К оглавлению

УДК 553.98.061.15(574.14)

О времени формирования мезозойских залежей нефти и газа Бузачинско-Прорвинского района

А.Н. КОНДРАТЬЕВ (ВНИГНИ)

Бузачинско-Прорвинский район располагается в зоне сочленения Прикаспийской впадины и Туранской плиты и занимает юго-восточную часть Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

В пределах Бузачинского свода продуктивны юрские и нижнемеловые отложения (месторождения Каражанбас, Северный Бузачи, Жалгизтюбе, Каламкас, Восточный Каратурун), а в Прорвинской группе структур - юрские и верхнетриасовые (Западная Прорва, Прорва, Актюбе). Геологическое строение рассматриваемого района, литолого-стратиграфическая характеристика развитых здесь отложений, а также морфологические особенности залежей нефти и газа достаточно полно были рассмотрены ранее [2, 3, 5]. Задача данной работы - установить закономерности формирования и размещения выявленных здесь залежей нефти и газа.

Один из главных факторов, характеризующих условия формирования залежей УВ, - время. Для установления времени образования месторождений Бузачинско-Прорвинского района изучалась история развития структурных ловушек, контролирующих залежи нефти и газа, анализировались давления насыщения нефтяных залежей, особое внимание было уделено историко-геолого-геохимическим исследованиям.

Проведенный ранее [3, 5] палеотектонический анализ развития Каражанбасского, Северо-Бузачинского и Каламкасского поднятий показал, что юрские и неокомские структурные ловушки здесь начали формироваться одновременно с осадконакоплением. К началу альба их амплитуда составляла не более 20-30 % современной, в последующем они продолжали активно развиваться. Образование залежей нефти и газа на п-ове Бузачи могло начаться в конце нижнего мела. К этому времени уже существовали структурные условия для аккумуляции УВ, а наличие аптской глинистой покрышки создавало благоприятную обстановку для их консервации.

Ловушки, к которым приурочены залежи нефти и газа Прорвинской группы месторождений, особенно активно развивались на начальном этапе. Верхнетриасовые ловушки в основном сформировались в позднетриасово-юрское время, а юрские - в поздней юре - раннем мелу.

Если по времени образования ловушек можно уверенно говорить, что раньше этого момента формирование залежи не может наступить, то заключительный этап возникновения залежи установить сложнее и не всегда можно.

Для этого применяют метод, основанный на использовании давлений насыщения. Проведенные расчеты показали, что формирование юрских и нижнемеловых залежей нефти на Каражанбасском и Северо-Бузачинском месторождениях должно было завершиться в раннем мелу, юрских на Каламкасе - в конце раннего - начале позднего мела, юрских на Прорве - в позднем мелу. Применяя этот метод, необходимо учитывать, что иногда степень его надежности невелика, поскольку он основывается на ряде допущений, в частности на допущении о постоянстве соотношения нефти и газа в залежи с момента ее формирования. Для Каражанбасского и Северо-Бузачинского месторождений, залегающих на небольших глубинах и сильно нарушенных, потери газа и соответственно понижение давлений насыщения были неизбежны. При этом расчетная глубина залежей в момент их формирования получалась меньше, а время образования более ранним, чем это было в действительности. Таким образом, формирование залежей нефти этих двух месторождений закончилось позднее раннего мела. Рассчитанное по давлению насыщения время образования юрских залежей нефти Каламкасского и Прорвинских месторождений, учитывая их большую глубину залегания и меньшую тектоническую нарушенность, определено достовернее.

Для установления истинного времени формирования залежей нефти и газа особенно важно, предварительно выявив источники генерации УВ, т.е. нефтегазоматеринские толщи (НГМТ), определить, когда они погрузились на глубины, достаточные для интенсивного проявления процессов нефтегазообразования, при которых происходят активная миграция и аккумуляция УВ.

Анализ геологического строения, литолого-фациальных и геохимических особенностей мезозойских отложений Бузачинско-Прорвинского района позволил установить следующее.

Юрские породы в прогнутой Култукской зоне залегают на глубиных свыше 2000 м. и имеют мощность 1000-1200 м (см. рисунок ). Образования нижней и верхней юры в Прорвинско-Култукской зоне выклиниваются в направлении Бузачинского свода. Нижнеюрские породы характеризуются преимущественно песчаным составом и небольшими мощностями (до 100 м), что говорит об их невысоких нефтегазогенерирующих возможностях. Песчано-глинистые отложения келловея, формировавшиеся в условиях нормального морского бассейна, - нефтегазоматеринские, но их мощность сравнительно невелика (100-160 м). Глинисто-карбонатная оксфорд-волжская толща мощностью 220-300 м рассматривается как покрышка для юрских залежей Прорвинско-Култукской зоны. В генерационном потенциале юрских отложений основная роль отводится среднеюрским. Лагунно-континентальная толща этого возраста мощностью до 500- 600 м сложена песчано-алевритово-глинистыми породами с многочисленными включениями и прослоями углефицированного растительного детрита. Присутствие сидерита свидетельствует о восстановительной обстановке осадконакопления. По данным лабораторий ВНИГНИ и ВНИГРИ, содержание Сорг в среднеюрских породах п-ова Бузачи составляет 0,4-2,8 %, в образцах с углистыми включениями - до 10,5%; а битумоидов - сотые доли процента, хотя в отдельных образцах оно достигает 0,2 %. Тип ОВ гумусовый с небольшой примесью сапропеля, степень катагенного преобразования не превышает стадии МК1.

Таким образом, среднеюрские отложения в пределах Бузачинского свода - потенциально нефтегазоматеринские. Но небольшие глубины залегания (менее 1000 м) не позволили им реализовать нефтегенерационный потенциал. Поэтому Бузачинское поднятие следует рассматривать как зону нефтегазонакопления, а зона нефтегазообразования, в которой происходила генерация УВ, сформировавших в результате латеральной миграции залежи нефти и газа на Бузачах, а также в Прорвинской группе поднятий, связана с более погруженными (2-3,5 км) участками залегания НГМТ юрского возраста. Они находятся в северной акватории Каспийского моря и, прежде всего, в районе залива Комсомолец (Култукский прогиб). Проведенный М.В. Проничевой и Г.Н. Саввиновой [6] палеогеоморфологический анализ показал, что в средней юре вся территория северной акватории Каспия была областью сложной системы палеодельт, где накапливались осадки повышенных мощностей и захоронялось значительное количество ОВ.

По данным Э.К. Азнабаева [1], на юге Прикаспийской впадины степень катагенного преобразования ОВ среднеюрских нефтематеринских пород на глубинах свыше 2000 м достигает стадии МК2.

Континентальные пестроцветные отложения неокома, бедные ОВ, к нефтегазоматеринским не относятся, поэтому залежи нефти и газа в них на п-ове Бузачи следует считать вторичными, образовавшимися за счет перетока УВ из юрских пород.

Распространенные в пределах Южной Эмбы и Северо-Западного Устюрта верхнетриасовые отложения [2] характеризуются песчано-глинистым составом, серой окраской, присутствием микрофитопланктона наряду с обилием остатков наземной флоры. Они отлагались в субаквальных условиях бассейна прибрежно-морского типа. Геохимическая обстановка осадконакопления была преимущественно восстановительной, о чем свидетельствуют преобладание среди аутогенных минералов пирита и сидерита и содержание Сорг в количестве 0,2-0,8 %. Все отмеченные особенности позволяют считать верхнетриасовые образования нефтегазоматеринскими и с их нефтегазогенерационным потенциалом связывать формирование открытых на Прорве залежей нефти и газа в одновозрастных породах.

Следующий этап историко-геолого-геохимических исследований - проведение палеотектонического анализа погружения выделенных потенциально НГМТ, позволяющего судить об их положении в отдельные периоды геологической истории. Современные представления о стадийности процесса нефтегазообразования дают возможность определять время прохождения НГМТ вертикальных генетических зон, когда происходят наиболее интенсивная генерация и миграция газообразных или жидких УВ, и с этим временем связывать время формирования залежей нефти и газа. В позднеюрско-раннемеловое время потенциально НГМТ верхнетриасового и юрского возраста последовательно погружались до глубин 2 км. При этом ОВ пород изменялось до буроугольной и длиннопламенной стадий катагенеза.

Эти условия опускания соответствовали верхней зоне газообразования. На этом этапе газ (метан) мигрировал в сторону Бузачинского поднятия и Прорвинского вала и заполнял начавшие формироваться структурные ловушки. На Каражанбасском и Северо-Бузачинском поднятиях юрские ловушки в раннем мелу имели небольшую амплитуду и могли аккумулировать незначительное количество газа ранней генерации. Кроме того, широкое развитие тектонических нарушений параллельно с формированием этих структур должно было приводить к рассеиванию основной массы газа. На Каламкасской структуре и в Прорвинской группе поднятий, характеризующихся меньшей тектонической активностью, условия для сохранения газов ранней генерации были благоприятнее. На Прорве консервации газов в юрских отложениях способствовало наличие оксфорд-волжской глинисто-карбонатной покрышки. На Каламкасе, где верхнеюрская покрышка отсутствует, основная масса газообразных УВ мигрировала из юрских пород в неокомские, перекрываемые аптской глинистой покрышкой. Преимущественно метановый состав газов на Каламкасе и почти полное отсутствие его гомологов могут служить подтверждением формирования газов в верхней зоне газообразования. Считается, что нижний предел температур проявления ГЗН составляет 60- 80 °С. В Прорвинско-Култукской прогнутой зоне современные температуры 65-70 °С фиксируются на глубине 2000 м. Известно, что по современным температурам, исходя из среднего градиента остывания недр (0,8 °С за 10 млн. лет), можно восстановить палеотемпературы. Так, в меловой период они превышали современные на 5-10 °С. Учитывая столь незначительную разницу, а также неопределенность интервала температур проявления ГЗН, в пределах исследуемого района можно экстраполировать для предыдущих эпох современные значения температур и при палеотектонических реконструкциях рассматривать глубину 2000 м, на которой отмечаются температуры около 70 °С, как верхнюю границу проявления ГЗН.

К концу раннемеловой эпохи верхнетриасовые отложения в Прорвинско-Култукской зоне погрузились на глубины свыше 2 км и оказались в условиях, соответствующих проявлению ГЗН. Конец раннего - начало позднего мела можно считать временем интенсивной генерации жидких УВ верхнетриасовыми отложениями и связывать с этим периодом заполнение уже сформированных верхнетриасовых ловушек в Прорвинской группе структур.

Юрские породы к концу раннего мела погрузились в Култукском прогибе на глубины 1200-2400 м. Лишь самые нижние горизонты юрского разреза могли генерировать нефтяные УВ. К концу мелового периода большая часть юрских отложений Култукского прогиба оказалась на глубинах свыше 2 км, т. е. в условиях ГЗН. В верхнемеловую эпоху начался активный процесс генерации жидких УВ юрскими породами, продолжавшийся, по-видимому, и в палеогене, когда по мере вхождения новых масс юрских образований в ГЗН расширялась площадь генерации УВ. В палеогене погружение в Култукском прогибе прекращается и современное залегание мезозойских толщ соответствует их положению к концу палеогена. Максимальные глубины юрских пород 3700 м при температурах 110-115 °С, т. е. они находятся в условиях ГЗН, и процесс генерации жидких УВ к современному периоду полностью не завершился. Однако наиболее интенсивно юрские отложения могли генерировать нефтяные УВ в верхнем мелу - палеогене, когда они активно погружались и находились в наиболее жестких термобарических условиях. Образующиеся в Култукском прогибе УВ латерально мигрировали в сторону Бузачинского свода и Прорвинского вала и заполняли структурные ловушки, достигающие к этому времени значительных размеров. В период неоген-четвертичных активных тектонических движений происходило в основном только переформирование ранее образовавшихся скоплений УВ. С этим периодом можно связывать перетоки значительных масс жидких УВ из юрских отложений в неокомские в пределах Каражанбасского и Северо-Бузачинского поднятий.

Важным фактором, подтверждающим формирование юрских залежей на Прорве, а также юрских и неокомских залежей Бузачинского свода за счет единого источника генерации (юрской толщи Култукского прогиба), является близость состава и физико-химических свойств нефтей в залежах этих двух зон нефтегазонакопления. Юрские и неокомские нефти п-ова Бузачи тяжелые (0,9-0,95 г/см3), высокосернистые (1,4-2,5%), высокосмолистые (асфальтово-смолистых веществ до 25%), сильновязкие (81-920 мПа-с при 20°С), малопарафинистые (1,3-3,5%). В групповом составе преобладают нафтеновые УВ (50-70 %), метановые УВ составляют 20-40%, ароматические - до 12%. Юрские нефти Прорвинской группы месторождений имеют плотность 0,82-0,89 г/см3, вязкость 4-17 мПа-с, содержат серы до 1,9 %, асфальтово-смолистых веществ до 16 %, парафина 0,95-5,75%. По углеводородному составу они относятся к метаново-нафтеновому типу (нафтеновых УВ 50-80 %, метановых 30-40%, ароматических 8-14%). Таким образом, бузачинские нефти отличаются от прор-винских в основном повышенной плотностью и вязкостью, по-видимому, из-за потери ими легких бензиновых фракций.

О генетической связи юрских нефтей п-ова Бузачи и Прикаспийской впадины с одной и той же в стратиграфическом отношении толщей (юрской) и невозможности образования юрских залежей за счет перетока жидких УВ из более древних отложений свидетельствуют близость значений изотопного состава серы указанных нефтей и их отличие от нефтей триасового и палеозойских генотипов [4]. Нефть, полученная из верхнетриасовых отложений месторождения Прорва, имеет плотность 0,88-0,89 г/см3, вязкость 26 мПа-с, в ней содержится (в %): серы-1,1 смол и асфальтенов - 5,8, парафина - 3,8. Высокая плотность этой нефти на глубине 3100- 3200 м (что на 1000 м глубже залегания юрских нефтяных залежей) связана с особенностями ее группового состава - высоким содержанием нафтеновых (53%) и ароматических (27%) УВ, что, по-видимому, обусловлено особенностями накопления и преобразования ОВ в верхнетриасовой толще.

В составе природных газов нижнемеловых и юрских залежей, с одной стороны, и верхнетриасовых, с другой, также отмечаются некоторые различия. Основной компонент свободного газа, отобранного из нижнемеловых и юрских залежей п-ова Бузачи, - метан (90- 96%). Содержание его гомологов не превышает 0,60 %. Среди неуглеводородных компонентов заметен главным образом азот (2- 9 %), углекислый газ практически отсутствует (не более 0,3 %). Газ, содержащийся в газовых шапках юрских залежей месторождения Прорва, также отличается преимущественно метановым составом (89-91 %). В газе, полученном из верхнетриасовых отложений месторождения Прорва, заметно повышается доля гомологов метана (до 8-10 %), на метан приходится 86 %, углекислый газ 1,26 %.

Проведенные исследования позволяют сделать следующие выводы.

  1. По геологическим и геохимическим особенностям юрские и верхнетриасовые отложения относятся к категории сингенетично-нефтегазоносных толщ.
  2. Погружаясь в Култукском прогибе, НГМТ мезозоя к концу раннего мела в основном прошли верхнюю зону газообразования. Условия для сохранения газов ранней генерации на структурах Бузачинского свода в целом были неблагоприятны. На Каламкасе, а также в Прорвинской группе структур газы ранней генерации могли частично сохраниться. В конце раннего - начале позднего мела верхнетриасовые, а в позднем мелу - палеогене юрские отложения последовательно оказались в термобарических условиях, соответствующих проявлению ГЗН. С этими периодами наиболее активной генерации жидких УВ верхнетриасовыми и юрскими отложениями и следует связывать время формирования залежей нефти в одновозрастных образованиях Бузачинского свода и Прорвинского вала, учитывая, что структурные ловушки указанных зон нефтегазонакопления к этому времени были в основном сформированы. Глубинная фаза генерации газа из-за недостаточного погружения НГМТ мезозоя (менее 4 км) не состоялась. Отмеченные особенности вертикальной зональности процессов нефтегазообразования объясняют преимущественную нефтеносность исследуемого района.
  3. Формирование залежей нефти и газа в пределах Бузачинского свода и Прорвинской группы поднятий происходило за счет региональной латеральной миграции УВ. Благоприятное структурное положение крупного Бузачинского свода, граничащего на севере с обширной зоной прогибания мезозойских отложений, большие масштабы миграции УВ (до100-120 км) со значительных по площади участков генерации привели к возникновению в его пределах наиболее оптимальных условий для формирования залежей УВ. Возможность генерации значительных масс УВ в пределах слабоизученных участков акватории Северного Каспия, примыкающих с севера и запада к п-ову Бузачи, позволяет связывать высокие перспективы нефтегазоносности с северным и западным склонами Бузачинского свода, погруженными под водами Каспия. В северо-восточной прибортовой зоне Култукского прогиба, к которой приурочена Прорвинская группа поднятий, существовали менее благоприятные по сравнению с Бузачинским сводом условия концентрации УВ: формирование залежей УВ здесь происходило за счет меньшей по масштабам миграции УВ (до 50 км). В осевой части Култукского прогиба, где отмечалась латеральная миграция небольших масштабов, могли формироваться лишь мелкие залежи УВ.
  4. Сероцветный верхнетриасовый комплекс следует рассматривать как самостоятельный объект для поисков залежей нефти и газа в зоне сочленения Прикаспийской впадины и Северного Устюрта.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Азнабаев Э.К. Условия формирования месторождений нефти и газа Прикаспийской впадины. Алма-Ата, Наука, 1978.
  2. Верхнетриасово-нижнеюрские отложения Южной Эмбы, Северо-Западного Устюрта и п-ова Бузачи. /И.В. Долицкая, Р.И. Каневская, О.А. Карцева и др. - Бюлл. Моск. о-ва испытателей природы. Отд-ние геологии, Т. 55,1980, вып. 3, с. 36-44.
  3. Нсанов Т.К., Кондратьев А.Н. Строение и особенности формирования нефтяного месторождения Каражанбас (п-ов Бузачи). - Труды ВНИГНИ. М., 1977, вып. 199, с. 81-85.
  4. Образование нефтяных залежей юрского продуктивного комплекса в Прикаспийской впадине и на п-ове Бузачи. /Р.Г. Панкина, М.В. Проничева, Л.Г. Кирюхин и др. - Геология нефти и газа, 1981, № 6 , с. 31-35.
  5. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности Бузачинско-Прорвинского района. /А.А. Голов, И.В. Долицкая, О.А. Карцева и др. - Труды ВНИГНИ. М., 1979, вып. 212,с. 103-126.
  6. Проничева М.В., Саввинова Г.Н. Палеогеоморфологический анализ нефтегазоносных областей. М., Недра, 1980.

Поступила 4/XI 1981 г.

Рисунок

Геологический профиль по линии Каражанбас - Прорва.

1 - тектонические нарушения; залежи: 2 - газа, 3 - нефти