К оглавлению журнала

УДК 553.98.044+553.98.23:551.735/736(574.12)

© Коллектив авторов, 1992

ОПЫТ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗОН РАЗВИТИЯ НЕАНТИКЛИНАЛЬНЫХ ЛОВУШЕК В ПОДСОЛЕВОМ КОМПЛЕКСЕ ЮГО-ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

О. С ТУРКОВ, К. М. ТАСКИНБАЕВ, (КазНИГРИ), В. П. НИКОЛЕНКО, Г. В. ВОРОНОВ (Казгеофизика), Ю. Д. ВОЛОЖ (НТЦ Геосейсм)

Юго-восток Прикаспийской впадины, в том числе юго-западное погружение Южно-Эмбинского поднятия, один из перспективных районов, где можно обеспечить существенную часть прироста УВ. Высокие перспективы обусловлены открытием к северо-западу от него уникальной Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопления и получением прямых признаков нефтегазоносности на площадях Елемес, Тортай, Равнинная, Карачунгул, Маткен и других, а также выявлением месторождений газоконденсата Тасым и Нсановское в юрских отложениях. Здесь сосредоточен значительный объем нефтепоисковых работ, которые ориентированы в основном на опоискование антиклинальных ловушек.

Район исследования охватывает зону сочленения двух крупных геотектонических элементов: Прикаспийской и Северо-Устюртской впадин. Основной структурный элемент района инверсионное и погребенное под мезозойскими отложениями Южно-Эмбинское поднятие, полого погружающееся к северу и испытывающее крутое уступообразное опускание к югу, в сторону Северо-Устюртской впадины. В пределах поднятия и его склонов наблюдаются весьма разнообразные литолого-стратиграфические соотношения. Одна из наиболее примечательных особенностей геологического развития поднятия существование здесь в каменноугольное и раннепермское время карбонатного шельфа, ограничивающего с юго-востока Прикаспийской впадины относительно глубоководный бассейн [1, 4, 5]. На северо-западном склоне палеоподнятия протрассирована зона замещения каменноугольных и нижнепермских карбонатов терригенными породами. Южная часть района раздроблена многочисленными тектоническими нарушениями на ряд блоков. В северной части повсеместно развиты кунгурские соленосные отложения, которые считаются региональной покрышкой подсолевого нефтегазоносного комплекса. Южнее линии выклинивания соли распространяются верхнепермские (?) и мезозойские отложения. Верхнепермско-триасовый комплекс при определенных условиях (количество и качество глинистых прослоев в разрезе, величина пластовых давлений, дислоцированность пород) на некоторых участках также может рассматриваться как покрышка.

Сложное геологическое строение района обусловило формирование в подсолевом комплексе многообразных локальных объектов. Здесь развиты брахиантиклинали, карбонатные постройки, тектонически экранированные структуры южного погружения, тела бокового наращивания (клиноформы) северного погружения, структуры погребенные и наложенные, русловые отложения и т. д. [2, 3].

Общегеологические предпосылки образования неантиклинальных ловушек, а также появившиеся в связи с прогрессом сейсморазведки новые технические и методические возможности (высокоразрешающая сейсморазведка МОГТ, сейсмостратиграфический анализ) интерпретации материала, позволили провести целенаправленное изучение зон развития неантиклинальных и комбинированных ловушек в подсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины.

Анализ данных бурения и сейсморазведки позволил разделить верхнюю часть палеозойских отложений на ряд сейсмостратиграфических комплексов, которым отвечают литолого-стратиграфические подразделения. Выделенные литолого-стратиграфические комплексы благодаря различным акустическим свойствам на временных разрезах МОГТ фиксируются в различной степени динамически выраженными отражающими горизонтами, а также волновым фоном, заполняющим интервал между этими отражающими горизонтами, что позволяет с позиции сейсмостратиграфического анализа устанавливать границы распространения различных седиментационных тел и проводить палеогеографические построения.

Нижний сейсмокомплекс имеет девонско-раннекаменноугольный возраст и толщину свыше 3 км. Это толща заполнения Южно-Эмбинского трога (палеорифта), имеющего блоковое строение. На подавляющей части территории эти отложения не изучены бурением или вскрыты единичными скважинами в верхней, турнейско-визейской, части. В целом комплекс сложен терригенными породами. Внутри его по аномалиям сейсмических параметров (изменению рисунка временного разреза, выделению участков повышенных скоростей прохождения волн, своеобразному схождению и расхождению отражающих горизонтов и т. д.) выделяются крупные тела предположительно карбонатного состава. Один из таких атоллообразных массивов (Ансаган) прогнозируется на крайнем юго-западе Тасым-Елемесской зоны. По горизонту П2д (?) массив прослеживается в виде узкого тела от района Сазтобе до Каратона.

В более молодых палеозойских сейсмокомплексах достаточно четко выделяются зоны развития карбонатных и преимущественно терригенных пород, граница раздела между которыми проходит по карбонатному уступу, имеющему седиментационный или эрозионно-седиментационный генезис (рис. 1, рис. 2). С зонами развития двух фациально различных отложений связаны две различные группы неантиклинальных ловушек. В южной части, в зоне развития карбонатных каменноугольных и нижнепермских отложений прибрежно-мелководного генезиса (карбонатный шельф), вдоль линии карбонатного уступа предполагается развитие цепочки барьерных рифовых построек раннепермского и каменноугольного возраста. Одна из таких построек выявлена при анализе временных разрезов сейсмических профилей 06 и 89-910818. На ней рекомендуется постановка параметрического бурения. Участки развития рифогенных построек достаточно уверенно картируются сейсморазведкой по характерной форме записи. В пределах аномальных зон обычно высокоамплитудные регулярные волны С" и С"' претерпевают разрыв в корреляции, характеризуются наличием резких временных сдвигов, теряют свою амплитудную выразительность (рис. 3). Характерно, что на таких участках происходит существенное увеличение толщин карбонатных сейсмокомплексов.

Зачастую подобные участки приурочены к зонам разломов. Вероятно, разрывная тектоника здесь играла важную роль в истории формирования и развития ловушек рифогенного типа. Рифовые массивы, по-видимому, представляли собой острова, образовывающие протяженные субпараллельные цепочки тектоноседиментационных тел, приуроченных к зонам разломов и располагающихся в основном согласно палеобереговой линии (бортовому карбонатному уступу).

В целом рифогенные ловушки по сейсмическим данным, иногда подтвержденным электроразведочными и гравиметрическими наблюдениями, намечаются не только вдоль северного седиментационного уступа, но и фиксируются внутри карбонатного шельфа, а также предполагаются в южной части карбонатной плиты. Здесь возможно образование наиболее молодых рифогенных тел пермского возраста, формирующихся уже на Северо-Устюртском склоне карбонатного шельфа. Представляется, что аналогичного типа ловушки в пределах каменноугольно-нижнепермского комплекса распространены значительно более широко, чем это установлено настоящими исследованиями.

Наряду с ловушками рифового типа в районе Алтыкулаша оконтуривается зона стратиграфического срезания нижнепермских карбонатных отложений. Она перекрывается мощной толщей глинистых пород верхней перми триаса, что может образовать хороший экран для УВ.

На севере района, за бортовым уступом, во внутренней части впадины, где накапливались сносимые с прибрежного мелководья осадки, существовали условия для образования выклинивающихся осадочных тел терригенного состава. В центре района на сейсмических профилях выделены зоны выклинивания нижнепермских и, возможно, верхнекаменноугольных толщ, в которых предполагаются благоприятные условия для образования структурно-седиментационных ловушек фациального замещения на склонах положительных структурных элементов второго и третьего порядка.

В плане такие зоны имеют заливообразное очертание, что создает благоприятные предпосылки для формирования в их наиболее приподнятых частях залежей УВ. Большинство из рассматриваемых терригенных тел формировалось преимущественно по принципу бокового наращивания, обусловившего линзообразное строение резервуара. Однако некоторые из тел, например, широко известное Тортайское, связаны с наличием глубоких врезов, а также существованием конусов выноса. Таким образом, и в зоне терригенного осадконакопления намечаются многообразные неантиклинальные ловушки.

Самый молодой из подсолевых сейсмокомплексов имеет кунгурский возраст и охватывает филипповскую сульфатно-терригенно-карбонатную толщу. На северо-западном погружении Южно-Эмбинского поднятия в составе этой толщи заметное место занимают вторичные доломиты, обладающие высокими коллекторскими свойствами. Пространственно полоса увеличенных толщин филипповских карбонатов тяготеет к зоне северного карбонатного уступа. В целом филипповская толща рассматривается как протяженная неантиклинальная ловушка линзообразной формы, испытывающая наклон в юго-западном направлении. На большей части она перекрыта соленосными отложениями.

Отмеченные результаты исследований по изучению геологического строения района и некоторые выявленные особенности размещения зон неантиклинальных ловушек в палеозойских отложениях с учетом данных о нефтегазоносности разреза позволяют сделать выводы и рекомендации по направлениям дальнейших нефтепоисковых работ.

В подсолевой части разреза для поисков неантиклинальных ловушек наибольший интерес представляют центральная и юго-западная части района.

В связи с задачей поисков крупных залежей нефти на больших глубинах (более 5 км) в последние годы улучшилось изучение преимущественно терригенного верхнедевонско-нижнекаменноугольного комплекса. В его составе в отдельных районах юга Прикаспийской впадины выделяются атолловидные тела, предположительно карбонатного состава. Их кровля отождествляется с отражающим горизонтом П2д. На подобных объектах заложены параметрические скважины на площадях Сарышагыл Западный (Междурёчен-ская П-1), Джусалысай Восточный (Эмбинская П-1), Машлы. Этот же горизонт зафиксирован и на площади исследований. В результате интерпретации временных и построения глубинных разрезов была определена глубина залегания поверхности предполагаемого карбонатного массива. Рекомендуется заложение на нем параметрической скв. П-1 Сазтобе Западный глубиной 5500 м.

Вышележащий карбонатный комплекс каменноугольно-раннепермского возраста является регионально нефтегазоносным по всей бортовой части Прикаспийской впадины. В нем содержатся основные выявленные запасы УВ. Перспективы его нефтегазоносности на рассматриваемой территории, за исключением присводовой части Южно-Эмбинского поднятия, оцениваются высоко.

Выделенные и предполагаемые рифогенные постройки в карбонатной толще при условии их подтверждения могут содержать значительные по запасам залежи УВ. Детальное изучение осложнений волнового поля, связываемых нами с рифами, должно стать одной из основных задач объемной и высокоразрешающей сейсморазведки на ближайшее время. Одна из таких предполагаемых построек достаточно уверенно выделяется на временных разрезах южнее Аиршагыла. Здесь на сейсмопрофиле 89-910818 рекомендуется постановка параметрического бурения.

В северной части района, в зоне выклинивания терригенных нижнепермских и, возможно, верхнекаменноугольных сейсмостратиграфических комплексов, на этом же сейсмопрофиле 89-910818 рекомендуется бурение скв. П-2 Южный Аиршагыл проектной глубиной 5500 м на каменноугольный горизонт.

Один из возможных объектов нефтепоисковых работ, на наш взгляд, нижнепермский филипповский сейсмостратиграфический комплекс карбонатного и сульфатно-карбонатно-терригенного состава, с которым связываются нефтегазопроявления в скв. 1 Елемес и 1 Аиршагыл. Как известно, в этом комплексе открыты месторождения газоконденсата на севере Уральской области, получены притоки нефти на Астраханском месторождении. На рассматриваемой территории толщина этих отложений превышает 500 м. Рекомендуется дальнейшее детальное изучение их геофизическими и геологическими методами. Одной из задач бурения скв. П-2 Южный Аиршагыл является изучение строения и выяснение перспектив нефтегазоносности филипповского комплекса.

Опыт исследований по выявлению неантиклинальных ловушек в подсолевых отложениях юго-востока Прикаспийской впадины позволяет сделать некоторые методические и организационные выводы.

1. Комплексный подход к анализу геолого-геофизического материала показывает, что уже на первом этапе проведения нефтепоисковых работ накапливается разнообразная геолого-геофизическая информация, вполне достаточная для прогнозирования не только на региональном, но и на зональном уровнях участков развития неантиклинальных ловушек. Привлечение к обработке информации специалистов различного профиля (геологов, литологов, стратиграфов, геохимиков, геофизиков-сейсморазведчиков и геофизиков-промысловиков) позволяет систематизировать и согласовывать разнообразные данные по литологии, стратиграфии, тектонике, нефтегазоносности района и разрабатывать многовариантные геологические модели его глубинного строения.

2. Достигнутый методический уровень сейсморазведки уже в настоящее время позволяет выполнять палеотектонические реконструкции в разрезе требований методики поиска неантиклинальных ловушек. Методические приемы, и полученные результаты свидетельствуют о практической реальности и эффективности комплексного анализа данных сейсморазведки и бурения, для решения задач прогнозирования участков развития и контуров неантиклинальных ловушек.

3. При выборе для опоискования первоочередных зон неструктурных ловушек наряду с литологическим важнейшую роль играет структурный фактор. При этом следует учитывать не только пространственное положение зон выклинивания или замещения коллекторов по отношению к региональному восстанию слоев, но и их соотношения с системами разломов, играющими важную роль в процессах миграции УВ и формирования залежей. Установленная в Тасым-Елемесском районе довольно четкая связь между нефтегазоносностью и разломной тектоникой свидетельствует о необходимости опоискования всевозможных литологических и литолого-стратиграфических осложнений на моноклиналях, а также изучения нефтегазоносности апикальных частей (вершин) моноклинально наклоненных палеозойских блоков. Это направление принципиально новое не только для изучаемого района, но и в целом для Прикаспийской впадины.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Литолого-фациальные особенности и нефтегазоносность подсолевых палеозойских отложений Прикаспийской впадины и ее обрамления / Л. Г. Кирюхин, С. М. Бланк и др. / В сб.: Прогноз нефтегазоносности Казахстана и сопредельных территорий.– ВНИГНИ.– Вып. 212.– 1983.– С. 20–65.
  2. Строение пермских подсолевых отложений Южно-Эмбинского поднятия / Н. Я. Кунин, Л. И. Лях и др. // Геология нефти и газа.– 1987.– № 8.– С. 10–17.
  3. Турков О. С; Умиршин С. К. Геологическое строение и нефтегазоносность подсолевого месторождения Тортая // Геология нефти и газа.– 1980.– № 9.– С. 57–61.
  4. Турков О. С. Новые данные о юго-восточном обрамлении Прикаспийской впадины / В сб.: Нефтегазоносность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. М.: Наука.– 1987.– С. 161–164.
  5. Чепелюгин А. Б., Шереметьева Г. А. Рифогенные ловушки нефти и газа на юго-востоке Прикаспийской синеклизы // Нефтегазовая геология и геофизика.– 1978.– № 1.–С. 3–7.

ABSTRACT

An analysis of geologic and geophysical data permits improvement in the location of carbonate shelf rim on the southeast of the Precaspian depression. In areas of carbonate escarpment, promising reef-like bodies, being recommended for further investigation, have been identified, while in a zone of non-compensated deposition identified are bodies of lateral accretion, channel fill and other objectives prospective for hydrocarbons.

РИС. 1. СХЕМА ПЕРСПЕКТИВНЫХ ЗОН РАЗВИТИЯ ЛОВУШЕК ТАСЫМ-ЕЛЕМЕССКОГО РАЙОНА.

1 – разломы; 2 – седиментационные уступы; 3 - эрозионный уступ; 4 – контуры предполагаемых рифов; 5 – известняки; 6 – терригенная толща; 7 – карбонатная толща филипповского возраста; 8 – граница выклинивания соленосных отложений; 9 –скважины: а пробуренные, б бурящиеся, в проектные

РИС. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ПО ЕЛЕМЕССКОМУ ПЕРЕСЕЧЕНИЮ ТАСЫМ-ЕЛЕМЕССКОГО РАЙОНА.

1 – соль; 2 – ангидрит; 3 – известняки, 4 – грубообломочные отложения; 5 – песчано-глинистые породы; 6 – рифы;

7 – глинисто-карбонатные отложения; 8 – доломиты

РИС. 3. ВРЕМЕННОЙ РАЗРЕЗ ЧЕРЕЗ ЗАПАДНУЮ ЧАСТЬ ЮЖНО-ЭМБИНСКОГО ПОДНЯТИЯ.

Отражающие горизонты III подошва неокома, V – подошва юры, VI – кровля соленосных отложений кунгура, П1 кровля артинский поверхности, б размытая поверхность палеозоя, П1 подошва артинских отложений, П2 (С") кровля . среднекаменноугольных отложений, П2 (С''') кровля терригенных нижнекаменноугольных отложений