Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Литолого-фациальная характеристика и перспективы нефтегазоносности подсолевых терригенных отложений востока Прикаспийской впадины

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

Автореферат диссертации по теме "Литолого-фациальная характеристика и перспективы нефтегазоносности подсолевых терригенных отложений востока Прикаспийской впадины"

СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ КУЛЬТУРНОГО И ПРИРОДНОГО НАСЛЕДИЯ

На правах рукописи

КУЛУМБЕТОВ ГАМАЛЬ ЕРБОЛАТОВИЧ

ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПОДСОЛЕВЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Специальность - 04.00.17 -геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

~ 1 Ш!

Санкт-Петербург 2010

004606854

Диссертация выполнена в Казахском национальном техническом универститете.

Научный руководитель: Д.г.-м.н., профессор

Жолтаев Герой Жолтаевич

Официальные оппоненты: Д.г.-м.н., профессор Д.г.-м.н., профессор

Павлов Александр Николаевич Холмянский Михаил Аркадьевич

Защита состоится_ мая 2010 г. на заседании диссертационного

совета в СЗ НИИ Культурного и природного наследия по адресу: г. Санкт-Петербург, 22 линия В.О., ГП ледокол-музей «Красин».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СЗ НИИ Культурного и природного наследия.

Автореферат разослан 02 марта 2010г.

Отзывы на автореферат заверенные печатью учреждения, в двух экземплярах просим направлять по адресу: г. Санкт-Петербург, 199397, ул. Кораблестроителей, д.34, ком 62, СЗ НИИ Культурного и природного наследия.

Ученый секретарь

диссертационного с< к.г.н., профессор

И. С. Постнов

I. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. Восточная часть Прикаспийской впадины является одним из основных нефтедобывающих регионов Республики Казахстан. Высокие перспертивы ее недр доказаны открытием в подсолевых карбонатных и терригенных отложений целого ряда местрождений: Жанажол, Кенкияк, Бозоба, Лактыбай, Кожасай, Урихтау, Вост. Акжар, Алибекмола и других.

В связи с тем, что крупные залежи нефти были открыты преимущественно в карбонатных отложениях каменноугольного возраста, основной объем поисково-разведочного бурения был направлен на изучение карбонатной части разреза осадочного чехла. К терригенным отложениям, характеризующимися пестротой литологического состава и невыдержанностью пластов-коллекторов по разрезу и по площади, не было уделено достаточно внимания как к объектам поисков скоплений углеводородов. В настоящее время положение меняется. Поскольку по карбонатным отложениям основная доля прогнозных запасов переведена в промышленные категории, терригенные отложения являются объектами нашего исследования. В них уже открыты нефтяные месторождения Локтыбай, Вост.Акжар, Каратобе и другие, которые подтверждают высокую их перспективность.

Прогнозные ресурсы углеводородов, приуроченных к терригенным отложениям восточной части Прикаспийской впадины, по современным оценкам остаются очень высокими, хотя эффективность поисково-разведочных работ остается низкой. Одной из причин этого несоответсвия является сложное строение, разнообразие литотипов пород, недостаточная изученность литологических аспектов прогноза нефтегазоносное™. Выяснение сложного геологического строения изучаемой территории наиболее эффективно на базе формационных исследований, путем выявления характера литолого-фациальных изменений отложений и причин резкого непостоянства их фильтрационно-емкостных свойств. Именно этим и определяется актуальность темы диссертации.

Цель исследования: На основе детальных литолого-петрографических и фациальных исследований выявить закономерности размещения коллекторов в подсолевых терригенных комплексах карбона и перми на востоке Прикаспийской впадины и дать дифференцированный прогноз перспектив нефтегазоносное™. Для реализации поставленной цели были решены следующие задачи:

• Выделение, типизация, анализ внутреннего строения и пространственно-временных закономерностей размещения теригенных формаций в осадочном чехле востока Прикаспия

• Литолого-петрографическое изучение подсолевых терригенных отложений

• Изучение условий осадконакопления подсолевых терригенных комплексов

• Изучение коллекторских свойств теригенных пород карбона и перми

• Установление определяющих факторов, оказавших наибольшее влияние на формирование емкостного пространства и проводящие свойства пород

• Прогнозирование зон развитая коллекторов и региональных и зональных покрышек в терригенных подсолевых отложениях

• Оценка перспектив нефтегазоносное™ терригенных комплексов на востоке Прикаспия

Фактическим материалом для выполнения диссертации послужили первичные геологические данные, собранные автором в ПГО «Акпобнефтегазгеология», результаты просмотра около 1000 петрографических шлифов, изготовленных из пород подсолевого терригенного разреза, петрографические описания шлифов (более 2000) и результаты анализов коллекторских свойств (порядка 2500), произведенные в свое время в АктюбНИГРИ, Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина, КазНТУ им. К. Сатпаева. Проанализированны и сопоставлены многочисленные промыслово-геофизические разрезы скважин (порядка 160 разрезов), использованы фондовые материалы, составленные в ПГО «Акпобнефтегазгеология», институтах КазНИГРИ, КазНТУ имени К.А.Сатпаева, ВНИГНИ, Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина и других организациях.

Научная новизна:

♦ Впервые для востока Прикаспийской впадины шельфовые отложения выделены по литологическим критериям; выделены зоны ближнего (внутреннего) шельфа и дальнего (внешнего) шельфа

« Установлена закономерность распределения кондиционных поровых коллекторов и залежей углеводородов в литолого-фациальных комплексах подводно-дельтового генезиса, расположенных в периферийных частях конусов выноса.

♦ Впервые выявлено принципиальное различие между нижнекаменноугольной и нижнепермской терригенными толщами в характере пустотного пространства пород-коллекторов, определены факторы, обусловившие его формирование.

Защищаемые положения:

1. Формационная характеристика терригенных палеозойских подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины, выявление черт их внутреннего строения и пространственно-возрастных соотношений.

2. Характер распределения осадков на терригенных палеошельфах раннего карбона и ранней перми, отраженный в построенных литолого-фациальных картах нижнего карбона, а также ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми.

3. Оценка коллекторского потенциала литолого-фациальных комплексов терригенных подсолевых отложений и роль генетического фактора в формировании пустотного пространства пород.

4. Наличие закономерной связи залежей нефти и газа в терригенных подсолевых отложениях с определенными формациями и литолого-фациальными комплексами.

5. Качественный прогноз нефтегазоносности терригенных формаций и определение конкретных направлений поисково-разведочных работ.

Практическая значимость. На основании изучения закономерностей пространственного размещения скоплений углеводородов и определения перспектив нефтегазоносности терригенных формаций востока Прикаспийской впадины дана дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности структурно-формационных зон и предложены научно-обоснванные направления дальнейших посково-разведочных работ в пределах восточной части Прикапийской мегасинеклизы.

Апробация работы. Основные положения диссертации по отдельным

проблемам изложены в пяти опубликованных работах, которые докладывались на Международных конференциях молодых ученых (2001, Алматы) и других научных форумах

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и заключения. Общий объем работы составляет 166 страниц текста, 27 рисунков и графических приложений, а также список использованной литературы из 59 наименований.

Автор выражает свою признательность Э.С.Воцалевскому, З.Е.Булекбаеву, Г.Г.Мулдакулову, Я.Д.Нугманову, А.В.Яковлеву, Б.К.Баймагамбетову, Х.Х.Парагульгову, Т.А.Енсепбаеву, Х.Б. Абилхасимову и многим другим за оказанную помощь, ценные советы и замечания. Глубокую благодарность за внимание и помощь автор выражает своему научному руководителю доктору геолого-минералогических наук, профессору Герою Жолтаевичу Жолтаеву.

II. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы, формулируются цель и задачи исследования, основные защищаемые положения работы, раскрывается научная новизна и практическая значимость работы.

Изучению геологического строения и перспектив нефтегазоносности территории восточной части Прикаспийской впадины посвящены работы многих геологов Республики Казахстан и бывшего Советского Союза, которые определили основы стратиграфического расчленения подсолевых палеозойских отложений, тектонического районирования, перспектив нефтегазоносности. Это работы П.Я.Аврова, В.П.Аврова, Э.К.Азнабаева, М.С.Арабаджи, А.А.Абдулкабирова, Х.Б.Абилхасимова, А.А.Аксенова, Л.З.Ахметшиной, К.Х.Бакирова, З.Е.Булекбаева, Э.С.Воцалевского, Р.Г.Гарецкого, Р.А.Ганелиной, Н.Б.Гибшман, И.Б.Дальяна, Т.Н.Джумагалиева, Т.А.Енсепбаева, Г.Ж.Жолтаева, В.С.Журавлева, А.К.Замаренова, Ю.А.Иванова, В.П.Кана, Л.Г.Кирюхина, Н.Я.Кунина, Д.А.Кухтинова, В.С.Мильничука, Г.Г.Мулдакулова, М.З.Мусагалиева, Н.В.Неволина, В.М. Пилифосова, О.С.Образчикова, Б.А.Огая, Б.К.Прошлякова, Р.Б.Сапожникова, М. Садырова, Б.А.Соколова, М.И.Тарханова, С.У.Утегалиева, Д.Л.Федорова, О.А.Черникова, А.Л.Яншина и др.

Формационный анализ указанных отложений производился в разные годы

A.К.Замареновым, А.Н.Золотовым, И.К.Королюк, А.К.Мальцевой, Т.А.Савраевой, Д.Л.Федоровым, С.В.Яцкевичем и др. Исследования А.А.Абдулина, П.Я.Аврова,

B.Е.Руженцева, М.А.Камалетдинова, Б.М.Келлера, И.В.Хворовой, Н.П.Хераскова и др., посвященные строению территории восточного обрамления Прикаспийской впадины, позволили сопоставить подсолевые отложения восточной части Прикаспийской впадины и окаймляющих ее с востока территорий, чтобы глубже понять литологическое строение изучаемых комплексов отложений.

Из-за низкой изученности подсолевых отложений глубоким бурением и неравномерного их охвата литологической изученностью кернового материала возникла необходимость использования результатов сейсмостратиграфических исследований, проведенных А.А.Абдулкабировым, Ю.А.Воложем, В.П.Каном, М.З.Мусагалиевым, Б.А.Огаем, В.М.Пилифосовым и др., которые содержат много ценных результатов для познания глубинного строения территории.

Непосредственно литолого-фациальным аспектам исследования подсолевых отложений восточной части Прикаспийской впадины посвящены работы А.К.Замаренова (1962г., 1970г. и др.), А.В.Яковлева, Н.М.Шкондиной и др.(1990г.), Г.Ж.Жолтаева, Х.Б.Абилхасимова (1991г.), Т.А.Савраевой (1991г.), А.В.Яковлева, О.И.Валеевой, Т.А.Савраевой и др.(1993г.), Г.Ж.Жолтаева, З.Е.Булекбаева (1999г.) и другие. В работе дан анализ проведенных формационных исследований.

Первая глава посвящена изучению структурной позиции района и некоторым особенностям докунгурского этапа развития.

По дакунгурской части осадочного чехла район исследований охватывает восточную и, частично, юго-восточную краевые зоны современной Прикаспийской впадины. С востока и северо-востока он ограничен геодинамически активной Уральской складчатой системой с ярко выраженной надвиговой тектоникой, а на юго-востоке - по глобальной сети разломов граничит с докембрийским Северо-Устюртским континентальным блоком (рис. 1) . По принятым схемам развития Прикаспийской впадины считается, что в докембрии - раннем палеозое она сформировалась как континентальная рифтогенная структура, ограниченная с запад-северо-запада бортовым уступом, а с восток-юго-востока - Астраханско-Актюбинской системой выступов фундамента. Разделом между последней и континентальным блоком Северного Устюрта являлся океанический рифт, начало закрытия, которого предполагается в конце раннего палеозоя.

Активные тектонические процессы в конце девона привели к «затягиванию» восток-юго-восточной окраины Астраханско-Актюбинской системы поднятий под Северный Устюрт с формированием Заволжско-Тугаракчанского передового прогиба, являвшегося гигантской седиментационной ловушкой. Полное закрытие океанического рифта завершилось в конце ранневизейского времени. На этом этапе резко изменяется структурный план района в результате инверсии. Последующая каменноугольная региональная трансгрессия сформировала карбонатную платформу на западном обрамлении Северо-Устюртского континентального массива, а позднекаменноугольно-пермские сдвиговые процессы по сети радиальных разломов резко дифференцировали структуру всего рассматриваемого района.

К началу кунгура произошло окончательное обособление Прикаспийской впадины от сопредельных районов Скифско-Туранской плиты и изоляция ее от Мирового океана с образованием автономного солеродного бассейна.

Таким образом, территория исследований представляет собой элемент специфической геологической области Прикаспийской впадины, дифференциация которой была обусловлена сложной историей геологического развития на докунгурском этапе. Структурная позиция может быть определена как восток-юго-восточная краевая часть современной Прикаспийской мегаструктуры, граничащая с Северо-Устюртским континентальным блоком и Уральской складчатой системой. Два последних тектонических элемента определяли структурно-геологические параметры района, входящего по современному структурно-тектоническому районированию частично в состав Предуральской складчато-надвиговой области и частично в состав Астраханско-Актюбинской системы поднятий.

Среди важнейших структурных элементов II порядка в ее пределах выделяются Темирский и Южно-Эмбинско-Жанажольский карбонатные массивы, Маткен-Коздьгсайская моноклиналь, а также Остансукский прогиб. Характерной особенностью Южно-Эмбинско-Жанажольской зоны является несовпадение структурных планов верхних и нижних секций палеозойского разреза, что хорошо видно на серии геолого-геофизических разрезов. Зона возникла на месте глубокого прогиба в результате последующей мощной инверсии, обусловленной процессами сжатия с восток-юго-востока. Компрессионные процессы в сочетании с субширотными сдвигами сформировали сеть надвигов, фронтальные части которых осложнены, преимущественно в верхних секциях палеозойского разреза, протяженными на сотни километров антиклинальными линиями, состоящими из цепи брахиантиклинальных структур.

Совершенно иные структурные соотношения установлены для Темирского карбонатного массива, представляющего собой с девонского времени до ранней перми

типичную внутрибассейновую карбонатную платформу с удовлетворительными плановыми соотношениями по всей карбонатной толще.

Отмеченные особенности тектоники палеозойской секции разреза рассматриваемой территории, следует учитывать при решении вопросов структурно-тектонического и нефтегазогеологического районирования подсолевой толщи.

СХЕМА ОСНОВНЫХ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПОЗДНЕГО ПАЛЕОЗОЯ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ

(ПО МАТЕРИАЛАМ ИГН ИМ. Ю1САТПАЕВА С ИЗМЕНЕНИЯМИ И ДОПОЛНЕНИЯМИ) СОСТАВИЛ Г. КУЛ УМ БИТОВ

дооаикальская континентальная кора высокобарнческие мстаморфиты р- ; | офиолиты и ультрамафиты | . островодужио-аккреционный комплекс |" | терри генный флшп

| островодужио-аккреционный комплекс ТП терригенно-карбонатный комплекс |ц11р) к0М,,лекс карбонатной платформы . ^ островодужио-аккреционный комплекс комплекс заполнения впадины

границы шовном юны Р^] главные региональные разломы

границы обнаженной части Южного Урал; ||>——<линии базовых профильных разречов

ТемирскнЙ

1 карбонатный массив

2 Южно-'Змониско-Жанажшьский

карбонатный массив

3 Останеуксшй прогиб

4 Южно-Эмбинское поднятие

5 Астраханско-Аклобинская

система поднятий

Рис.1

Вторая глава посвящена изучению литологического состава, строения и условий осадконакопления терригенных толщ, вскрытых бурением.

Терригенная толща нижнего карбона включает в себя турнейский и большую часть визейского яруса (за исключением его самой верхней, карбонатной части мощностью 50-100 метров), накопление её в юго-восточной части территории и в зоне Уральских варисцид началось с позднего девона. Формирование нижнекаменноугольной терригенной формации, по составу конгломератово-песчано-аргиллитовой, происходило в период значительной тектонической активности прибрежной суши в условиях относительной близости области сноса. Источниками сноса обломочного материала многие считают наиболеее приподнятые выступы внутренних частей Уральской геосинклинали и, прежде всего, современного Мугоджарского антиклинория, а также центральные регионы Южно-Эмбенского поднятия.

На разных стадиях осадконакопления обломочный материал поставлялся в разных количествах, отражая в конечном счете тектоническую активность прибрежной суши. Отложение осадков происходило при длительном и интенсивном опускании района седиментации, в горно-прибрежных, прибрежно-морских, мелководно-морских и морских условиях.

Фациальная зона гравийно-галечных и песчано-глинистых отложений горноприбрежного и прибрежно-морского генезиса выделяется в пределах внешней миогеосинклинальной зоны погребенных герцинид и на юго-восточной периферии Прикаспийской впадины, где она протягивается узкой полосой вдоль восточного борта впадины, несколько расширяясь на Вост.Торткольском участке. Обильный снос терригенного материала, в том числе гравия и песка, в турнейское и визейское время здесь осуществлялся по разветвленной сети авандельт, образующей фациально неоднородные, резко сменяющие друг друга участки распространения либо тонкозернистых, либо грубозернистых осадков. Примером отложений осевой части подводного потока является 200 метровая пачка конгломератов, гравелитов, песчаников, реже аргиллитов, вскрытая скважиной Г-5 Вост.Тортколь.

Фациальная зона гравийно-песчано-глинистых отложений прибрежно-морского и мелководно-морского генезиса охватывает часть Жанажол-Вост.Торткольской, Лактыбайскую и Жаркамысскую зоны предполагается локальное развитие в Актюбинко-Остансукской СФЗ. Турнейские отложения здесь не вскрыты или отсутствуют, осадки нижнего и верхнего визе отличаются в фациальном отношении. Нижневизейский разрез содержит больше пластов обломочных пород, чем верхневизейский, и наоборот, верхневизейская часть разреза является более глинистой и в значительном количестве содержат пирокластический материал.

Для нижнего визе более свойственен прибрежный характер седиментации. Это в основном неотсортированные и неокатанные обломки пород, разрушающихся в области суши, плотно вдавленные друг в друга с матриксом из этих же перетертых обломков (граувакка), что свидетельствует об обильном привносе и быстром захоронении осадков в прибрежной зоне. Обломочный материал продвигался в подводных руслах в виде песчаных потоков, содержащих прирусловые конгломераты. Участки высокоэнергетичных осадков сменялись участками осадков с низкой энергией, особенно в конце осадочных циклов (горизонтов), когда поступление осадочного материала ослабевало. Так, во второй половине радаевского времени накопилось значительное количество тонких осадков на участках скважин ПГС-1, Г-16 Лактыбай, где при отсутствии придонного движения воды формировались отложения, представленные тонким песком и илистой мутью.

В верхнем визе разрез теряет свою относительную однородность: происходит чередование пачек преимущественно песчаных пород с глинистыми пачками. Начиная с низов верхнего визе в обломочных породах присутствует известняковая органика, в

пачках тонких обломочных пород можно встретить прослои органогенно-детритовых и органогенно-обломочных известняков. Граувакка заменяется субграувакковыми песчаниками, а затем появляются и начинают преобладать полимиктовые песчаники с карбонатным и глинисто-карбонатным цементом. Появляются также минералогически и структурно более зрелые шельфовые песчаники кварц-кремневого состава, обломочный материал которых неоднократно подвергся обработке в условиях интенсивного движения воды и поэтому приобрел окатанность и отсортированность (скважины структур Лактыбай, Жанатан I, Тускум и другие). В спокойных условиях лагун и заливов накапливались алевритовые и глинистые осадки (Кожасай П-2, П-3).

На удаленные участки мелководного шельфа Жаркамысской зоны (Вост.Акжар, Курсай) в поздневизейское время доходили в основном наиболее тонкие осадки -тонкие пески, алевриты, глины. При дефиците терригенного материала появляются редкие слои радиоляритов, туффитов, глинистых доломитов. Указанные осадки относятся к отложениям дальнего шельфа. Мощность их значительно сокращена не только из-за удаленности от источников сноса, но и из-за влияния структурного фактора, связанного с существованием Жаркамысского свода.

Фациальная зона карбонатно-песчаниково-аргиллитовых отложений морского генезиса условно выделяется в пределах Актюбинско-Остансукской зоны, где визейская терригенная толща характеризуется крайне низкой степенью изученности. Верхнедевонская и турнейская части разреза изучены в пределах Зилаирского синклинория и в Бельско-Икском районе, где выделены Зилаирская и Киннская свиты. Визейская часть разреза изучена по выходам пород в верховьях реки Шолаксай и Айдарлыоша, где они проедставлены (по И.В.Хворовой) пачкой кремнистых и глинисто-кремнистых сланцев.

Терригенные межкарбонатные толщи среднего и верхнего карбона накопились в периоды активизации тектонической деятельности на востоке, когда увеличился привнос обломочного материала вдольбереговые аккумулятивные склоны и он проникал на территорию Палеоприкаспия, заполняя неровности рельефа.

Терригенная толща подольского горизонта московского яруса среднего карбона разделяет две карбонатные толщи - верхневизейско-нижнемосковскую (KT-II) и верхнемосковско-нижнегжельскую (KT-I). Слагающая её песчаниково-алевролитово-аргиллитовая с прослоями известняков формация образует клиновидное тело сложного строения, обусловленного палеорельефом нижележащей KT-II и положением двух конусов выноса обломочного материала, которые формировались северо-восточнее структуры Алибекмола (основной) и восточнее Синельниковской структуры. Межкарбонатная терригенная тоща (MKT) подольского возраста имеет мелководно-морской генезис и отличается регрессивной направленностью процесса осадконакопления. Благодаря своей высокой глинистости она является хорошей покрышкой дпя залежей углеводородов в северной половине Жанажол-Вост.Торткольской СФЗ. Мощность MKT уменьшается в западном направлении от 550м (по данным бурения) до нескольких метров.

MKT гжельского яруса верхнего карбона распространена в пределах восточной части Жакажол-Вост.Торткольской СФЗ, протягиваясь неширокой полосой от Вост.Жанажола на юг. Она разделяет собой карбонатные толщи верхнемосковско-касимовского возраста (KT-I) и ассельского возраста. Накопление её связано с деятельностью Кокпектинского конуса выноса, несущего обломочный материал глинистой, алевритовой и песчаной размерности с территории Мугоджар. Мощность клиновидного тела MKT гжельского яруса, отложившейся на восточной окраине карбонатного шельфа KT-I, достигает более 300 метров, качество её как покрышки пока не выявлено.

Терригенная толща нижней перми сформировалась в результате мощных орогенных процессов, создавших крупные горные сооружения. Раннепермское море на

востоке Прикаспийской впадины ограничивалось горной системой южного Урала и Мугоджар, где появлялись и исчезали масштабные источники сноса, господствовала обстановка сжатия, заложения шарьяжей и смещение аллохтонов. Обильный обломочный материал, денудируемый с горных сооружений, заполнил предгорные Актюбинский, Остансукский и Примугоджарский прогибы, а затем распространился далеко на запад от них.

Раннепермская эпоха началась с трансгрессии, связанной с погружением территории в результате региональных тектонических движений и с эвстзттическим повышением уровня моря в результате таяния ледников (Вейл, 1982). Глубина моря увеличилась настолько, что большей части территории востока Прикаспия прекратилась мелководно-морская карбонатная седиментация. Условия для развития рифостроящих организмов сохранились лишь на ограниченной территории Жанажол-Вост.Торткольской СФЗ - в её восточной полосе от Алибекмолинской и Вост.Жанажольской структур на севере до Вост.Тортколя и Тохутколя на юге.

Начало ранней перми ознаменовалось не только повышением глубины бассейна, но и возникновением в течении некоторого промежутка времени дефицита осадочного материала на рассматриваемой территории (за исключением Актюбинско-Остансукской СФЗ). Несмотря на то, что это был период активной вулканической деятельности соседствующей суши и вулканы поставляли огромное количество обломочного материала в предгорные прогибы, лишь наиболее легкие фракции терригенного и тонкого пеплового материала поступали вглубь бассейна, грубый же песчаный и галечный материал оседал во фронтальных частях подводных дельт и в предгорных прогибах.

В этих условиях происходило накопление конденсированных осадков гамма-активной пачки темноцветной битуминозной кремнисто-карбонатно-глинистой относительно глубоководной формации, в образовании которой большую роль сыграли пройессы реннепермского вулканизма, теплый климат и застойная сероводородная обстановка в придонной части бассейна. Указанная формация имеет микрослоистое строение и состоит из окремнелых битуминозно-глинистых пород, пепловых туффитов, силицитов, радиоляритов, многокомпонентных битуминозно-глинисто-карбонатных пород, микро- и тонкозернистых известняков и доломитов при высокой концентрации органического вещества в осадках.

Гамма-пачка четко выделяется в разрезе по каротажу благодаря повышенным значениям естественной радиоактивности (13-15, иногда до 30 мкр/час). Нижняя граница пачки совпадает со стратиграфической границей нижней перми с подстилающими разнофациальными каменноугольными отложениями. Перекрывается пачка терригенными, вулканогенно-терригенными (преимущественно глинистыми) отложениями ассельского возраста. Мощность пачки в Темирской зоне 20-90 метров; в Жанажол-Вост.Торколькой зоне 15-30 метров, редко до 65 метров, в некоторых сводовых скважинах структур Урихтау и Кожасай пачка отсутствует; в Лактыбайской зоне -50-100 метров, в Жаркамысской -20-60 метров.

Залегающий выше гамма-пачки теригенный комплекс нижней перми относится к морской сероцветной молассовой формации. Формация имеет тело огромной клиноформы, образованной восемью конусами выноса, где установлен широкий диапазон изменения мощностей от более 2 тысяч до нескольких метров. Кровля формации погружается от первых сотен метров до 5500 метров. Её характерными особенностями является преимущественно граувакковый состав песчаных пород, в равной степени выдержанный слабо карбонатныйфон разреза, преобладание в нем глинистых разностей. В пределах распространения терригенных отложений выделены следующие литолого-фациальные зоны:

Фациальная зона гравийно-песчаных и песчано-глинистых отложений прибрежно-морского генезиса приурочена в основном к Актюбинско-Остансукской

структурно-формационной зоне. Гравийно-галечные отложения слагают фронтальные части конусов выноса. До пяти конусов выноса прослежено и выявлено разными исследованиями в пределах линейно-складчатой зоны Актюбинского Приуралья, два конуса выноса - в краевой восточной части Остансукского прогиба. Последние представляют собой более периферийные части конусов выноса по сравнению с конусами выноса Актюбинского Приуралья.

Самый южный конус выноса Актюбинско-Остансукской СФЗ, связанный с подводной дельтой Палеоэмбы, оказал свое влияние на седиментацию осадков в северной части Жанажол-Вост.Торткольской СФЗ, следствием чего явилось накопление отложений прибрежно- морского генезиса на участках площадей Шенгельский, Вост.Мортук, северной части структуры Юж.Мортук и восточного крыла структуры Жанажол.

По комплексу признаков предполагается также наличие еще одного конуса выноса, располагающегося вдоль берегового аккумуляционного склона Западного Примугоджарья - конуса выноса Палеококпекты.

В течение раннепермского времени положение конусов выноса неоднократно менялось. Они появлялись, исчезали, неоднократно меняли свое направление, что отразилось на картах мощностей ассельского, сакмарского и артинского ярусов. Признаками конусовыносовых тел являются присущая им конфигурация изолинии мощностей, имеющих величины от 300 до 2200м, повторяющих контуры вдольбереговых аккумулятивных склонов, наличие мощных пластов и линз грубообломочных пород, переслаивающихся жнее мощными пластами аргиллитов.

Кроме фронтальных грубообломочных частей конусов выноса, в зоне прибрежно-морского осадконакопления присутствуют тонкоотмученные глинистые и алевритовые осадки периферийных частей конусов выноса, прибрежно-морские фации песчаных отложений приливно-отливных полос, гряд, пляжей, а также илистых отмелей между песчаными протоками, "отстойных" зон бухт и заливов.

Для прибрежных осадков Актюбинско-Остансукской СФЗ характерны высокая изменчивость литологического состава и частое выклинивание слоев, минералогическая и структурная незрелость, косая слоистость, текстуры взмучивания, как результат крутого уклона дна и наличия глубоководных участков, признаки оползания осадка.

Зона глинисто-песчаных и песчано-глинистых отложений мелководно-шельфого генезиса выделена в Темирской СФЗ и в Лактыбайской СФЗ, предположительно также в западной части Жанажол-Вост.Торткольской зоны. Терригенный палеошельф восточной части Прикаспия можно отнести к разряду шельфов с большим поступлением материала. Особенно большое его количество поступало начиная с сакмарского времени.

Меандрирующие и разветвляющие протоки, являющиеся продолжением подводных авандельт, намывали песчаные валы и барьерные базы. Линзоводные песчаные тела с увеличенной по сравнению с синхронными окружающими отложениями мощностью характерны в основном для южной части Темирской СФЗ (структуры Кенкияк, Кумсай, Арансай, Бозоба, Бланой, Аккум и др.). Высокоэнергетичные баровые песчаники характерны также для Лактыбайской СФЗ (Лактыбай, Жанажол 1). Признаком отложений песчаных валов и баров шельфа являются появление минералогически и структурно-зрелых песчаников.

Для большей северной части Темирской СФЗ (Бактыгарын, Аккудук, Лаккарган и др.) и для западной части Жанажол-Вост.Торткольской зоны более характерно накопление низкоэнергетичных осадков-шельфовых глин. Оно поступило в затишных участках шельфовых лагун, вдали от основных путей транспортировки обломочного материала, а также на несколько возвышающихся в рельефе морского дна илистых отмелях, огибаемых продвигающими протоками,несущими обломочный материал.

Фациальная зона песчаниково-алевролитово-аргиллитовых отложений внешнего шельфа, более глубоководного по сравнению с мелководным внутренним шельфом, выделена в пределах Жаркамысской структурно-формационной зоны. Обломочный материал транспортировался истоками преимущественно с северо-востока, в меньшем количестве - с востока. Поступление материала осуществлялось в основном по эрозионным каналам, образованным в краевой части шельфа по ослабленным зонам. Морфологически довольно отчетливо выражен канал между структурами Кенкияк и Урихтау. Отчетливо трассируется также седиментационный врез в краевой части внутренного шельфа в Локтыбайской СФЗ, между структурами Локтыбай и Жанатан 1, благодаря наличию скважин на участке вреза. Источником сноса для внешнего шельфа Жаркамысской СФЗ являлись также выводимые на поверхность платформенные карбонатные отложения карбона и одновозврастные осадки мелководно-шельефовой зоны.

Весь осадочный материал, приносимый меандрирующими и разветвляющими потоками и рассеиваемый течениями, распределялся по территории дальнего шельфа, создавая различные седиментационные формы: песчаные валообразные наносы и бары (Вост.Акжар, Терешковская, Каратобе), а также илистые участки. Для песчаных отложений, переработанных потоками и течениями, характерны большая окатанность, а кроме того - повышенное содержание "прочных зерен" - кварца и обломков кремнистых пород.

На низкоэнергетических участках шло накопление тонкогоризонтально-слоистых глинисто-алевритовых осадков, которые в трансгрессивных сериях перемещались прослоями карбонатных пород и силицитов. Особенно это характерно для наиболее удаленных частей Жаркамысской структурно-формационной зоны.

Третья глава посвящена коллекторским свойствам пород терригенных комплексов, роли седиментационных факторов в формировании и сохранении пустотного пространства, выявлению основных типов коллекторов и оценка их фильтрационно-емкостных параметров.

Установлено, что основным фактором, оказавшим влияние на формирование коллекторов, явились условия осадконакопления на древних шельфах, в частности, гидродинамика среды и возможность повторного вовлечения осадков в цикл осадконакопления при продвижении внутрь бассейна седиментации. В таких условиях на ближнем и дальном шельфе намывались седиментационные песчаные тела линзовидной и валообразной формы (Локтыбай, Жанатан, Кенкияк-Бозоба, Акжар, Каратобе и др).

Литолого-петрографическое изучение пород-коллекторов показало, что основную долю их обломочной части составляют "прочные" зерна-кварц и обломки кремнистых пород, реже полевые шпаты, отсутствуют или встречаются лишь в единичных зернах обломки глинистых и эффузивных пород, чешуйки хлоритов и слюд. Указанные песчаники по классификации В.Д.Шутова (1967) называются мезомиктовыми, по классификации Петгаджона (1981) тяготеют к сублитаренитам. Отличительной чертой песчаников нижней перми является наличие также обломков карбонатных пород (от 3 до 13% обломочной части), что объясняется близостью разрушающихся карбонатных сооружений.

Характер сформировавшегося пустотного пространства мезомиктовых песчаников нижнего карбона и нижней перми имеет существенные различия в генезисе и морфологии пустот. Если в породах-коллекторах нижнего карбона основную емкость составляют межзерновые поры простых и сложных конфигураций размером 0,05-0,1мм и 0,1-0,25мм, стенками которых служат поверхности кристаллических агрегатов цемента, а связь между порами осуществляется посредством межзерновых каналов, идущих по границе обломочных зерен и цементирующего заполнителя, либо между обломочными зернами, то в породах-коллекторах нижней перми первичные поры

играют незначительную роль, а основную роль играют поры выщелачивания. Это бесформенные, заливообразные, каналообразные полости размерами 0,05-1,0мм, иногда до мелких каверн (1,0-2,5мм), образованные в результате растворения и выноса кальцита цемента, сообщающиеся между собой межзерновыми каналами и микротрещинками.

Основным постседиментационным процессом, снижающим пустотное пространство пород-коллекторов, является кальцитизация, приводящая к залечиванию пор и имеющая причудливый характер распространения. Отмечена четкая зависимость значений открытой пористости от карбонатности, меняющей свои значения от 4-5 до 40-45%. Уменьшение карбонатности часто связано с увеличением пористости до 1520%, увеличение карбонатности, сокращая пористость, приводит к повышению хрупкости пород и способствует развитию трещиноватости.

Установлено, что в подсолевых терригенных разрезах карбона и перми преимущественным развитием пользуется поровый тип коллектора. Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники и алевропесчаники, накопление которых происходило на ближнем шельфе, при этом фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород нижнего карбона и нижней перми имеют близкие значения. Открытая пористость коллекторов находится в пределах 10-20%, максимальная пористость пород на Лактыбайском месторождении 19,02%, на Кенкиякском- 19,85%, максимальная газопроницаемость матриицы пород параллельно наслоению равна соответственно 233,0 и 266,0 миллидарси. При наличии трещин проницаемость резко увеличивается.

Открытая пористость поровых коллекторов, представляет в ранней перми территорию дальнего, относительно более глубоководного шельфа Жаркамысской зоны, достигает лишь 14,6% Каратобе, а газопроницаемость пород находится в пределах 10,0 миллидарси. Разница в коллекторских свойствах песчаников Темирской и Жаркамысской зон, несмотря на близкий минералогический состав, объясняется значительной разницей в глубине современного залегания нижнепермской толщи в этих двух структурно-формационных зонах. Породы Жаркамысской зоны, залегающие примерно на 500 метров глубже, являются более уплотненными по сравнению с породами Темирской зоны и содержат больше контактов вдавливания и спаивания зерен, что отрицательно сказывается на пористости пород.

Меньшим развитием по сравнению с поровым коллектором пользуются порово-трещинный и трещинный типы коллектора. В основном они связаны с относительно глубоководными отложениями гамма-активной пачки основания ассельского яруса, имеющей многокомпонентный битуминозно-кремнисто-карбонатно-глинистый состав и микрослоистое строение. Чередование слойков разного состава создает предпосылки для того, чтобы при возникающих тектонических напряжениях появилась сеть субгоризонтальных и субвертикальных трещин, сохранение которых в раскрытом виде обусловлено действием аномально высокого пластового давления.

Помимо пустотного пространства микротрещин и трещин, коллекторская емкость в подобных породах создается также и порами матрицы породы, которые образуются при замещении монтмориллонита слюдой и сокращении объема,занимаемого глинистыми минералами, а также при превращении сапропелевого вещества в нефть, при этом также образуется некоторое количество пустот (Гурари 1974,1981). При микроскопическом исследовании керна гамма-пачки выявлены также поры выщелачивания и растворения карбонатного и кремнистого материала (радиолярий кремнистого или кальцитового состава, обломков эффузивных пород).

Пористость гамма-активной пачки характеризуется по ГИС значениями 13,515%, иногда до 20%. Пористость пород, замеренная лабораторными методами, имеет самые разные значения, максимальная-18,9%, газопроницаемость- в пределах 1,0 миллидарси. Замеренная трещинная проницаемость достигает 237,0 мд.

Кроме гамма-активной пачки, порово-трещинный и трещинный тип коллектора встречается в разрезе и выше - в асельском, реже сакмарском ярусе. Он связан с породами тонкого переслаивания алевролитов с аргиллитами, с глинистыми слоистыми алеврилитами и тонко- и микрослоистыми аргиллитами. Смешанный тип коллектора преобладает в зоне прибрежно-морского осадконакопления Актюбинско-Остансукской СФЗ, где породы при высокой литологической изменчивости обладают низкой пористостью (в пределах 3-5%, реже до 9%) и крайне низкой проницаемостью матрицы ( сотые и тысячные доли миллидарси). Трещиноватые разности пород с кондиционной трещинной проницаемостью развиты на отдельных участках разреза и приурочены обычно к породам с карбонатностью 22-36%.

Четвертая глава посвящена пространственно-временному соотношению формаций на востоке Прикаспия и расчленению подсолевого разреза на вертикальные и латеральные формационные ряды. Под формацией понимается, вслед за Н.С.Шатским, ограниченный в пространстве литологически относительно однородный комплекс отложений, связанных между собой совместным нахождением и происхождением, характеризующийся индивидуальным своеобразием и являющийся продуктом длительно существовавших палеотектонической, палеобатиметрической и палеоклиматической обстановок.

При выделении и изучении формаций принимались во внимание следующие аспекты: общий литологический состав по степени распространения основных типов пород; характер изменения мощностей; стратиграфический объем. Выделение литолого-фациальных комплексов, образующих тело формации, н определение обстановок их накопления; рассмотрение литолого-петрографических особенностей пород, слагающих формации; установление соотношения со смежными формациями; выявление коллекторского потенциала пород формаций; изучение перспектив нефте газоносности.

В результате сравнительного сопоставления вертикальных и латеральных формационных рядов, отличающихся друг от друга набором формаций, их мощностями, наличием несогласий, в пределах восточной части Прикаспийской впадины установлено пять структурно-формационных зон (СФЗ), каждой из которых присущ определенный тип разреза отложений каменноугольно-нижнепермского (докунгурского) возраста. Это Актюбинко-Остансукский, Темирский, Жанажол-Вост.Торткольский, Локтыбайский и Жаркамысский, - связанные с определенными структурно-формационными зонами. Набор формаций в них различен: Жаркамысский и Актюбинко-Остансукский разрезы не содержат нижнепермской и нижнекаменноугольной формаций, слагающих указанные разрезы, в них присутствуют маломощные пачки сложного кремнисто-глинисто-карбонатного состава с меняющимся соотношением компонентов, характеризующиеся повышенной битуминозностью, которые можно выделить в особую формацию, накапливавшуюся в карбоне и нижней перми в периоды дефицита осадочного материала и отсутствия геоморфологических условий для мелководно-морской карбонатной седиментации.

В остальных типах разреза: Темирском, Жанажол-ВосточноТорткольском, Локтыбайском, - указанная формация присутствует лишь в основании ассельского яруса. В то же время Темирский тип разреза содержит в себе мощную толщу мелководных карбонатов поздневизейского-раннебашкирского, локально поздневизейского-раннемосковского возраста, а также терригенную толщу нижней перми.

Жанажол-Вост.Торткольский тип разреза включает в себя мощные терригенные толщи нижнего карбона, московского яруса среднего карбона гжельского яруса верхнего карбона, нижней перми. Кроме того, он включает также мощные карбонатные толщи: верхневизейско-нижнемосковскую (КТ-П), и верхнемосковско-пкельскую (КТ-

I), а также развитую на значительном участке территории от Вост.Жанажола до Вост.Тортколя-Тохутколя карбонатную толщу нижней перми.

Локтыбайский тип отличает развитие мощной толщи терригенных отложений нижнего карбона и сокращенная по сравнению с Жанажол-Вост.Торткольской СФЗ мощность терригенной нижней перми и карбонатных отложений.

На рисунке 2 показано соотношение теригенных и карбонатных комплексов в разрезах восточной части Прикаспийской впадины. Установлено, что в подсолевом разрезе востока Прикаспия преобладают терригенные породы, объем которых для различных зон составляет от 50 до 80%.

Региональная нефтегазоносность позднепалеозойского разреза Прикаспийской впадины контролируется кунгурскими сульфатно-галогенными толщами, по важным фактором в размещении скоплений углеводородов является зональноразвитые глинисто-аргиллитовые флюидоупоры, которые в ряде случаев почти целиком контролируют продуктивность нижних ярусов платформенного чехла и нижне-среднекаменноугольных и нижнепермских отложений.

Наиболее стабильными коллекторскими свойствами характеризуются карбонатные породы (известняки и доломиты), содержащие поровые, каверновые, трещинные и смешанные коллекторы с удовлетворительными и высокими емкостно-фильтрационными свойствами. Высокоемкие коллекторы установлены в карбонатных отложениях восточного борта впадины, а также в пределах разновозрастных карбонатных уступов по периметру впадины.

Основной региональной покрыщкой, контролирующей залежи, является нижняя часть толщи кунгура, представленная чередованием ангидритовых и соленосных пачек с включением относительно маломощных терригенных пластов. Это, в определенной мере характерно для восточного борта впадины. В качестве дополнительной покрышки можно рассматривать также преимущественно глинистую толщу артинского яруса.

СООТНОШЕНИЕ ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ КОМПЛЕКСОВ В РАЗРЕЗАХ ВОСТОЧНОЙ ЧАСТИ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

СОСТАВИЛ Г. КУЛУМБЕТОВ

Оса№ @терриге,шыешоже,™ Н ^оншыеошжеш Щ

пород ШП рифовые постройки Щ ш отсутствия оттеяий Рис.2

Роль зональной покрышки внутри продуктивной толщи выполняет толща между КТ-1 и КТ-Н.

На востоке Прикаспийской впадины выделяются толщи - резервуары и толщи -покрышки в нескольких типах разрезов: Актюбинско-Остансукском, Темирском, Жанажол-Восточно Торткольском, Локтыбайском и Жаркамысском.

Сравнительная характеристика типов разрезов по развития в них толщ-резервуаров и флюидоупоров в пределах изучаемой территории востока

Прикаспийской впадины показывают, что здесь развиты резервуары, приуроченные к карбонатным массивам и к терригенным породам. Лучшие коллекторы приурочены к карбонатным толщам, занимающим около 20 % площади исследований.

Основную часть площади впадины и разреза подсолевых отложений занимают терригенные породы, что в сочетании с фактором глубины их залегания приобретает принципиальное значение в сохранении достаточных емкостно-фильтрационных свойств резервуаров на глубинах свыше 5 км.

На меньших глубинах коллекторы в этих породах характеризуются низкими, реже удовлетворительными емкостно-фильтрационными свойствами, подверженными резкой изменчивости по площади даже в пределах локальных структур. Снижение емкостных свойств песчаных, алевролитовых, гравелитовых или конгломератовых пород - коллекторов связано с высоким содержанием карбонатного цемента и рассеянного глинистого материала. Величины пористости составляют 10 - 12 %, проницаемость в пределах первого десятка миллидарси. В редких случаях развита трещиноватость, при наличии которой удается получить высокие дебиты при испытании скважин.

В пятой главе произведена дифференцированная оценка перспектив нефтегазоносности как подсолевых терригенных формаций и слагающих их литолого-фациальных комплексов, так и выделенных структурно-формационных зон.

Одним из основных вопросов формирования месторождений является вопрос выявления генетической природы нефтей и их связи с нефтематеринскими породами, поскольку это позволяет обоснованно говорить о возможных источниках генерации углеводородов, связывать их образование с определенными стратиграфическими комплексами, судить о направлениях миграции, что предопределяет характер распространения ресурсов в нефтегазоносных зонах.

По данным исследователей Д.А. Шлыгина, Э.С. Воцалевского, Д.А.Вейврека на восточном борту Прикаспийской впадины установлены нефти генотипов А2 и А4, которые приурочены исключительно к зонам развития карбонатных массивов каменноугольного возраста - Темирского и Жанажол-Торткольского. Эти нефти входят в группу А, которые встречаются в палеозойских отложениях и связаны с месторождениями, расположенными в границах карбонатных платформ, тектоно-седиментационных и рифовых массивов, где коллекторами являются мощные толщи органогенных известняков. Такие нефти встречены также в надсолевых месторождениях, которые расположены вблизи или над залежами палеозойского комплекса и могут формироваться за счет вертикальных перетоков углеводородов из подсолевого комплекса. (Каратон, Кенкияк, Караарна, Кокарна и др.)

Рассмотрен характер нефтегазоносности подсолевых палеозойских отложений в восточной бортовой части Прикаспийской впадины с учетом последних геолого-геофизических и геохимических данных. Проведено сопоставление продуктивности карбонатных и терригенных нефтегазоносных комплексов на месторождениях восточной бортовой зоны впадины, проанализированы особенности строения и условия формирования ловушек углеводородов, фильтрационно-емкостные параметры пордуктивных комплексов.

Для подсолевых терригенных формаций востока Прикаспийской впадины характерны следующие общие признаки нефтегазоносности:

1. Зоны развития Примугоджарского, Актюбинского и Остансукского палеопрогибов в разное время являлись местом накопления ограмных мощностей терригенных пород насыщенных РОВ, которые на фоне неуклонного погружения при прохождении ГЗН становилиссь нефтегазогенерирующими;

2. В зонах нефтегазонакопления, благодаря изменчивости условий накопления осадков на древних шельфах и характера распространения палеодельт,

формировались как горизонты обломочных пород- коллекторов, так и непроницаемые покрышки, представленные пачками пород глинистого состава; 3. Для зон нефтегазонакопления характерно наличие многочисленных нефтегазопроявлений и скоплений УВ, а также наличие ловушек разнообразных типов: антиклинальных, литологически и тектонически экранированных, неантиклинальных литолого-стратиграфических.

Указанные предпосылки нефтегазоносности способствовали формированию существующего характера распределения месторождений УВ и нефтегазоперспективных зон по территории востока Прикаспия, которая значительно различается ряд нижнекаменноугольных и нижнепермских отложений.

Нефтегазоносный терригенный комплекс нижнего карбона является перспективным комплексом для открытия новых месторождений УВ. Расположение участков нефтегазонакопления обусловлено местоположением источников сноса обломочного материала на юго-востоке рассматриваемой территории и направлением движения основных несущих обломочный материал потоков на запад и северо-запад. Породы-коллекторы содержатся в пачках обломочных пород верхне-визейского подъяруса, которых насчитывается до десяти. Разделяются они пачками пород преимущественно глинистого состава.

Размещение пород-коллекторов предопределено условиями накопления осадков на древнем шельфе на участках с достаточно высоким энергетическим уровнем, где могли накапливаться минералогически и структурно зрелые шельфовые пески, распространяющиеся вглубь бассейна с образованием клиноформ. В плане они нередко формируют заливообразные или замкнутые контуры, создавая предпосылки для образования ловушек литологического выклинивания или стратиграфические.

Нефтеносность толщи установлена в Локтыбайской СФЗ, а также в Жаркамысской и Жанажол-Вост.Торткольской зонах. В тектонически приподнятой Локтыбайской СФЗ промышленно нефтеносны алевро-песчаные подводно-дельтовые мелководно-шельфовые комплексы отложений с хорошими коллекторскими свойствами. Притоки нефти дебитом 23м3/сут. Получены на Локтыбайском месторождении, а также на структуре Жанатан 1, где из скв.Г-7 получены фонтанные притоки нефти до более 8,0м/сут. С аналогичными литолого-фациальными комплексами, развитыми восточнее Локтыбайской зоны, в Жанажол-Вост.Тортольской СФЗ, связана получение притока нефти дебитом до Зм3/сут в скв.ПГС-1 Кожасай. Промышленная нефтеносность подводно-дельтовых комплексов дальнего (внешнего) шельфа установлена в Жаркамысской СФЗ, где во многих поисковых скважинах получены небольшие притоки нефти (скважины Г-2 и Г-5 Вост.Акжар, Г-41 Каратообе, Г-9, Г-10, Г-12 Курсай).

Важной особенностью нефтей нижнего карбона является их низкая плотность и мапосернистость (плотность 0,825г/см3, сероводорода нет, серы 0.25%). Основные геохимические показатели разреза формации следующие: Сор1= 0,08-4,65%, общее содержание битумоида достигает 2,3-3,1%. Степень катагенеза органического вещества соответствует подстадиям МКг и МКз.

Наиболее перспективным объектом по нижнекаменноугольному терригенному комплексу отложений является линейная зона валообразных поднятий, приуроченная к краевой части ближнего, или внутренного палеошельфа, которая, кроме структур с установленной нефтеносностью Лактыбай и Жанатан 1, включает в себя структуры Зап.Кожасай, Сев.Тускум, Тускум, Вост.Тобускен, Тортколь. Здесь возможны типы залежей сводовые и литологически и (или) стратиграфически ограниченные. Роль покрышек в ловушках нефти играют мощные пласты аргиллитов верхневизейского возвраста.

В соседних Жаркамысской и Жанажол-Вост.Торткольской СФЗ, где нижний карбон залегает, как правило, значительно глубже, чем в тектонически приподнятой

Лактыбайской зоне, значения пористости пород скорее всего не превысят 12-13%. Однако и из таких коллекторов возможно получение притоков углеводородов.

Нефтегазоносные комплексы нижней перми включают в себя битуминозную кремнисто-карбонатно-глинистую пачку основания перми и вышележащие терригенные комплексы. По литологическому строению и высокой обогащенности органическим веществом пачки имеет сходство с доманикитами Русской платформы и башенитами Сибири и является нефтегенерирующей и нефтеаккумулирующей. Высокий геохимический потенциал (С0рг=2,7-12%), степень катагенеза органического вещества, соответствующая подстадиями МК1-МК2, благоприятные термодинамический режим и гидрогеологические условия создали оптимальный фон для генерации углеводородов и сохранения залежей в рамках формации.

Промышленная нефтегазоносность гамма-активной пачки впервые была доказана получением высокодебитных притоков (нефти до 700 м3/сут., газа 400 тыс. м3/сут.) в скв. Г-1 Вост.Акжар. Нефть плотностью 0,825 г/см3, сероводорода нет, серы в нефти 0,19-0,40%. В последующем высокие дебиты нефти до 19,6 м3/сут. были получены в других скважинах Акжар-Курсайской группы: Г-3, Г-5, Г-9, Г-10, Г-1. Поэтому Жаркамысская Зона является приоритетной для поисков УВ, связанных с гамма-пачкой. Главными объектами поисков являются структуры, приуроченные к тектонически подвижным участкам, где могут быть обнаружены основные зоны трещиноватости и разуплотнения пород. С гамма-активной пачкой здесь могут быть связаны залежи структурно-литологического, структурно-тектонического, структурно-стратиграфического типов.

Кроме Жаркамысского свода, гамма-пачка перспективна и на других выступах фундамента - Караулкельдинском, Коскульском, Темирском. В скв. П-21 Караулкельды из интервала залегания гамма-пачки получен небольшой приток нефти, многочисленные признаки нефтеносности по керну и при бурении интервала залегания гамма-пачки получены в скв. Г-100 Кенкияк, П-19 Аккудук, П-2 Арансай, Г-4, Г-5 Бозоба.

Повышенные ФЕС гамма-пачки и скопление УВ, связанные с перегибом слоев и растрескиванием пород, можно ожидать в пограничных участках между Жаркамысской и Лактыбайской зонами, где залегание слоев во многих случаях нарушено дизъюктивными дислокациями и ловушки УВ могут быть приурочены к узким надвиговым областям. Приразломные зоны наиболее благоприятны для поисков УВ в гамма-пачке еще и потому что в ее глинистых прослоев из-за тепловых потоков происходит более обширная катагенная гидрослюдизация монтмориллонита, приводящая к повышению пористости пород и склонности их к трещинообразованию.

Терригенный комплекс нижней перми является высокоперспективным комплексом в подсолевых отложениях востока Прикаспия. По площади развития нижнепермской терригенной толщи установлено достаточно высокое содержание Сорг до 5,1%, которое увеличено почти в 2 раза в пределах восточной части Темирской СФЗ, где достигает 9,4-10 %. Тип органического вещества сапропелево-гумусовый и сапропелевый. Содержание СББТ достигает 15,8% при низких значениях ХБ.

Перемещение главных источников сноса обломочного материала к северу повлияло на распределение основных масс осадков по изучаемой территории и на расположение основных скоплений углеводородов.

Наиболее важным объектом для поисков УВ являются глинисто-песчаные комплексы бароподобного генезиса, среди которых встречены пласты алевролитов и песчаников кварц-кремневого состава, получившие свое распространение в Темирской СФЗ, в ее южной части, расположенной в пределах ближнего палеошельфа, на пути транспортировки обломочного материала Палеоэмбенского подводного потока. Основные типы ловушек для нефти и газа в отложениях нижней перми относятся к структурно-литологическому и структурно-стратиграфическому классам, в которых

наиболее распространены литологически ограниченные и литологически экранированные залежи УВ.

Примером продуктивности подводно-дельтовых аккумулятивных тел типа баров является месторождение Кенкияк-Бозоба, где выделено до семи продуктивных горизонтов с суммарными эффективными толщинами от 3,2 до 67,2 м, а дебиты нефти колеблются от 0,14 до 112 м3/сут. Наличие литологических и литологически экранированных вверх по восстанию слоев залежей нефти предполагается также на поднятиях Арансай, Кумсай, Блаксай и др., где мощность баровых тел достигает 100120 м.

В Жаркамысской зоне нефтеносными являются песчано-алевритовые комплексы валообразных наносов подводных потоков в основном того же Палеоэмбенского конуса выноса, отложившиеся в пределах внешнего палеошельфа. Открытые здесь месторождения Акжар и Каратобе связаны с ловушками УВ, типичными для конусовыносовых тел. Они приурочены к моноклинальному подъему слоев, среди которых получили развитие пористо-проницаемые кварц-кремневые песчаники и алевропесчаники, постепенно замещающихся вверх по восстанию практически непроницаемыми породами, для структур характерно вытягивание изолиний в виде структурных носов. Залежи нефти обнаружены почти во всех номенклатурных горизонтах, имеющихся на месторождении Кенкияк. Мощность горизонтов по площади непостоянна и меняется от 30 до 140м, суммарные эффективные толщины меняются от 7 до 25м, дебиты варвируют от 0,03 до 12,4 м3/сут. Нефть получена в скв. 1 и 9 Вост.Акжар, в скв. 1 и 10 Курсай, 41 и 42 Каратобе. К перспективным относятся также поднятия Тасший, Телеумбет, Итасай и многие другие, морфологически слабо выраженные поднятия.

Выявленные незначительные скопления газа с нефтью локализуются в Актюбинском Приуралье, в зоне древнего прибрежно-морского осадконакопления с большим поступлением терригенного материала и быстрым его захоронением, по площади развития системы палеопротоков Палеорского конуса выноса. Работами прошлых лет перспективы нефтегазоносности территории оценивались высоко. Было пробурено большое количество скважин, однако промышленных залежей не было выявлено. Незначительные притоки были получены из сакмарских и ассельских отложений в скважинах площадей Жилянская, Подгорненская, Петропавловская, Биштамакская, Актюбинско-Биштамакская, Западно-Актюбинская, Георгиевская и Борлинская. В последние годы были пробурены скважины П-34 Белогорская, П-23 Северо-Петропавловская и П-2 Джусинская, Карнак. При бурении выявлены газопроявления в ассельском ярусе на Северо-Петропавловской площади и в артинско-сакмарских отложениях - на Джусинской площади.

В пределах Остансукского прогиба было пробурено 19 параметрических и поисковых скважин на 12 площадях - Байжарык, Джурун, Вост.Аккемир, Аккемир и др. Незначительные притоки нефти получены в скв. П-38 Остансук, П-35 Коктюбе и Г-1 Жарык, плотность нефти 0,8608 г/см3, содержание серы 0,27%.

Таким образом, несмотря на широкое развитие в разрезе нижней перми Актюбинского Приуралья и Остансукского прогиба песчаников, алевролитов, гравелитов, коллекторы гранулярного типа не получили здесь своего развития из-за структурной и минералогической незрелости осадков, их уплотненности и последующей кальцитизации оставшегося порового пространства. В Актюбинском Приуралье породы-коллекторы и покрышки к тому же интенсивно деформированы в результате постседиментационной складчатости, сыгравшей свою роль в разрушении залежей.

В Остансукском прогибе основным критерием поисков ловушек УВ в настоящее время остается структурный, связанный с поисками тектонически экранированных залежей в зонах разломов, где на погруженных западных крыльях формируются

экранированные ловушки, коллекторские свойства пород, возможно, улучшены за счет трещиноватости. Относительно высокое гипсометрическое положение кровли (800-2500м) облегчает поиски месторождений в приразломных структурах. Некоторые из них еще не опоискованы (Аксай-Жарык, Пасмурная), во многих получены неопределенные результаты.

Проведенный анализ нефтегазоносное™ терригенных формаций и их литофациальных комплексов позволяет дать сравнительную оценку перспектав обнаружения залежей УВ в структурно-формационных зонах востока Прикаспийской впадины.

Наиболее перспективной зоной является Жаркамысская СФЗ, где наблюдается самый высокий этаж нефтегазоносное™ подсолевых терригенных формаций, связанный с отложениями карбона и перми. Здесь продуктивны алевролито-песчаниковые комплексы высокоэнергетичных участков дальнего шельфа, где накапливались подводно-дельтовые отложения конусов выноса.

Особенно перспектавным является удаленный Акжар-Курсай-Каратобинский участок Жаркамысской СФЗ, где в раннем карбоне и ранней перми происходило накопление наиболее отсортарованных минералогически зрелых осадков с повышенным содержанием кварца и обломков кремнистых пород.

В составе нижней перми, в ее основании, высоко продуктавны битуминозные кремнисто-карбонатно-глинистые отложения, накапливавшиеся в условиях дефицита осадочного материала, повышенных глубин и интенсивно проявляющегося вулканизма.

Залежи УВ в нижнепермской толще могут быть с востока экранированы зоной карбонатаого уступа. В этой же полосе, граничащей с Локтыбайской СФЗ, могут быть встречены участки растрескивания пород гамма-актавной пачки. Учитывая большой размер территории, занимаемой Жаркамысской зоной, а также продуктавность трех осадочных терригенных комплексов подсолевых отложений, можно считать Жаркамысскую зону высокоперспсктавной зоной (по терригенным отложениям) востока Прикаспийской впадины.

Второй высокоперспективной зоной является Локтыбайская горстовая зона, в которой продуктивны мелководно-шельфовые баровые комплексы верхнего визе. Все структуры, расположенные в указанной зоне, должны быть тщательно опоискованы.

Третьей высокоперспектавной зоной является южная часть Темирской СФЗ, где доказанной нефтеносностью обладают аргиллитово-песчаные комплексы подводно-дельтовых аккумулятавных тел типа баров ассельско-артанского возраста. Наличие литологически экранированных вверх по восстанию слоев залежей предполагается в баровых комплексах на поднятаях Кумсай - в артинских отложениях и Арансай - в сакмарских отложениях. При поисках залежей в нижнепермском терригенном разрезе рекомендуется проводить испытание на нефтеносность и гамма-актавной пачки.

В наименее изученной Коскульской зоне перспектавны, как и в Темирской СФЗ, нижнепермские отложения в пределах Коскульского и Караулкельдинского выступов фундамента, в том числе и отложения гамма-пачки. Скопления УВ можно ожидать на территории, окаймляющей Темирскую зону с запада, где возможны выклинивание слоев, а также дизъюнктивные нарушения, приводящие к растрескиванию пород гамма-пачки.

Жанажол-Вост.Торткольская СФЗ, где установлено отсутствие коллекторов в нижнепермских отложениях, перспективна по нижнему карбону, где в пределах распространения мелководно-шельфовых подводно-дельтовых отложений развиты многоцикловые кварцкремневые песчаники, которые при неполном залечивании их порового пространства кальцитом являются коллекторами.

Актюбинское Приуралье и Остансукский прогиб, несмотря на многочисленные нефтегазопроявления, обладают меньшими перспектавами. Их территории в ранней перми располагались в зоне прибрежного осадконакопления с обильным привносом и

быстрым захоронением обломочного материала, в результате чего в подавляющем большинстве отложились структурно и минералогически незрелые осадки. К тому же наблюдается быстрое выклинивание пластов. В Актюбинском Приуралье во многих случаях зафиксирована трещиноватость пород, которая способна позитивно повлиять на их коллекторские свойства. В то же время дислоцированность пород и выведение их на дневную поверхность, возможно, привели к разрушению залежей.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При проведении литолого-фациального изучения подсолевых терригенных формаций, определения коллекторского потенциала и нефтегазоносности указанных формаций и их литолого-фациальных комплексов получены следующие результаты:

1. В разрезе карбона и перми востока Прикаспийской впадины выделены четыре подсолевые толщи терригенных отложений: нижнекаменноугольная, среднекаменноугольная (подольская), верхнекаменноугольная (гжельского яруса) и нижнепермская. В основании нижнепермской толщи обособляется гамма-активная пачка пород смешанного состава, относящаяся к битуминозной кремнисто-карбонатно-глинистой формации. Природными резервуарами нефти и газа являются лишь нижнекаменноугольная и нижнепермские формации, среднекаменноугольная и верхнекаменноугольная толщи не содержат коллекторов и являются межкарбонатными экранирующими толщами.

2. Образование терригенных формаций происходило в периоды наступления трансгрессий, сопровождающихся усилением орогенных процессов в Урало-Мугоджарской геосинклинали и появлением мощных несущих обломочный материал потоков, сформировавших систему русловых, дельтовых, авандельтовых потоков, меандрирующих каналов, каналовых конусов выноса, намывных валов, баровых тел и т.д. в зонах горно-прибрежного, прибрежно-морского, мелководно-морского и относительно глубоководного осадконакопления. Наибольшая песчанистость разреза наблюдается по ходу основных транспортных путей выноса обломочного материала из действующих источников сноса, находившихся в раннем карбоне на юго-востоке, в ранней перми - на северо-востоке изучаемой территории.

3. Образование битуминозной кремнисто-карбонатно-глинистой формации (гамма-активной пачки) происходило в начале ранней перми в условиях дефицита осадочного терригенного материала в сочетании с теплым климатом, застойной сероводородной обстановкой в придонных водах, при интенсивных процессах вулканизма, а также при повышенных глубинах, не способствующих развитию мелководной карбонатообразующей фауны.

4. Выявлено, что промышленные скопления УВ в терригенных отложениях (месторождения Лактыбай, Кенкияк, Акжар-Каратюбе) приурочены к высокоэнергетичным участкам зоны шельфового осадконакопления, где осадки до своего захоронения успели приобрести структурную и минералогическую зрелость. Многочисленные нефтегазопроявления и незначительные притоки УВ (разведочные площади Жилянская, Северо-Петропавловская, Борлинская, Джусинская, Остансукская и др.) получены преимущественно из низкопористых порово-трещинных и трещинных коллекторов. Их формирование связано с условиями накопления в прибрежно-морской, иногда горно-прибрежной обстановке с обильным поступлением и быстрым захоронением обломочного материала и частым выклиниванием пластов, а также с локальным развитием постидиментационной трещиноватости.

5. Установлена роль генетических особенностей терригенных пород в формировании и сохранении их пустотного пространства. Алевропесчаные осадки, слагающие поровый коллектор нижнего карбона и нижней перми, представлены

многоцикловыми отсортированными кварц-кремневыми сублитаренитами. В нижней перми их отличительной особенностью является присутствие в обломочной части также обломков карбонатных пород. Пустотное пространство песчаников нижнего карбона представлено в основном унаследованными межзерновыми порами, стенками которых служат поверхности обломочных зерен и (или) поверхности кристаллических агрегатов цемента. В песчаниках нижней перми более значительную роль в формировании порового пространства сыграли процессы растворения и осаждения карбонатного материала, при которых первичное поровое пространство было почти полностью преобразовано и основную роль в емкости коллектора приобрели поры и мелкие каверны выщелачивания.

6. Выявлено, что наиболее высокими ФЕС обладают песчаники мелководно-шельфового генезиса, развитые в пределах ближних или внутренних палеошельфов - поздневизейского (Локтыбай, Жанатай и др.) и раннепермского (Кенкияк, Бозоба и др.). Их открытая пористость 10-20%, газопроницаемость матрицы достигает более 200 миллидарси; при наличии трещин проницаемость резко увеличивается. Открытая пористость поровых коллекторов Жаркамысской зоны (Акжар, Курсай, Каратобе), представляющей собой в ранней перми территорию более глубоководного дальнего или внешнего шельфа, достигает лишь 14,6%, а газопроницаемость находится в пределах 10,0 миллидарси. Пониженные ФЕС нижнепермских пород Жаркамысской СФЗ по сравнению с одновозрастными породами Темирской СФЗ объясняются значительной разницей в глубине залегания коллекторских горизонтов в этих двух структурно-формационных зонах. Породы Жаркамысской зоны, залегающие примерно на 500 метров глубже, являются более уплотненными по сравнению с породами Темирской зоны и содержат больше контактов вдавливания и спаивания зерен, что отрицательно сказывается на пористости.

7. Высокоемкий коллектор трещинного и порово-трещинного типа связан с битуминозной кремнисто-карбонатно-глинистой гамма-активной пачкой основания перми. Трещиноватость здесь обусловлена многокомпонентным составом и микрослоистостью строения пород пачки. Максимальная емкость пор и трещин 18,8%, максимальная проницаемость по трещинам 237,0 миллидарси. Наличием трещин обусловлены и коллекторские свойства низкопористых песчаников-структурно и минералогически незрелых лититовых аренитов Актюбинского Приуралья, развитых в древней зоне прибрежно-морского осадконакопления.

8. Прогноз нефтегазоносное™ терригенных отложений базируется на выявленных закономерностях приуроченности скоплений нефти и газа к определенным литолого-фациальным комплексам. В частности, установлена связь нефтегазоносности с литолого-фациальными комплексами подводного-дельтовых отложений периферийных частей конусов выноса ближнего (Кенкияк, Локтыбай, Кожасай) и дальнего (Акжар, Курсай, Каратобе) палеошельфов, характеризующихся наиболее благоприятными условиями для формирования структурно и минералогически зрелых осадков-потенциальных коллекторов нефти и газа.

По теме диссертации автором опубликованы следующие работы:

1) «Литология девонских карбонатных комплесксов востока Прикаспийской впадины», Вестник КазНТУ имени К.И.Сатпаева за 1998 год, КазНТУ имени К.И.Сатпаева, Алматы, 1998 год, совместно с Б.К. Баймагамбетовым

2) «Литолого-петрографические особенности и фильтрационно-емкостные свойства терригенных комплексов нижнего карбона», Молодые ученые к 10-летию независимости Казахстана, КазНТУ имени К.И.Сатпаева, Алматы, 2001 год

3) «Литологический состав и условия осадконакопления терригенных толщ нижнего карбона», Молодые ученые к 10-летию независимости Казахстана, КазНТУ имени К.И.Сатпаева, Алматы, 2001 год

4) «Литолого-петрографические особенности и фильтрационно - емкостные свойства пород-коллекторов. Терригенные комплексы нижней перми», Вторая международная научно-техническая конференция молодых ученых, КазНТУ имени К.И.Сатпаева, Алматы, 2002 год

5) «Изучение литолого-фациальных подсолевых терригенных формаций», Вторая международная научно-техническая конференция молодых ученых, КазНТУ имени К.И.Сатпаева, Алматы, 2002 год

Подписано в печать 02.04.2010 г. Формат 60x84 1/16. Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,4. Тираж 50 экз. Заказ № 1617.

Отпечатано в ООО «Издательство "ЛЕМА"» 199004, Россия, Санкт-Петербург, В.О., Средний пр., д.24 тел.: 323-30-50, тел./факс: 323-67-74 e-mail: izd_lema@mail.ru http://www.lemaprint.ru