нефтемате-эинских и перекрывающих отложениях.

Содержание С0рГ в отложениях верхнедевонско-нижнекаменно-/гольного возраста составляет 0,6-1,5$ в аргиллитах, 0,5-1,1$ -з алевролитах и 0,05-1,49$ - в карбонатных разностях. Соответственно значения коэффициента битуминозности следующие: 2,3-8,9; 2,4-2,8 и 3,7-8,3. На продуктивных площадях отмечено увеличение гараметра уЗх6 до 30$ (Тортай, Биикжал). Исходным генетическим сипом РОВ является смешанный арноновый-алиновый (С - 74,2$, Н -5,13$, Н/Сат - 0,83, соотношение приста^итан 1,3-1,9). В соста-зе метано-нафтеновых структур около 40$ приходится на долю парафинов. В компонентном составе ХЕА карбонатного разреза на долю ласел приходится 66$. Подобное распределение характерно для УВ ¡ефтегазоматеринских пород ГЗН. Степень катагенеза ОВ в нижних тетях разреза достигает градаций МКд-МК^.

В среднекаменноугольных отложениях Южно-Эмбенского поднятия удержания С0рГ в глинах изменяются от 0,8 до 6,1$; в карбоват-шх разностях - от 0,5 до 4,2$ (при средних значениях 1,09 и 0,97 ¡оответственно). Значения битумоидного коэффициента составляют !,8-8,0$, достигая 25$ на продуктивных площадях Тортай и Биикжал. 1реобладающим исходным генетическим типом РОВ является алиновое ! незначительной примесью арконового (С - 69$, Н - 8,3$, Н/Сат -1-1,8). Соотношение пристан-фитан: 0,8-1,1. Степень катагене-■ического преобразования ОВ достигает градаций МК^-М^. В направ-[ении Прикаспийской впадины (Биикжальское поднятие) доля арконо-ой составляющей уменьшается (С+Н/0+А/+С - 7,5; Н/Сат - 0,2), а степень катагенеза увеличивается до стадий МК2-Ш3.

В нижнепермских глинах содержание С0рГ изменяется от 0,12 до 4,5 (среднее - 1,3$), в карбонатных разностях - от 0,4 до 5,8$ (среднее - 0,6$),

Еитумоидный коэффициент изменяется в пределах 0,22-3,0%, достигая максимальных значений на продуктивных площадях Биикжал, Шолькара (терригенные породы - рХБ- 47$)» Ю-3 Ульвентюбе (карбонатные порода уЗ*Б = 21,5$). РОВ - смешанного типа (С -71-73$, Н - 4-6?, Н/Сат - 0,7-1,0$). Максимум Н-алнанов фиксируется в области Сц^-Сдз» отношение пристан-фитан - 1,5. Степень преобразованности ОВ соответствует позднему протокатагенезу -раннему мезокатагенезу. В направлении к центральной части Прикаспийской депрессии (пл. Биикжал) ОВ находится на более высокой ста дии пре образованности: Щ^-МКд.

Триасовые отложения содержат ОВ алинового типа от 0,1$ (алевролиты) до 4,5$ (аргиллиты). Его средние значения для алевролитов составляют 0,4$, аргиллитов -.более 1$. Битумоадный коэффициент не превышает 10$ в пределах Северо-Устюртского прогиба, тогда как на Южно-Эмбенском поднятии максимальные его значения -50$ (пл. Тулекара). Степень катагенеза ОВ от ПК3-МК2 в отложениях Южно-Эмбенского поднятия до МК^-М^ в отложениях Северо-Устюртского прогиба.

Содержание С0рГ в юрских песчано-глинистых разностях изменяется от 0,2$ (пески) до 1,3$ (аргиллиты). Значения битумоидного коэффициента составляют 10$ в пределах Северо-Устюртского прогиба и 16-20$ - на Южно-Эмбенском поднятии. ОВ - алиноЕО-арконово-го типа (с максимальными значениями Н-алнанов в области С^Г^ ддя аргиллитов и С^-гг-С^, - для песчано-алевролитовых пород). Отношение пристан-фитан - 1,3. ОВ преобразовано до стадий катагенеза ПКд-М^ в отложениях Южно-Эмбенского поднятия и Жд-МК^ - в пределах Северо-Устюртского прогиба.

Таким образом, каменноугольные породы находятся в главной зоне нефтегазообразования (ГЗН). ОВ нижнепермских отложений является нефтегенерирующим на пл. Биикжап (Прикаспийская Епадина), тогда как на Южно-Эмбенском поднятии породы не достигли ГЗН. Геохимические характеристики ОВ триасового и юрского литологических комплексов свидетельствуют о его нефтегазогенерирующих свойствах в пределах Северо-Устюртского прогиба.

По данным Восковой Е.Б. (1983), Шестоперовой Л.В. (1989), плотность эмиграции сидних УВ из девонских отложений составляет 1,1 млн. т/км2, газообразных - 1,74 млрд. м^км2. Для нижнека-мекноугольных пород характерно уменьшение плотности эмиграции жидких УВ до 0,01-0,55 млн. т/каг, газообразных - до 1,2 млрд.

г^/км2,

Среднекаменноугольные порош характеризуются соответствующими значениями 0,013 млн. т/нм2 и 0,044 млрд. м3/к),г, нижнепермские - 0,082 млн. т/км2 и 0,6 млрд. м^км2, триасовые - 0,88 млн. т/км2 и 0,03 млрд. м3/км2.

Геохимическая характеристика нефтей и РОВ пород по данным компонентного и углеводородного состава дает основание считать нефти каменноугольных отложений на К&но-Эмбенском поднятии син-генетичными одаовозрастному ОВ. Отмечены следующие элементы сходства: для нефтей показатель МН/А равен 8,5, для ОВ - 7,8, распределение Н-алканов в высокомолекулярной области для нефтей ( Г С19 + С31 / £ С-^ * С18) равен 1,12, а для ОВ - 1*5; отнот-шение пристан-фитан для нефтей - 1,5, для ОВ - 1,47.

Отмечается генетическое сходство нефтей из нижнепермских отложений с ОВ вмещающих пород, а также с нефтями из среднекамен-ноугольного комплекса.

Элементы сходства таковы: для нефтей отношение Щ/А составляет 6,9, доя ОВ - 5,9; отношение цристан-фитан для нефтей - 2,0, для ОВ - 1,6.

Анализ коэффициентов метаморфизма нефтей по методу А.Ф.Доб-рянского (меловые - 0,06, юрские - 0,05-0,2, триасовые - 4,4-14,4, верхнепермские - 1,3-26,5, нижнепермские - 19,1), а также сравнение генетических показателей В.В.Ильинской по индивидуальному составу низкокипящих фракций ( X Н-алканов / изоалканов: 0,72-1,26 и 2 алканов/ X цикланов: 0,45-0,8) свидетельствуют о несомненно различном генезисе палеозойских и мезозойских нефтей.

Глава 3. Условия нефтегазонакопления и сохранения залежей

.углеводородов в палеозойско-мезозойских отложениях

Путем выяснения палеозональности катагенеза осадочного чехла проведена реконструкция истории нефтегазообразовакия в палеозойских и мезозойских отложениях.

В истории формирования скоплений УВ отчетливо выделяются четыре этапа.

Первый этап характеризуется существованием Южно-Эмбенекой миогеосинклинали в девон-предартинское время. Расширение палеопрогиба, накопление в его пределах мощных толщ осадков обусловило унаследованное развитие очага нефтегазообразованвя (ОНГО), по-видимому, возникающего в ранне-средн.е-девонскую эпоху в верхнедевонских и турне-нижневизейских нефтематеринских отложениях едоль оси миогеосинклинали.

Генерированные УВ могли аккумулироваться в сформировавшихся к средкемосковскому времени палеоподнятиях в прибортовых областях палеопрогиба, образующих три линейно-вытянутые зоны возможного нефтегазонакопления (ВНГН) вдоль миогеосинклинали (Сев. Мын-суалмас - Ю.Жанасу, Хайрулла-Торесай и Женишкекебир-Уртатау-Сары-булак). В позднемосковско-сакмарское время произошло расформирование указанных зон ВНГН, что привело к последовательному перетоку нефти е сторону Прикаспийской впадины во вноеь формирующиеся зоны: Молодежная-Тортай-Айменбет, Шолькара, Уртатау-Сарыбулак, Улькентюбе Ю-3.

Залежи нефти на месте бывших зон палеоподнятий, по-видимому, могли сохраниться до настоящего времени лишь в запечатанных ловушках. Такая залежь обнаружена на пл. Еанасу.

Второй этап связан с формированием в артинский век на месте миогеосинклинали Южно-Эмбенского поднятия и образованием вдоль его северо-западного склока палеопрогиба. Это приводит к смещению ОНГО в пределы последнего и расширению его границ. Происходит расформирование вышеописанных палеозой нефтегазонакопления и переток нефти из антиклинальных ловушек последних в сформировавшиеся сеЕерр-западнее к концу артинского века ловушки, связанные с зонами антиклинальных поднятий Караой-Сев.Табынаи-Сев. Равнинная, Коктобе, Кумшеты. К началу кунгурского века верхне-визейско-намюрские нефтематеринские отложения вступают в ГЗН. Плотность миграционного потока УВ увеличивается. Последние могли аккумулироваться е рифогенных образованиях (Табынай, Равнинная, Тулекара, Шолькара). Миграция УВ осуществляется с северо-запада (Прикаспийская впадина) и юго-востока (палеопрогиб) за счет генерации УВ в нижне-среднекаменноугольных материнских отложениях.

Третий этап характеризуется постепенным расширением области енудации Южно-Эмбенского поднятия в кунгурско-триасовое время, то отрицательно сказывается на сохранности примыкающих к нему зон НГН. ОНГО каменноугольно-пермскцх нефтегазоматеринских отложе-ий смещается в пределы Прикаспийской впадины. Турне-нижневизей-кие нефтематеринские отложения вступают в нижнюю зону газообразо-ания, что приводит к дополнительному переформированию УВ залежей, анее существовавшие зоны ВНГН расформировываются, отмечается об-атное направление миграции нефтяных флюидов. Нефть перемещается сторону Южно-Змбенского поднятия как за счет изменения структурой плана, так и за счет вытеснения ее УВ газами из гипсометри-ески нижерасположенных ловушек (закономерность Гассоу-Максимова). о-видимсму, наибольшие объемы как генерированных УВ, так и пере-ормированной нефти рассеялись, так как на пути их миграции не бы-о достаточно емких ловушек (кроме возможных ловушек неантиклиналь-ого типа). В иермо-триасе сформировалась Тугаракчан-Тортай-Урта-ау-Сарыбулакская зона, где могла аккумулироваться некоторая часть игрирукщих УВ. Таким образом, третий этап, наиболее неблагоприятен для формирования скоплений УВ и сохранности залежей.

Четвертый этап начинается с юрского периода и продолжается о настоящего времени. Структурный план верхнепалеозойских отложе-ий не изменяется. Нефтематеринские породы этого возраста постепен-о исчерпывают нефтематеринский потенциал, увеличивается доля ге-ерации газообразных УВ. Их аккумуляция прежде всего происходит в овушках сформированной в юрский период антиклинальной зоны олькара-Равнинная и существующей с пермо-триаса Тугаракчан-Тортай-ртатау-Сарыбулакской зоны. По-видимому, на некоторых участках ифогенные ловушки палеозойского карбонатного шельфа также могли ыть барьерами для мигрирующих УВ флюидов: Ю-В Караой-Кенишкене-ир, Орта-Тюбе, Эмбенское, Уртатау-Сарыбулак, Молодежное, Тасмола.

Значительный вклад в повышение нефтегазоносности мезозойско-эйнозойского комплекса юго-западной части района исследования носит формирование в меловую эпоху в Северо-Устюртском прогибе чагов нефтегазообразования в верхнетриасовых и юрских нефтегазо-атеринских отложениях, миграция УВ из которых в северо-восточном аправлении, по-видимому, обеспечивала' их аккумуляцию в имеющихся юрскочмеловых породах ловушек как антиклинального, так неанти-пинального типов (зоны Сев.Мансуалыас - Сев. Чумышты, Алтыкулаш -уищбек, Шайтаншара, Тугаракчан - Ю.Коктобе).

Глава 4. Оценка перспектив нефтегазоносности региона геохимическими методами

Одним из основных факторов формирования полей концентраций УВ в зоне геохимического зондирования (глубина залегания мезозой-ско-кайнозойских отложений до.500 м) является миграция УВ. Из-за различного соотношения разнонаправленно действующих механизмов миграции (давление геостатическое, гидродинамическое, гравитация и т.д.) направления миграционных потоков УВ могут быть: вертикальными из "подстилающих (I), перекрывающих (П), перекрывающих и подстилающих одновременно отложений (111); латеральным по исследуемому пласту (1У), латеральным из подстилающих (У), перекрывающих (У1), подстилающих и перекрывающих исследуемый пласт пород (УП).

Общие закономерности расцределения УВ показателей, характерные для горизонта оцробования, определяют его сингенетичный геохимический фон. Модельные ситуации I, 1У; У описывают условия эпигенетичного фона. Для описания динамических аномалий применимы модели I, Ш, У, УП.

Рассмотрены особенности распределения углеводородных показателей в верхних горизонтах осадочного чехла над некоторыми месторождениями, расположенными в зоне с развитием мощного глинистого чехла (Арыстановское месторождение) и разЛомной тектоники (месторождение Уртатау-Сарыбулак).

В контуре нефтегазоносности над залежами фиксируется восстало вительная геохимическая обстановка (содержание пиритвого железа до 1,4$ веса), а за его пределами окислительная (соответственно до 0,1$), между содержанием С0рГ и пиритной формой железа отсутствует связь, что свидетельствует в пользу вторичного минералообра-зования, возможно, под влиянием миграционного потока УВ. Отношение ХБА/СЕБА составляют 4-8 в контуре и 1-2 вне его. Повышены значения битумоидаого коэффициента в 2-5 раз. Битуминозные текстуры носят неравномерный характер (в основном пятнистый). ИК-спек ры ХБА некоторых интервалов разреза характеризуются повышенным содержанием УВ структур. В отдельных образцах по данным пиролиза увеличено содержание УВ С8+высш .Содержание углеводородных газов (УВГ) значительно выше в контуре нефтегазоносности: метан п.102 см3/кг, сумма его гомологов п.10"1 см3/кг (против п.Ю"1 и п.Ю-3 соответственно за контурам месторождения), цричем отмечено пре-

обладание предельных УНТ над непредельными, а также изобутана над нормальным в 2-5 раз.

Рассмотрено распределение геохимических параметров ОБ отложений зоны зондирования в фоновых и аномальных областях. В фоновых областях установлена тесная корреляционная зависимость между показателями, характеризующими геохимическую обстановку среды (Ге2+Д'е3+), групповой состав ОВ, а также битумоидным и гумино-еым коэффициентами (К^р. = I). Корреляция этих показателей с содержанием метана составляет 0,9, суммой его гомологов - 0,3, глубиной геохимического зондирования - 0,88. Для аномальных участков устанавливается тесная взаимосвязь битуминозных и газовых компонентов (К™ 0,6-1,0) и отсутствие ее с содержанием г

орг.

Геохимическая обстановка в пределах фоновых участков характеризуется как слабо восстановительная - окислительная, а в пределах аномалий - восстановительная. Миграционные битумоида выявлены по соотношению ХБА и С0рГ , т.е. при изучении характера распределения показателя в зависимости от содержания Сорг>.

Битумоидный коэффициент достигает 10$, тогда как в Фоновых областях его значения изменяются в пределах п.10~2-Ю^. Для аномальных участков отношения ХЕА/СБЕА составляют 4т-8, достигая в отдельных случаях значений 16-32.

Для фона характерны битуминозные текстуры, как правило, равномерного типа, для аномалий - пятнистого. ИК-спектры ХЕА свидетельствуют о присутствии УВ структур в отдельных интервалах разреза аномальной площади, подержание УВ С8+Еысш до 4 мг/г, тогда как для фона преобладающими являются фталатные формы, а концентрации УВ Сд+Еысш составляют п.Ю-2 мг/г. Содержания метана достигают значений'п.Ю2 см3/кг, суммы его гомологов п.10"-1- сгл3/кг в пределах аномалий, для фона характерны следующие значения: п.Ю-1 см3/кг и п.Ю"3 см3/кг соответственно.

В структуре УВ полей мезозойско-кайнозойских отложений Южно-Эмбенского поднятия выделены тринадцать локальных аномалий эпи-генетичных УВ, которые характеризуются аномальным распределением битумоидов, особенностями их качественного состава, изменением концентраций УНТ, а также приуроченностью к геологическим структурам: Равнинная-Молодежная, Женишкекебир, Шолькара-Уртатау-Сары-булак, Сев.-Вост. Шнсуалмас, Хайрулла-Сев. Шнсуалмас, Вост.То-

ресай, Актумсык, Сев.-Зап. Чумышты, Жельтау, Тугаракчан-Тулекара, Коктобе, Тасмола, Ю.Жанасу.

В 3£ключейие на основе комплексного анализа геолого-геохимических данных проведено районирование территории исследования по степени перспективности, выделены ЗВНГН, проведена оценка неф-тегазсносности некоторых участков в их пределах методами поисковой геохимии.

Выделены 4 группы зон ВНГН: палеоантиклинальных поднятий (расформированы в предкунгурское время), современных антиклинальных поднятий, рифогенных, а также линзовидных и экранированных ловушек. Наиболее перспективна в отношении нефтегазоносности' группа зон антиклинальных поднятий, существующих в настоящее время в палеозойском комплексе пород(тугаракчан-Тортай-Уртатау-Сары-булакская зона], которая сформировалась в пермо-триасе и существует до настоящего рремени. Зона являлась барьером для УВ, генерированных верхнепалеозойскими нефтегазоматеринскими породами, а также для нефти среднемосковскогдунгурского возраста, расформировавшихся в кунгурско-триасовое вреш месторождений. Могут быть развиты ловушки: антиклинальные, выклинивающиеся, экранированные.

Второй по степени перспективности является зона ВНГН Равнин-ная-Шолькара, сформированная в юрский период. Объемы скоплений меньше - отсутствует нефть расформированных месторождений. Возраст залежей нефти юрско-антропогеновый.

Зона рифогенных ловушек "Еабынай, Равнинная и др. занимает третье место по степени перспективности. Эта зона представляет собой цепочки рифовых останцов верхневизейско-башкирского и московского возраста. Источником скоплений УВ является ОВ верхнепалеозойских пород, а также переформированные в кунгурский век нефти залежей среднемосковско-кунгурского возраста.

Слегующей по степени перспективности является группа зон ВНГН, связанная с палеоантиклинальными поднятиями: Караой - Сев. Табынай - Сев. Равнинная, Коктобе, Кумшеты.

Источником возможных скоплений УВ в нижнекаменноугольно-баш-кирских отложениях могут быть как генерированные в артинско-кун-гурское время УВ, так и нефть расформированных в артинсний век месторождений, расположенных ближе к Юкно-Эмбепскому поднятию бывших зон ВНГН. Ловушки - антиклинального и линзовидного типов.

Менее перспективны возможные ловушни (рифогенных тел), рас-оложенные в пределах шельфа каменноугольного возраста, сохра-ившегося от разрушения на С-3 крыле Южно-Эмбенского поднятия: абынай, Равнинная, Тулекара, Шолькара.

УВ, генерированные мезозойскими нефтематеринскими породами, югли образовать ьалежи мелового-антропогенового возраста в пределах зон ВНГН Сег. Мынсуалмас - Сев. Чумышты е верхнетриасовых, рских и неокомских породах.

По результатам геохимических исследований, проведенных в ерхних горизонтах осадочного чехла, выделены 13 аномальных частков, степень перспективности которых определялась как ха-штером выраженности геохимических аномалий, так и приуроченнос-ъю последних к тем или иным зонам ВНГН. Перспективность выделениях участков подтверждается фактами промышленной нефтегазоноснос-•и палеозойских отложений, либо нефтегазопроявлениями:

аномалия Равнинная-Молодежная фиксируется е перекрывающих [алеоген-меловых отложениях (месторождение Равнинная);

• аномалия Шолькара-Уртатау-Сарыбулак выделена в палеоген-ме-ювых отложениях над месторождениями Шолькара и Уртатау-Сарыбу-гак;

аномалия Хайрулла-Сев. Мынсуалмас расположена в пределах [ефтепрояЕления Сев.Мынсуалмас и фиксируется в палеоген-меловых юродах;

аномалия Тугаракчан-Тулекара выделяется по палеоген-меловым сложениям е районе нефтепроявления Тугаракчан.

Заключение

1. Формирование зон палеоподнятий на юго-восточном борту При-гаспийской впадины происходит в девонско-предартинское время.

2. Органическое вещество смешанного типа, с преобладанием али-зовой составляющей в девонско-Еерхнекаменноугольных отложениях,

г арконовой - в нижнепермских. Степень катагенеза М^-Ш^ для зерхнедевонско-нижнекаменноугольных образований, МЕ^-МК^ - средне-зерхнекаменноугольных, МК-рМ!^ - нижнепермских. ОВ триасового зозраста, в основном алиновое, и юрское, преимущественно арконо-эое, преобразовано до градаций катагенеза МК-рМКд.

3. Изучена история катагенетического преобразования РОВ зефтегазоматеринских отложений. Установлено, что очаг нефтегазо-збразования сформировался в осевой *шсти Южно-Эыбенской миогео-

синклинали, по-видимому, в раннедевонскую эпоху и развивался унаследовавно вплоть до артинского века. В меловое время сформировался очаг нефтегазообразования в верхнетриасовых и юрских нефтематеринских отложениях е Култукско-Самской депрессии СевероУстюртского прогиба.

4. В истории формирования и существования скоплений УВ на территории исследования отчетливо выделяются четыре этапа: девон ско-дредарти некий, артинскяй, кунгурско-триасовый, юрсно-ант-ропогеновый.. Первый характеризуется развитием Южно-Эмбенской миогеосинклинали. Второй - связан с формированием-на месте мио-

геосинклинали Южно-Эмбенского поднятия и образованием вдоль его северо-западного склона палеопрогиба. Третий - характеризуется отложением в кунгурский век солей в Прикаспийской впадине,и частично на борту Южно-Эмбенского поднятия, и расширением области денудации Южно-Эмбенского поднятия в кунгурско-триасовое время.

Для четвертого этапа характерна стабилизация структурного плана верхнепалеозойских отложений и формирование основных структур мезо-кайнозоя.

5. Выделены четыре генетические группы зон возможного нефте-газонакопления. К ним отнесены зоны палеоподнятий в девонских и нижнекаменноугольных отложениях (Еанасу - Сев. Шнсуалмас, Хай-рулла-Торесай, Кенишкекебир-Уртатау-Сарыбулак-Молодежная-Тортай-Айменбет, Шолькара Ю-3, Шолькара Ю-В}, Улькентюбе Ю-3, Караой -Сев.Таныбай, Сев. Равнинная, Коктобе, расформированные в цредкун-гурское время; зоны антиклинальных поднятий, сформировавшиеся в пермо-триасовое время и сохранившиеся до сих пор (Тугаракчан-Тор-тай-Уртатау-Сарыбулак-Кумшеты-Ушмола, Равнинная-Шолькара); рифо-генные тела в карбонатных породах каменноугольного возраста (Ю-В Караой - Женишкекебир, Орта-Тюбе, Тулекара, Коктобе и др.), а также зоны возможного развития линзовидных и экранированных ловушек в верхнетриасовых, юрских и нижнемеловых отложениях (Сев. Шнсуалмас - Сев. Чумышты, Алтыкулаш - Суишбек, Шайтаншара, Ту-гаракчан -Ю.Коктобе).

6. Прямыми геохимическими методами (газометрический, биту-минологический, литогеохимический) изучены-поля концентраций углеводородов в верхней (мезозойско-кайнозойской) части осадочного чехла, что позволило выявить аномалии УВ и выяснить некоторые вопросы их формирования. По ряду признаков, например, про-слеживаемость аномалий по разрезу отложений, наличие битумоидов нефтяного типа е отдельных интервалах разреза, приуроченность

номальныг концентраций УВ к нефтяным месторождениям (Уртатау, ¡арыбулак, Равнинная), выявленные аномалии относятся к эпигене-

'ичным.

7. На основании комплексного анализа геолого-геохимической нформации дана оценка перспектив нефтегазоносности 13 локальных частков с аномальными геохимическими показателями.

8. К высокоперспективным участкам отнесены Равнинная-Моло-кжная, Тугаракчан-Тулекара, Шолькара-Уртатау-Сарыбулак, Коктобе. I пределах первых трех установлена либо промышленная нефтегазо-осность палеозойских отложений, либо получены нефтегазопроявле-ия. К перспективным участкам первой очереди отнесены Хайрулла-¡ев. Мынсуалмас, С-В Шнсуалмас, Кенишкекебир, Вост. Торесай и !ельтау. На первом и последнем участках установлены нефтепрояв-ения из девонских отложений. Учаотки Актумсык, Тасмола, 0-3 Чу-ышты и Юж. Жанасу образуют группу перспективных участков второй череди.

В работе защищаются следующие положения: . I. В разрезе выделяются верхнедевонско-визейский, серпухов-ко-среднекаменноугольный, верхнекаменноугольно-никнепермский, риасовый, юрский и неокомский комплексы, характеризующиеся раз-ичными фациально-генетическими типами исходного РОВ. Образова-ие залежей в палеозойских комплексах происходило как за счет ингенетического ОВ, так и за счет переформирования скоплений в олее древних подстилающих толщах. Формирование залежей УВ в ме-озойских комплексах происходило как за счет сингенетического В, так и за счет миграции из подстилающих отложений.

2. Территория Гйно-Эмбенского поднятия испытала сложную ис-орию развития, серьезную перестройку структурных планов в пред-ртинское, предкунгурское и предъюрское время, что сказалось на ормировании и перераспределении залежей нефти и, в свою очередь, пределило существование четырех генетических групп возможного ефтегазонакопления в регионе.

3. Комплекс прямых геохимических методов поисков позволил ыделить в мезозойских и палеогеновых отложениях аномальные частки распределения УВ, которые являются дополнительным обо-нованием постановки нефтегазопоисковых работ на отдельных пло-здях.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1. Некоторые результаты геолого-геохимических исследований на п-ове Бузачи, деп. ВИНИТИ, В 4488-81, 1981, "Материалы УШ конференции молодых ученых МГУ" (соавтор Бугарь В.Д.).

2. Распределение органического вещества и его битумоидных компонентов в мезозойско-кайнозойских отложениях п-ова Бузачи и Сев. Устюрта, деп. ВИНИТИ, гё 2960-81, 1981 (соавтор Мудренко В.М.)

3. О методике и некоторых результатах прогнозирования скоплений углеводородов в ловушках неантиклинального типа (Зап. Казахстан), деп. ВИНИТИ, 6050-83, "Материалы X конференции молодых ученых МГУ" (соавтор Бугарь В.Д.).

4. Распределение органического вещества и его битумоидных компонентов в верхнемеловых и палеогеновых отложениях Зап. Казахстана, деп. ВИНИТИ, й 3355-83 (соавтор Мудренко В.М.).

5. Использование технологии геохимических работ при нефте-газопоисковых исследованиях на примере района Южно-Эмбенского поднятия. Труда ВНИИГеоинформсистем, 1990 (соавторы Бугарь В.Д., Жуков П.Д.).

Находятся в печати

6. Полициклические ароматические углеводороды в углеродистом веществе ряда площадей Зап. Казахстана. "Геология нефти и газа" (соавторы Пиковский Ю.И., Оглоблина А.И., Шепелева H.H.).

7. Некоторые характеристики углеводородных геохимических полей на примере отложений. Северо-Устюртского прогиба. Труды ВНИИГеоинформсистем (соавтор Куков П.Д.).

8. Условия формирования углеводородных геохимических аномалий в зоне сочленения Прикаспийского и Северо-Устюртского нефтегазоносных бассейнов. Труды ВНИИГеоинформсистем (соавтор Дуков П.Д.).