К оглавлению

УДК 553.98

 

© И.Б. Дальян, Л.З. Ахметшина

ТЕРРИГЕННЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ НИЖНЕГО КАРБОНА ВОСТОКА ПРИКАСПИЯ В СВЯЗИ С НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬЮ

И.Б. Дальян (АО "Жанажольская НГРЭ"), Л.З. Ахметшина (Актюбинское отделение КазНИГРИ)

На востоке Прикаспия, к югу от подсолевых поднятий Кенкияк - Восточный Мортук, в последние годы на многих площадях в разных структурных условиях глубокими скважинами вскрыты на различную мощность песчано-глинистые отложения нижнего карбона, относимые к граувакковой формации. Отложения пройдены с достаточным выносом керна, что позволило произвести их более дробное стратиграфическое расчленение и изучить структурные особенности и нефте-газоносность.

Терригенные отложения нижнего карбона, широко распространенные по площади, залегают между опорными отражающими горизонтамии. Во вскрытых разрезах на участках развития карбонатов КТ-II они согласно перекрываются последними (Башенколь, Урихтау, Восточный Жагабулак, Алибекмола, Жанажол, Кожасай, Жанатан, Лактыбай, Северный Тускум, Тортколь, Восточный Тортколь и др.), а на площадях отсутствия КТ-II - их возрастными глубоководными аналогами второй гамма-активной пачки (Сарксымола, Акжар-Кенкияк, Восточный Акжар, Курсай, Жаркамыс, Терешковская, Каратюбе, Шотыколь и др.).

В региональном плане отложения нижнего карбона погружаются с востока на запад - от Ащисайского краевого глубинного разлома в сторону Хобдинской мульды: от 3200 м на Жанатане, 5180 м на Восточном Акжаре до 6126 м на Караулкельдах, а также с юга на север - от 3265 м на Тортколе, 3900 м на Лактыбае, 4262 м на Жанажоле до 5125 м на Восточном Жагабулаке. При этом по данным бурения и сейсморазведки МОГТ мощность тер-ригенных отложений нижнего карбона увеличивается к востоку и западу от Жаркамысского выступа (по И.В. Неволину и др.) байкальского фундамента. На вершине Жаркамысского выступа фундамента скв. 5 Восточный Акжар на глубине 5180 м под терригенно-карбонатно-кремнистыми породами второй гамма-активной пачки вскрыла песчано-глинистые отложения нижнего карбона мощностью 448 м и на глубине 5628 м вошла в известняки нижнего девона (KT-III), фаунистически охарактеризованные. К востоку от Жаркамысского выступа вскрытая скважинами мощность отложений составила 1285 м на Терешковской площади (скв. 17), 1510 м на Жанатане (скв. 5), 1891 м на Кожасае (скв. ПГС-1) и 2875 м на Терескене (скв. 1-П). По данным сейсморазведки МОГТ мощность отложений нижнего карбона к Ащисайскому разлому увеличивается до 7500 м, подошве отложений соответствует сейсмический горизонт. Увеличение мощности отложений в сторону Ащисайского разлома связано с тем, что в раннекаменноугольную эпоху они выполняли Эмбинский перикратонный прогиб, существовавший вдоль востока и юго-востока Прикаспия и его обрамления в течение раннего и среднего палеозоя вплоть до поздневизейского века. Небольшая мощность отложений на выступах и приподнятых блоках фундамента обусловлена конседиментационными структурами облекания.

Анализ мощности терригенных отложений нижнего карбона между опорными сейсмическими горизонтами показывает, что структурно-тектонический план востока Прикаспия в раннекаменноугольное время был унаследован от позднедевонского, а также рельефа байкальского фундамента с образованием вначале конседиментационных структур облекания, а к началу кунгурского века - постседиментационных платформенных поднятий. Седиментация осадков происходила в морской обстановке в условиях опускания востока Прикаспия в связи с развитием Уральской геосинклинали. Как считает Г.А. Костик, источниками сноса осадков являлись кордильеры Мугоджар, где разрушались кремнисто-вулканогенные породы сакмарской свиты силура.

Терригенные отложения нижнего карбона на востоке Прикаспия являются одновременно нефтематеринскими и нефтесодержащими с сингенетичными залежами экологически чистой нефти. Поэтому детальное расчленение нефтеносных отложений на основании изучения спорово-пыльцевых спектров, фораминифер, остракод и конодонтов с учетом промыслово-геофизических данных, а также вещественного состава нефтеносных отложений представляет несомненный практический интерес при проведении нефтепоисковых работ.

Нефтеносные терригенные отложения нижнего карбона представлены малевским и упинским горизонтами мощностью 686 м, черепетским - 320 м и кизеловским -200 м турнейского яруса; косьвинским и радаевским - до 527 м, бобриковским - 400-517 м и тульским - до 516 м визейского яруса. Эти отложения представляют собой толщу переслаивающихся песчано-глинистых пород с прослоями гравелитов и конгломератов граувакковой формации, накопление которых происходило в мелководных прибрежных морских условиях. Отложения содержат до десяти пластов песчаников и конгломератов мощностью 20-80 м.

Песчаники полимиктовые, алевритистые, слабоизвестковые и известковые, серые и темно-серые, мелко- и среднезернистые, изредка крупнозернистые с мелкой галькой, слоистые и массивные, в различной степени сцементированные, иногда с включением углистых частиц. Обломочный материал (80-85 %) состоит из зерен кварца, полевых шпатов, эффузивных и кремнистых пород, хлорита, биотита, магнетита и халцедона. Зерна кварца нередко регенерированы и пелитизированы. Они окатанные и полуокатанные, изредка угловатые. Цемент кальцитовый, глинистый, порово-контактный и контактный.

Конгломераты серые и темно-серые, мелко- и среднегалечные, изредка крупногалечные, галька окатанная, полуокатанная и угловатая (до 95 %) из обломков диабазов, кварцитов, кремнисто-глинистых сланцев, кварца, эпидота, кварцевого песчаника, туфов кислого состава. Кремнистые породы в различной степени перекристаллизованы, пропитаны рудной пылью и содержат реликты радиолярий. Цемент - карбонатно-песчанисто-глинистый и карбонатно-песчанистый.

Аргиллиты алевролитистые, известковистые, темно-серые и черные, слоистые, по плоскостям напластования с обуглившимися растительными остатками.

Терригенные отложения стратиграфических горизонтов визейского и турнейского ярусов отлагались в морских условиях, их накопление происходило в восстановительной и резко восстановительной обстановках, о чем свидетельствует присутствие в них рассеянного пирита, форм закисного и пиритного железа. Комплексное геохимическое исследование отложений, проведенное О.В. Барташевич и Р.А. Твердовой, позволило оценить перспективы нефтеносности этих пород. По геохимической характеристике отложения выделенных стратиграфических горизонтов несколько различаются концентрацией Сорг, РОВ, ХБт и СББт, указывающей на условия седиментации осадков, захоронения и степень преобразованности РОВ, неодинаковую способность продуцировать углеводороды. Обычно степень преобразованности РОВ в кровле отложений чаще всего соответствует подстадии MK1.

Глинистые разности, вскрытые скважинами на площадях Эмбинского перикратонного прогиба - Урихтау, Кожасай, Жанажол, Жанатан, Лактыбай, Тускум, Торткуль, Терескен и др., содержат Сорг от 0,45 до 4,65 %, обогащены ОВ сапропелевого и сапропелево-гумусового типов до 2,01 % при концентрации ХБт 0,005-0,035 и СББт 0,065-2,020 %, т.е. отложения являются нефтематеринскими с преобразованностью ОВ на подстадиях мезокатагенеза МК1-МК3 при палеотемпературе до 135-160 °С. При этом стадиям преобразованности ОВ соответствует и вертикальная зональность палеотемператур. Подобные условия характерны для начального этапа фазы нефтеобразования в кровле отложений и дальнейшего его развития вниз по разрезу, где генерирующий потенциал находится в оптимальных условиях. Так, в скв. 5 Жанатан, где в интервале 3250-5260 м вскрыты тульские - радаевские отложения, преобразованность ОВ, по данным Т.П. Волковой, до глубины 4227 м соответствует градации MK1 при палеотемпературе 135 °С, вниз по разрезу возрастает и при глубине 4607 м находится на подстадии МК2 с палеотемпературой 145 °С, а на глубине 5195 м преобразованность достигает МК3 при температуре 155-160 °С. Современная температура в интервале 3750-5126 м составляет 80,8-128,4 °С.

Терригенные отложения тульского горизонта - нижнетурнейского подъяруса на востоке Прикаспия представляют собой самостоятельный нефтегазоносный комплекс с сингенетичными залежами нефти. Нефтеносность отложений установлена в широком глубинном и стратиграфическом диапазоне - залежи нефти и нефтепроявления приурочены к песчаным отложениям тульского горизонта - нижнетурнейского подъяруса в интервале глубин 3354-6140 м. Промышленная нефтеносность отложений, составляющих значительную часть разреза подсолевого осадочного чехла, доказана при испытании скважин на Кожасае, Жанатане, Лактыбае и Кокбулаке, где дебит нефти при 4-5-мм штуцере составил 3,1-288,0 м3/сут с АВПД в тульских отложениях на Лактыбае и в радаевских на Кожасае.

Во вскрытом разрезе располагается до 10 нефтеносных песчаниково-алевролитовых горизонтов, характеризующихся следующими параметрами, установленными по лабораторным исследованиям: открытой пористостью 8,8-38,0 %, проницаемостью до 2,8*10-12м2 и нефтенасыщенностью 68-98%. Нефтеносные горизонты на электрокаротажных диаграммах выделяются повышенным сопротивлением до 22-29 Ом-м при отрицательном значении ПС в 10-15 мВ. Коэффициент пористости коллекторов по данным ГИС составляет 5,2-30,5 %.

Палеонтологическое изучение образцов керна нефтеносных горизонтов и проб извлекаемой из них нефти на площади Лактыбай показало синхронность сингенетичных видов микрофоссилий в пробах нефти и образцах керна, что, наряду со степенью катагенетического преобразования ОВ отложений, позволяет связывать залежи с вмещающими породами.

Залежи нефти на месторождениях Кожасай, Жанатан, Лактыбай и Кокбулак, а также нефтепроявления на площадях Каратюбе, Курсай, Западный Кожасай, Восточный Акжар, Терешковская и Караулкельды приурочены к песчано-алевролитовым пластам-коллекторам мощностью 15-55 м тульского горизонта среднего визе, широко распространенного на востоке Прикаспия. Открытая пористость нефтеносных пластов составляет 8,9-19,0 % при проницаемости до 0,233*10-15 м2 и нефтенасыщенности 65-90 %.

Нефть плотностью 813,5-847,4 кг/м3 является бензинокеросиновой (41,3-61,0 %), в основном малосернистой (0,07-0,23 %), малосмолистой и смолистой (2,0-20,0 %), слабопарафинистой и парафинистой (0,7-5,2 %) (таблица).

На месторождении Лактыбай в скв. 32 из тульских отложений в интервале глубин 4515-4564 и 4860-4890 м получены притоки нефти бензинокеросиновой (41,0-48,4 %) плотностью 853-878 кг/м3 с содержанием серы 0,09-0,13 % и смол 6-14 %.

На площади Кожасай в скв. ПГС-1 в интервале 5758-5885 м из радаевских отложений получен приток легкой нефти с дебитом перелива на устье скважины 0,3 и 4,8 м3/сут через 2-мм штуцер.

На месторождении Лактыбай в скв. 27 и 37 в интервале глубин 3954-3988 м из кровли тульских отложений получен фонтанный приток бензинокеросиновой нефти плотностью 827,5-847 кг/м3 с дебитом 92-288 м3/сут через 5-мм штуцер.

На площади Жанатан в скв. 7 из интервала 3975-3984 м дебит нефти плотностью 840 кг/м3 составил 6,2 м3/сут через 3-мм штуцер.

Нефтегазоносность терригенных отложений изучена еще недостаточно. Однако анализ керна открытых месторождений и проявлений (площади Жилансаид, Курган, Западный Кожасай, Курсай, Терешковская, Тортколь) свидетельствует о широкой площадной нефтеносности и благоприятных по сейсморазведке МОГТ структурно-тектонических условиях для формирования и сохранения залежей нефти. Недостаточно изучены и нефти терригенных отложений нижнего карбона, но сингенетичность нефтей вмещающим отложениям позволяет высоко оценить перспективы этого комплекса пород.

Abstract

In the east of Pre-Caspian area, southward of the Kenkiyak-East Mortuk subsalt uplifts, recently over many areas under different structural conditions deep wells have drilled-in the Lower Carboniferous sandy-argillaceous deposits relating to graywacke formation. These deposits were penetrated with sufficient core recovery that allowed to make more detailed stratigraphic division, study their structural features and oil and gas potential. Lower Carboniferous terrigenous deposits on the east of Pre-Caspian area appear to be simultaneously oil-source and oil-bearing with syngenetic occurrences of ecological pure oil allowing highly evaluate prospects of this rock complex.

 

Таблица ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЕЙ

Показатели качества

Караулкельды

Восточный Акжар

Каратюбе

Лактыбай

Жанатан

Кожасай

6110-6140 м

5177-5184 м

5143-5183 м

3954-4890 м

3535-4241 м

5758-5855 м

Плотность, , кг/м3

847,0

826,1-840,0

821,7

813,5-847,7

836,0-846,6

815-817

Кинематическая вязкость при 20 °С, сСт

20,42

8,01

2,28

3,55-8,70

3,67-5,04

5,16-6,99

Температура, °С:

 

 

 

 

 

 

вспышки

15

12

Нет свед.

-2, -14

17-45

11

застывания

Нет свед.

-16

и

-2, -5,9

-15, -18

Нет свед.

Содержание, %:

 

 

 

 

 

 

серы

0,13

0,16-0,9

0,07

0,03-0,34

0,12-0,51

0,16

парафина

3,65

0,57-3,04

2,36

0,70-5,00

2,80-5,20

4,16

смол сернокислых

20,00

16,00

2,28

2,00-20,00

3,00

6,00

смол селикагелевых

Нет свед.

9,96

2,95

4,36-8,00

2,76-2,95

5,85

асфальтенов

1,34

0,93-2,98

1,04

0,11-2,40

0,08-0,48

0,01-0,11

кокса

Нет свед.

0,85-1,64

Нет свед.

0,44-1,71

0,39

Нет свед.

Начало кипения, °С

62

97

33

28-70

70-115

50-80

Выход фракций, % при:

 

 

 

 

 

 

100 °С

4,5

0,8

Нет свед.

0,8-12,0

До 1,2

3,6-5,0

200 °С

24,5

23,8

20,6

22,4-34,5

18,8-20,0

27,2-30,8

300 °С

42,1

50,0

Нет свед.

41,3-61,0

41,8-48,6

48,8-68,5

Углеводородный состав, %:

 

 

 

 

 

 

нафтены

 

31,2

63,4

51,0-63,4

Нет свед.

94,6

парафины

99,55

61,2

34,7

35,4-46,9

«

94,6

ароматические УВ

0,45

7,6

1,9

1,2-4,1

«

5,4