levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал

Х.Б. Абилхасимов,  (ТОО “Гео-Мунай XXI”)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-3
 
 

 

В  данной статье рассмотрены особенности строения и развития крупных карбонатных массивов Прикаспийской впадины, с которыми связаны значительные промышленные запасы УВ-сырья. Проведенный анализ геолого-геофизических данных и результатов научных исследований последних лет по данному региону позволил выявить особенности седиментационных режимов, при которых происходили зарождение и формирование карбонатных платформ.

Современные бортовые зоны Прикаспийской впадины характеризуются достаточно широким развитием позднепалеозойских карбонатных комплексов, которые образуют изолированные зоны, получившие название “внутрибассейновых карбонатных платформ”.

Используемая в статье терминология и ее понимание отличались в определенной степени от терминологии, применяемой в современной тектонике плит и морской геологии при изучении океанов. Поэтому приведем некоторые разъяснения.

Карбонатная платформа – гигантское карбонатное тело с более или менее горизонтальной кровлей и обрывистыми шельфовыми окраинами, где находятся осадки зоны высокой волновой энергии [5].

Шельф – сравнительно мелководная часть морского бассейна, располагающаяся в переходной зоне от приподнятых участков тектонически-стабильных блоков, находящихся вблизи базиса эрозии (выше его или ниже), и более глубоководных частях бассейна. В таком понимании шельф не обязательно отвечает “континентальному шельфу” в классическом понимании, расположенному в зоне перехода от континента к океану, т.е. участков с различным типом земной коры. При анализе древних бассейнов осадконакопления могут выделяться области с условиями, соответствующими шельфовым, но которые могут быть расположены внутри бассейнов и обрамлять приподнятые блоки, не выходящие выше уровня моря, а образующие внутрибассейновые отмели.

Бассейн осадконакопления, в том числе глубоководный, не отвечает классическому пониманию океанического бассейна, имеющего в основании земную кору океанического типа. Он может соответствовать внутренним и краевым морям, которые характеризуются относительно глубоководными условиями осадконакопления (глубина до 1000 м и более) [2].

В позднем палеозое в пределах юго-востока Восточно-Европейской платформы существовала благоприятная обстановка для накопления карбонатных толщ и формирования карбонатной платформы. Интенсивное карбонатонакопление происходило в широком временном диапазоне – от позднего девона до ранней перми. Сложная история геологического развития бортовых зон впадины в палеозойское и докунгурское время обусловила развитие различных литолого-фациальных типов разрезов и формирование разнообразных структурно-тектонических элементов.

К.А.Клещев, В.С.Шеин, А.И.Петров, С.Ю.Банковский, Т.Д.Иванова [3] провели детальные палеогеодинамические реконструкции плит юго-восточной части Восточно-Европейского континента в позднепалеозойское время с составлением фациально-палеогеографических карт.

Э.С.Воцалевский, М.М.Пилифосов и др. (2000) считают, что развитие этих карбонатных массивов в палеогеографическом отношении определялось их расположением в зоне сочленения структур юго-восточной окраины Восточно-Европейской платформы с Уральским палеоокеаном и Палеотетисом. При этом заложение Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы было связано с периодом раскрытия Уральского палеоокеана. Это обусловило более широкий стратиграфический диапазон и более значительные мощности карбонатных отложений. В противоположность этому, зарождение Южно-Эмбинской карбонатной платформы произошло в период закрытия Уральского палеоокеана и связано с относительно кратковременным процессом обмеления территории (период сжатия). Эти же причины обусловили и разную степень сохранности и морфологической выраженности рассматриваемых структур.

Рассматриваемые карбонатные платформы сформировались в пределах восточной окраины (в современных координатах) древней Восточно-Европейской платформы (рис. 1). Регион характеризуется сложным геологическим строением, что вызвано влиянием коллизионных процессов, происходящих в зоне сочленения Восточно-Европейской платформы и Уральского палеоокеана. Эти процессы привели к развитию разрывных нарушений, формированию надвигов, резким изменениям мощностей и различной стратиграфической полноте разрезов.

 

Рис. 1. СХЕМА РАЗМЕЩЕНИЯ ОСНОВНЫХ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ПЛАТФОРМ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
(с использованием материалов В.М.Пилифосова, Э.С.Воцалевского)
Палеогеографические обстановки: 1 – низкие горы; 2 – возвышенности; равнины: 3 – возвышенные денудационные, 4 – низменные озерно-аллювиальные, 5 – прибрежные; 6 – контрастный рельеф зрелых островных дуг; шельф: 7 – внутренний, 8 – внешний, 9 – нерасчлененный, 10 – континентальный склон, подножие, 11 – глубоководные впадины внутриконтинентальных и окраинных морей, 12 – отсутствие информации в результате позднейшей деструкции, 13 – подводные конусы выноса; коллизионные пояса: 14 – граниты; осадочные комплексы: 15 – конгломераты, 16 – пески, песчаники, 17 – аргиллиты, глины, 18 – суглинки, 19 – турбидиты и флиш, 20 – фтаниты, 21 – доломиты, 22 – известняки, 23 – глинистые известняки, мергели, 24 – битуминозные известняки, 25 – биогенные известняки, 26 – карбонатные постройки (рифы, биостромы); вулканические пояса: 27 – лавы и туфы известково-щелочного состава; месторождения: 28 – нефтяные, 29 – нефтегазовые, 30 – газовые; разрывные нарушения (а – конседиментационные, б – постседиментационные): 31 – надвиги, 32 – сбросы (тектонические швы), 33 – разломы неизвестной природы, 34 – главные коллизионные сутуры, 35 – интенсивная складчатость; границы: 36 – палеогеографических обстановок (установленные, предполагаемые), 37 – карбонатных платформ, 38 – распространения кунгурских соленостных отложений; изолированные внутрибассейновые карбонатные платформы: I – Карачаганакская, II – Темирская, III – Жанажольская, IV  – Тенгиз-Кашаганская, V  – Южно-Эмбинская, VI – Астраханская

 

Выделяемые в Прикаспийской впадине позднепалеозойские карбонатные платформы значительно различаются между собой по литологическому составу и стратиграфическому диапазону слагающих их отложений.

В юго-восточной части Прикаспийской впадины выделяются две карбонатные платформы: Тенгиз-Кашаганская и Южно-Эмбинская, в восточной прибортовой части – Темирская и Жанажольская. В северной бортовой зоне отмечается развитие карбонатных платформ двух типов. К северу от бортового уступа локализуется карбонатная платформа внешнего шельфа пассивной континентальной окраины, формировавшаяся в длительный период геологического времени – от среднего девона до артинского века ранней перми включительно. Внутренней бортовой зоне соответствует внутрибассейновая позднедевон-артинская Карачаганакская карбонатная платформа.

    Тенгиз-Кашаганская карбонатная платформа имеет сложное строение, которое обусловлено особенностями, свойственными крупным рифогенным массивам, и влиянием тектонических процессов. Изменчивость условий роста карбонатной постройки привела к широкому развитию перерывов и колебаниям интенсивности карбонатонакопления [4].

Карбонатные отложения Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы охватывают широкий стратиграфический интервал – от начала позднего франа до среднего карбона. В ее составе выделяются два структурных этажа – верхнедевон-нижнетурнейский и каменноугольный, разделенные кратковременным стратиграфическим перерывом, время проявления которого определяется как середина турне. По геофизическим данным в каменноугольном структурном этаже выделяются два комплекса – турне-нижневизейский и окско-башкирский, разделенные тульской вулканогенно-осадочной пачкой, которая уверенно прослеживается геофизическим репером в пределах карбонатных массивов.

В позднем девоне сформировалась ровная поверхность поднятия, на которой с середины франского века позднего девона до раннетурнейского века раннего карбона формировались мелководные карбонатные осадки карбонатной платформы. На этом этапе платформа развивалась в режиме компенсированного прогибания. В конце раннего турне фиксируется перерыв в осадконакоплении.

В позднем турне на Тенгиз-Кашаганской платформе начались вертикальные движения, которые привели к образованию поднятых и опущенных блоков (структур). Тенгизский блок был поднятием, на котором, и как на его периферии, так и на Каратонском и Королевском поднятиях, в позднем турне и раннем визе формировалась фация иловых холмов.

В позднетульское и раннеалексинское время из юго-восточного обрамления Палеоприкаспийского бассейна поступали пеплово-туфовый материал андезитового состава и граувакковая терригенная кластика.

В позднем визе (алексинское и михайловское время) на поверхности иловых холмов формировались криноидные и брахиоподово-криноидные банки. Иловые холмы образовали палеогеоморфологические возвышенности, на которых криноидные и брахиоподово-криноидные банки, в свою очередь, создали твердый субстрат для рифов.

С конца позднего визе (веневское время) и в серпуховском веке существовал атолл с фациями рифа. В зарифовой зоне накапливались фации биостромов, органогенных банок и отмелей, известковых илов лагуны. С раннего визе до серпуховского яруса и с начала образования холмов, затем криноидных банок и рифов наступил этап компенсированного прогибания Тенгизского конседиментационного поднятия. В это время на границе раннего и позднего серпуховского века, а также между протвинским и запалтюбинским горизонтами установлены перерывы. Они способствовали процессам выщелачивания и образованию каналовой и кавернозной пористости в резервуаре месторождения Тенгиз [1].

В башкирский век (с краснополянского до прикамского времени включительно) формировались биокластические банки, отмели и подводные валы. На границе серпуховского и башкирского веков фиксируется перерыв – наступили обмеление и прекращение рифообразования. В отложениях башкирского века установлены небольшая высота банок, размыв и частые поверхности перерывов. Это можно объяснить тем, что осадконакопление не компенсировалось прогибанием.

Для формирования резервуаров в отложениях карбонатных платформ важное значение имеет знак тектонических движений основания платформы. В раннекаменноугольной эпохе и начале среднекаменноугольной (турнейский, визейский и серпуховский века) Тенгизское поднятие развивалось в режиме компенсированного прогибания, в башкирский век опускание замедлялось. Поднятие во второй половине башкирского века и в позднекаменноугольную эпоху привело к прекращению карбонатонакопления, подъему поверхности атолла выше уровня моря и развитию карстовых процессов.

В продуктивных отложениях месторождения Тенгиз интенсивное развитие кавернозности и трещиноватости обеспечивает высокие фильтрационно-емкостные свойства пород и развитие сложных типов коллекторов. Емкостное пространство представлено неодинаковым соотношением вторичных пор, каверн и трещин различных размера и генезиса.

Здесь выделяются коллекторы трех основных типов: трещинного (емкость < 3 %), порово-каверново-трещинного с пористостью от 3 до 7 %, порового – > 7 %. Коллекторы различного типа неравномерно распределены по месторождению, но в целом образуют гидродинамически единый природный резервуар. Залежь массивного типа характеризуется развитием аномально высоких пластовых давлений (81-93 МПа). Дебиты нефти, как правило, превышают 100 м3/сут, водонефтяной контакт не установлен. Экраном для залежи служат артинские глинисто-карбонатные и кунгурские сульфатно-галогенные породы.

Характерными особенностями продуктивной толщи палеозоя месторождения Тенгиз являются частое чередование в разрезе различных типов коллекторов, изменчивость преобладающих видов пустот и вторичных постседиментационных изменений. Все это, естественно, проявляется в смене пористо-проницаемых и плотных низкоемких пластов.

Крупный рифовый массив месторождения Тенгиз отличается хорошей сообщаемостью продуктивных пластов между собой за счет широкого развития трещин различной морфологии и ориентировки, обеспечивающих фильтрацию флюидов. Для коллекторов характерно развитие всех видов пустот трещин, каверн и пор практически повсеместно, но долевое их соотношение неодинаково, что обеспечивает преобладание фильтрации либо по порам, либо по трещинам и развитие пластов с преобладанием поровой или трещинной проницаемостью.

    Королевское нефтяное месторождение расположено на юго-востоке Прикаспийской впадины и приурочено к восточной части Приморского свода, на юге оно сочленено с Тенгизским поднятием. По сейсморазведочным данным, Королевская и Тенгизская структуры размещаются в пределах единого пологого крупного поднятия, которое фиксируется по подошве верхнедевонского комплекса (сейсмический горизонт П3). Месторождение изучено лишь единичными скважинами, которые пробурены с небольшим выходом керна. Для месторождения Королевское характерно наличие аномально высокого пластового давления. Поднятия Тенгизское, Королевское и другие, которые приурочены к каменноугольно-нижнепермскому комплексу, по-видимому, представляют собой останцы единого крупного рифового поднятия. Они отделились друг от друга в результате интенсивного предпермского размыва. Это фиксируется артинскими врезами, отделяющими Тенгизскую структуру от Королевской. Начальная общность условий седиментации определила сходство строения карбонатных толщ, а также типов и свойств коллекторов, развитых в них. По подошве соли Королевское поднятие представляет собой асимметричную антиклинальную складку субмеридионального простирания размером 4,5х8,5 км (в пределах замкнутой изогипсы 4600 м) и высотой 800 м. Южная сводовая часть поднятия осложнена двумя небольшими куполами с амплитудами 100 и 200 м. В сводовой части структуры (скв. 16) под артинской толщей на глубине 3869 м вскрыты отложения среднего карбона, а на крыльях структуры (скв. 9 и 10) на глубине 4554-4568 м – известняки серпуховского (С1) и визейского (малиновский горизонт) ярусов (скв. 13, глубина 4755 м), что свидетельствует о значительном размыве каменноугольных отложений.

Роль экрана выполняют глинисто-сульфатные непроницаемые породы позднеартинского возраста. Продуктивны отложения нижнего – среднего карбона. Толщина нефтенасыщенных пластов различного возраста неодинакова и меняется по скважинам от 250 до 300 м и более. Продуктивная толща сложена органогенными известняками, среди них преимущественно развиты органогенно-детритовые, биоморфные, водорослевые и биогермные разности. Последние широко распространены в серпуховских и окских отложениях нижнего карбона. В ряде скважин в малиновском горизонте присутствуют органогенно-обломочные известняки. Крупнозернистые органогенно-обломочные разности частично доломитизированы и отличаются повышенной пористостью (до 10 %). Пористо-проницаемые сильнокавернозные брахиоподовые и органогенно-детритовые известняки слагают разрез малиновских отложений в скв. 13. Они характеризуются высокими фильтрационными свойствами поровых коллекторов: пористость > 9 %, проницаемость до 0,26 мкм2. Для Королевского месторождения наиболее характерны сложные типы пород-коллекторов.

Среди постседиментационных преобразований основная роль принадлежит процессам перекристаллизации и выщелачивания. Вторичное минералообразование проявилось слабее и наблюдается в виде инкрустаций части полостей в биогермных разностях, а также в виде вторичного кальцита по стенкам каверн. Перекристаллизация развивалась неравномерно. В детритовых известняках ей подверглись только скелетные остатки организмов, водорослевые и биогермные разности перекристаллизованы почти полностью. Процессы доломитизации имели частичное развитие в продуктивной толще. Как и на Тенгизе, особенностью известняков Королевского месторождения является наличие большого количества черного ОВ, которое занимает межкристаллическое пространство перекристаллизованных разностей и частично заполняет первичные поры. Оно является твердой минеральной частью породы, заполняющей первичные пористые участки.

    Южно-Эмбинская карбонатная платформа расположена в пределах Южно-Эмбинского палеоподнятия. От Каратон-Тенгизской карбонатной платформы она отделяется Маткен-Ушмолинской зоной, в пределах которой в подсолевом разрезе верхнего палеозоя преобладают терригенные отложения.

Южно-Эмбинская карбонатная платформа значительно моложе Тенгиз-Кашаганской. Карбонатные отложения в ее пределах имеют более узкий стратиграфический интервал, охватывающий период с конца раннего карбона – позднего визе до ассель-сакмарского времени ранней перми включительно. Карбонатные образования серпуховского, башкирского и московского возраста сформировались во внутренней и средней частях шельфа на глубине 30-70 м. Органогенно-обломочный материал слагает банки и уплощенные холмы. В ассель-сакмарское время во внешней части мелководного шельфа на глубине 50-130 м сформировались банки грейнстоунов. Породы палеозойского возраста с резким стратиграфическим и угловым несогласием перекрываются породами юры и триаса.

В области формирования конусов выноса и палеорусловых потоков в осадках присутствует градационная слоистость. В осадках отмечаются оползневые текстуры и следы жизнедеятельности илоедов, что свидетельствует о мелководной обстановке шельфа.

Состав обломков и глинистых пород, которые сносились в бассейн с юга и юго-востока Прикаспийской впадины, различен. В погруженной южной части преобладает обломочный материал лав андезитовых порфиритов, в Торесай-Мынсуалмасской зоне – обломочный, граувакковый, плохо отсортированный, среди обломков много фрагментов кремнистых и вулканогенных пород. Часто отмечается примесь пирокластического материала основного состава. Цемент характеризуется глинистым, преимущественно гидрослюдисто-хлоритовым составом.

Различие тектонического режима, существовавшего на описываемой территории, выразилось и в различных обстановках осадконакопления и соответственно разным литологическим составом разрезов. В поздневизейское время появилась новая поздневизей-башкирская карбонатная платформа на наиболее приподнятой части денудированного Южно-Эмбинского поднятия, причем из-за трансгрессии моря бассейн значительно расширился в сторону Северного Устюрта, и граница платформы проходила с востока на запад южнее площадей Северный Мынсуалмас (в современных очертаниях).

С начала позднего визе карбонатные постройки слагают изолированные участки на Южно-Эмбинском поднятии и вытянуты вдоль борта Прикаспийской впадины. Периодически поступающий терригенный материал сносится по сохранившимся подводно-русловым системам в пониженные участки палеодна бассейна. Это обусловило возникновение участков с преимущественным накоплением карбонатных и карбонатно-терригенных осадков. Карбонатная седиментация началась с окского надгоризонта позднего визе. Южно-Эмбинская зона стала самостоятельной структурно-фациальной зоной – окраинной карбонатной платформой на юго-восточной периферии Прикаспийского палеобассейна. Мелководные осадки склонового типа отмечаются вдоль борта Южно-Эмбинского поднятия и в зоне распространения подводно-русловых отложений. Они характеризуются наличием карбонатов осыпного типа в разрезах площадей Южно-Молодежная, Южно-Эмбинская, Тортай (скв. Г-12, Г-23), а далее вглубь бассейна – преимущественно терригенным составом с редкими прослоями известняков и доломитов. В московское время бассейн осадконакопления унаследовал характер режима седиментации от башкирского. В позднем карбоне на исследуемой территории происходит сильное опускание уровня моря, что привело к частичному размыву ранее накопившихся отложений в области приподнятых участков и карбонатных построек: Тенгиз-Кашаганской и Южно-Эмбинской; сокращению зоны карбонатного шельфа, образованию подводных отмелей и повышению роли терригенного материала. Области распространения и объем карбонатообразования значительно сократились.

В результате раннепермской трансгрессии в Уртатау-Сарыбулакской зоне сформировался изолированный водорослевый риф, достигший высоты > 700 м. В Южно-Эмбинской бортовой зоне продолжалось накопление карбонатных комплексов, которые вглубь бассейна сменялись ритмичными толщами терригенных отложений (песчаники, алевролиты, аргиллиты).

Карбонатные отложения сохранились в Южно-Сазтобинской и Уртатау-Сарыбулакской зонах. В известняках среднего карбона, вскрытых бурением на площадях Южно-Молодежная, Тортай, Южное Сазтобе, Уртатау-Сарыбулак, повсеместно встречаются прослои и гнездообразные включения пестроцветных глин. Именно ввиду того, что на юго-востоке впадины практически постоянно привносился терригенный материал, карбонатонакопление не было широко распространено.

В терригенно-карбонатных отложениях среднего – верхнего отделов карбона открыты месторождения Равнинное, Тортай, получены притоки нефти в скв. Маткен-16, Улькентобе Юго-Западный-П-2, фонтанные притоки нефти и газа в скв. Карачунгул-П-1, нефтепроявления отмечались в скв. Ушмола-10, 11, Биикжал-СГ-2.

    Месторождение Тортай открыто в 1976 г. По кровле визейского яруса нижнего карбона и среднего карбона структура Тортай представляет валообразное поднятие северо-восточного простирания.

Установлено шесть нефтяных горизонтов в среднем и нижнем карбоне, залегающих на глубине 2792-3349 м. Водонефтяной контакт проводится на отметке 2891-3257 м. Залежи пластовые, сводовые, литологически и тектонически экранированные. Горизонты сложены терригенными, карбонатно-терригенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толщина горизонтов 0,7-5,0 м, открытая пористость коллекторов 10,8 %, проницаемость 0,003 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности 0,66-0,77. Дебит нефти 24-30 м3/сут на 7 мм штуцере. Начальное пластовое давление 33,2 МПа, температура 93 оС.

В карбонатной толще на площадях Южно-Молодежная, Южно-Эмбинская, Уртатау-Сарыбулак присутствуют прослои и пачки коллекторов, открытая пористость которых достигает 12-13 %. Нефтегазоносность подтвердилась при вскрытии карбонатных разрезов в скв. Сазтобе Южное-П-1 из московских отложений и на площадях Бекбулат и Сазтобе из ассельских отложений, где получены притоки нефти и газоконденсата. Это объясняется наличием над ними триасовой покрышки.

Таким образом, крупных объектов промышленного значения в карбонатных отложениях Южно-Эмбинской карбонатной платформы не обнаружено.

    В осадочном комплексе палеозоя восточного борта Прикаспийской синеклизы выделяются несколько зон, в которых формировались разновозрастные карбонатные толщи и зоны с преимущественно терригенными отложениями.

    Жанажольская карбонатная платформа выделяется между нижнепермским карбонатным уступом и линией, где выклинивается (или эрозионно срезается) карбонатная толща КТ-I. В рассматриваемой зоне наиболее хорошо изучены разрезы КТ-I и КТ-II.

С поздневизейского до гжельского века Жанажольская карбонатная платформа развивалась в режиме компенсированного прогибания с формированием мелководных шельфовых, преимущественно карбонатных осадков.

По результатам параметрического и поискового бурения в пределах карбонатного массива выявлены месторождения нефти и газа: Жанажольское, Урихтау, Кожасай, Алибекмола, Жанатан, Лактыбай.

Нефтегазокондесатное месторождение Жанажол расположено в пределах Жанажол-Кенкиякской зоны нефтегазонакопления. В подсолевом комплексе бурением вскрыты нижнепермские и каменноугольные отложения. Отложения ранней перми слагаются терригенными, преимущественно глинистыми породами мощностью от 16 до 550 м. Каменноугольные отложения представлены двумя карбонатными и двумя терригенными толщами, их мощность непостоянна. Верхняя карбонатная толща (КТ-I) стратиграфически приурочена к отложениям гжельско-касимовского яруса верхнего карбона – верхней части московского яруса среднего карбона. Нижняя карбонатная толща (КТ-II) включает отложения каширского яруса среднего карбона – серпуховского яруса нижнего карбона. Накопление карбонатных отложений на этой территории происходило в условиях мелководного шельфа.

В подсолевых карбонатных отложениях установлено наличие двух самостоятельных залежей. Залежь, заключенная в КТ-I, нефтегазоконденсатная, пластово-массивная. В ней выделяются три продуктивные пачки, различающиеся по составу УВ-скоплений; пачка А в основном газоконденсатная, пачка Б – газонефтяная, пачка В – нефтяная с газовой шапкой. По всем пачкам прослеживаются единые газоводяной и водонефтяной контакты. Общая высота залежи составляет 290 м, на ее газовую часть приходится 200 м, на нефтяную – 90 м.

С нижней карбонатной толщей (КТ-II) связана нефтяная залежь массивно-пластового типа. Мощность КТ-II составляет 580-650 м. Структурные планы КТ-I и КТ-II отражают унаследованность в развитии брахиантиклинальной складки. В целом продуктивная толща нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол представлена карбонатными породами, лишенными терригенных примесей с преобладанием органогенных разностей. В верхней карбонатной толще широко развиты пористо-проницаемые доломиты. Характерны сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и кавернозности, наличие большого числа трещин горизонтальной и наклонной ориентировок. Отличительными чертами пород месторождения Жанажол являются интенсивное растворение полостей трещин и выщелачивание отдельных фрагментов, за счет воздействия этих процессов создается сложное строение пустотного пространства. Широкое развитие кавернозности обеспечивает наличие каверново-поровых коллекторов с высокой эффективной пористостью и проницаемостью [1].

В пределах Жанажольского поднятия в течение длительного периода серпуховско-гжельского времени существовали обширный мелководный шельф и условия, благоприятные для накопления мощных толщ карбонатных осадков преимущественно органогенного генезиса, на отдельных этапах с образованием небольших водорослевых построек типа биостром. Относительная подвижность водной среды способствовала отложению большого объема биоморфных, комковатых, органогенно-обломочных, оолитовых разностей, часто с высокими первичными фильтрационно-емкостными свойствами, особенно в КТ-I.

    Темирская карбонатная платформа полого погружается к востоку в сторону Остансукского прогиба по кровле известняков карбона и круто – на западном склоне, образуя крутой уступ по известнякам карбона, по-видимому, и девона.

По геологическому строению она существенно отличается от Южно-Эмбинской карбонатной платформы как по палеогеоморфологическим характеристикам, так и стратиграфическому диапазону слагающих массив карбонатных комплексов.

В пределах Темирского карбонатного массива на восточном борту Прикаспийской впадины в поисковых скв. Г-I-Бактыгарын (5059 м), Г-8-Северная Бозоба (5008 м) и Г-4-Кумсай (4833 м) впервые вскрыты карбонатные отложения девона. Эти отложения со стратиграфическим несогласием перекрываются карбонатными отложениями поздневизейского возраста. Из разреза выпадают терригенные отложения средне-ранневизейского возраста, которые широко развиты южнее месторождения Кенкияк, где их вскрытая толщина составляет около 2000 м.

Отсутствие терригенных отложений средне-ранневизейского возраста свидетельствует о более резком отличии палеогеологической обстановки в регионе Темирского карбонатного массива, чем в окружающих районах: Жанажол-Торткольского карбонатного массива и Жаркамысского свода.

В стратиграфическом отношении Темирский массив имеет отчетливо выраженное двухъярусное строение. Нижний ярус слагают карбонатные комплексы преимущественно девона, верхний – раннего карбона – башкира. Общая толщина карбонатных отложений изменяется от 1,5 до 2,5 км. Большую (по толщине) часть Темирского массива составляют карбонатные отложения нижнего структурного яруса, представленного девонскими отложениями. Верхний ярус (КТ-I) имеет толщину от 200-400 м в западной части Темирской карбонатной платформы до 800-1000 м – в восточной. Положение разновозрастных уступов на относительно пологих склонах платформы различно. На западном склоне платформы разновозрастные уступы практически совпадают, на восточном – расхождение достигает 5-8 км.

Отложения карбонатной платформы перекрываются верхнегжельско-нижнепермскими терригенными отложениями, толщина которых на платформе составляет в среднем 400-1000 м. В пределах карбонатного массива выделяются отдельные локальные структуры: Кенкияк-Бозоба, Северная Бозоба, Арансай, Бактыгарын, Северный Бактыгарын, Аккум, Аккудук и Северный Аккудук.

На подсолевой структуре Кенкияк-Бозоба открыты одноименные месторождения.

    Подсолевое месторождение Кенкияк открыто в 1971 г. в нижнепермских отложениях. Продуктивны терригенные отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми, а в 1979 г. установлена массивная нефтяная залежь в карбонатной толще среднего карбона. Емкостные и фильтрационные свойства пород докунгурского палеозоя характеризуются низкими и удовлетворительными значениями. Значения пористости изменяются в среднем от 7,0 до 9,8 %, проницаемость не превышает 0,0003 мкм2. Нефти преимущественно легкие с плотностью 821-850 кг/м3, дебиты не превышали 39 м3/сут.

    Месторождение Бозоба по существу является северо-западной периклиналью месторождения Кенкияк, отделенной от последнего тектоническим нарушением субмеридионального простирания. Продуктивны отложения артинского и сакмарского ярусов нижней перми терригенного состава.

Фильтрационно-емкостные свойства пород характеризуются низкими значениями, которые изменяются в среднем от 7,0 до 11,2 %, проницаемость не превышает 0,0003 мкм2. Нефти легкие, плотность 795 кг/м3. Аналогично месторождению Кенкияк в докунгурском продуктивном этаже отмечаются аномально высокие пластовые давления.

В строении глубокопогруженного подсолевого комплекса северной бортовой зоны Прикаспийской впадины принимают участие девонские, каменноугольные и нижнепермские отложения, отличающиеся многообразием фаций и своеобразием их смены по латерали и вертикали.

Исследование разрезов и их корреляция позволили выявить различные типы разрезов, которые характеризуются полной и сокращенной стратиграфической последовательностью.

В разрезе карбона и нижней перми наиболее широко распространены органогенно-детритовые отложения (49,9 %). Существенное значение имеют биогермные разновидности (31 %). Подчиненную роль играют органогенно-обломочные (4-9 %) и биохемогенные (14,2 %).

Современные представления о строении осадочных комплексов подсолевого палеозоя в пределах северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и ее обрамления свидетельствуют о том, что их накопление происходило в основном в пределах довольно крупного, длительного существующего морского бассейна.

    Карачаганакская внутрибассейновая карбонатная платформа формировалась с позднего девона по артинский век. Ее размер 15´30 км, общая толщина подсолевых верхнедевон-нижнепермских отложений достигает 2 км, высота продуктивной толщи – 1,6 км.

Формирование Карачаганакского карбонатного массива началось в конце франа на приподнятом блоке фундамента в пределах глубокой части шельфа северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. Воздымание блока обусловлено активными тектоническими движениями, происходившими во франское время, что привело к значительному размыву среднедевонских глубоководных отложений.

Накопление карбонатных пород в пределах Карачаганакского поднятия происходило в три крупных этапа рифообразования: фаменско-раннетурнейский, визей-серпуховский и раннепермский. На границах этапов фиксируются перерывы в осадконакоплении различной продолжительности.

На первом этапе Карачаганакский массив представлял собой отдельную карбонатную постройку типа лоскутного рифа, развивавшуюся на приподнятом блоке в зоне глубокого шельфа, и имел ограниченные размеры.

Второй этап формирования Карачаганакской структуры начался в результате раннекаменноугольной трансгрессии после периода обмеления. Это привело к образованию изолированной полукольцевой рифовой постройки.

В результате раннепермской трансгрессии (третий этап) на Карачаганакской структуре сформировался изолированный крупный риф, достигший высоты 800 м. Продуктивная толща Карачаганакского рифового массива в целом представлена карбонатными породами без терригенных примесей, здесь преобладают в основном органогенные разности биоморфных, биогермных, органогенно-детритовых пород. Подчиненное развитие имеют биохемогенные и органогенно-обломочные разности. Характерны сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и кавернозности. Преобладающее развитие имеют известняки пористые, плотные, массивные, неравномерно кавернозные и трещиноватые, в различной степени доломитизированные, реже доломиты. Отложения карбона, по сравнению с нижнепермскими, более интенсивно перекристаллизованы и доломитизированы, очень часто до полного уничтожения первичной структуры. Значительное проявление процессов растворения и выщелачивания привело к формированию крупных пористо-кавернозных зон мощностью от 10 до 20 м. Трещиноватость в продуктивных отложениях месторождения Карачаганак развита повсеместно. Трещины встречаются в пористо-проницаемых и плотных разностях пород, но роль их в обеспечении фильтрационно-емкостных свойств неодинакова.

Формирование коллекторов различных типов на нефтегазоконденсатном месторождении Карачаганак обусловлено разнофациальным характером отложений. Это проявляется в значительной неоднородности строения резервуара, в одновременном наличии пористо-проницаемых пластов и маломощных плотных и трещиноватых прослоев, изменчивости эффективных толщин пластов-коллекторов, широком диапазоне изменения значений пористости и проницаемости (Багринцева К.И., 2003).

На развитие юго-востока Прикаспийского бассейна оказали влияние коллизионные процессы различного характера. Тектоническая активность на юге и востоке Прикаспийской впадины в палеозое существенно отличалась, что отразилось на их геологическом строении.

Сравнительная характеристика месторождений (таблица) дает возможность проследить сколь велико влияние геологических факторов и различных условий осадконакопления на формирование коллекторов и сохранение их свойств в процессе постседиментационных преобразований. Сравнительное сопоставление разрезов палеозойских отложений Прикаспийского бассейна показало, что он развивался в режиме устойчивого длительного прогибания. Принципиальное различие месторождений Прикаспийской впадины заключается в характере размещения коллекторов в природных резервуарах, возможности проследить наличие коллекторов в соседней скважине, значительной изменчивости свойств пластов в природном резервуаре.

Таблица.

 

Изложенный материал свидетельствует, что формирование коллекторов зависит от большого числа геологических факторов и условий, оказавших неоднозначное влияние на образование коллекторов различных типов.

Тенгиз-Кашаганская и Темирская платформы представляют собой изолированные внутрибассейновые карбонатные постройки, развившиеся на относительно приподнятом краю пассивной континентальной окраины по соседству с шовными зонами, сложенными верхнедевон-нижневизейскими комплексами.

Анализ разрезов подсолевого палеозоя Прикаспия позволяет сделать вывод об унаследованном развитии литолого-фациальных зон вдоль борта впадины и их приуроченности к крупным тектоническим элементам. На схеме сопоставления разрезов палеозойских карбонатных платформ показано различие нефтегазоносности месторождений Прикаспийской впадины (рис. 2).

 

Рис. 2. СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ РАЗРЕЗОВ ПАЛЕОЗОЙСКИХ КАРБОНАТНЫХ ПЛАТФОРМ ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
1 – известняки; 2 – глинистые известняки; 3 – известняки доломитизированные; 4 – доломиты; 5 – мергели; 6 – глины; 7 – аргиллиты; 8 – песчаники и алевролиты; 9 – сульфатные породы; 10 – галогенные породы; 11 – алевролиты; 12 – конгломераты, гравелиты; 13 – притоки: а – газа, б – нефти; 14 – нефтепроявления при бурении и в керне; 15 – газопроявления при бурении; промышленные залежи: 16 – нефти, 17 – газа, газоконденсата

 

Таким образом, на основе изложенного материала отмечается, что на Тенгиз-Кашаганской платформе присутствуют крупные атоллы, к которым приурочены месторождения Тенгиз, Кашаган, Королевское и др. На Темирской платформе рифовые постройки отсутствуют либо развиты в значительно меньшей степени. В пределах Южно-Эмбинской карбонатной платформы крупных месторождений промышленного значения не выявлено.

Толщина карбонатных отложений Темирской платформы почти вдвое меньше, чем Тенгиз-Кашаганской, несмотря на более широкий стратиграфический диапазон. Это объясняется близостью к тектонически активным зонам Южного Урала.

Открытые месторождения нефти и газа (Карачаганак, Жанажол, Тенгиз, Королевское) связаны с разновозрастными отложениями карбонатных массивов. Карачаганакское и Тенгизское месторождения приурочены к внутрибассейновым рифовым постройкам относительно небольшой площади, но значительной высоты, Жанажольское – к шельфовым отложениям карбонатной платформы. В пределах Темирской платформы нефтегазоносность подтверждена на выявленных структурах Кенкияк-Бозоба. Структуры Арансай, Бактыгарын, Аккудук, Аккум и другие перспективны для открытия в них месторождений нефти и газа.

ВЫВОДЫ

Пространственное размещение карбонатных платформ в Прикаспийской впадине определяется различной продолжительностью этапов седиментации и блоковой структурой фундамента. Наиболее интенсивное карбонатонакопление протекало на юге Прикаспия в пределах Тенгиз-Кашаганской платформы. За счет расширения площади карбонатонакопления в позднем девоне образовалась единая Астраханско-Жылыойская платформа, которая охватывала всю современную акваторию Северного Каспия и прилегающие к ней прибрежные участки.

В восточной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины за счет влияния геодинамических факторов сближения Урала и Северо-Устюртского блока с краем Восточно-Европейской плиты области карбонатонакопления резко сократились и образовалась узкая полоса карбонатных платформ – Темирская, Жанажольская и Южно-Эмбинская. Процессы карбонатонакопления подавлялись привносом большого количества терригенного материала с прилегающей суши. В северной части Прикаспийской впадины карбонатонакопление происходило в длительный период, что обеспечило создание мощной Карачаганакской платформы с широким стратиграфическим диапазоном отложений.

Принципиальные различия строения природных резервуаров обусловлены сложным и неоднозначным воздействием тектоно-седиментационных процессов, что проявилось в различном литологическом составе, генезисе продуктивных толщ, изменчивости типов и свойств коллекторов. Интенсивное карбонатонакопление проходило в различных временных отрезках палеозоя с образованием рифовых и шельфовых толщ при длительных региональных перерывах, что способствовало развитию процесса выщелачивания. Повсеместное развитие трещиноватости определило массивное строение природных резервуаров.

Темирская карбонатная платформа имеет трехъярусное строение (КТ-II, КТ-I, ассельско-сакмарский). Жанажольская и Тенгиз-Кашаганская карбонатные платформы имеют четко выраженное двухъярусное строение. Нижний девон-ранневизейский и верхний окско-раннемосковский ярусы на этих платформах разделены поверхностью несогласия, проходящей на уровне раннего и позднего визе.

На Тенгиз-Кашаганской платформе присутствуют крупные атоллы, к которым приурочены месторождения Тенгиз, Кашаган, Королевское и др. На Темирской платформе рифовые постройки отсутствуют либо развиты в значительно меньшей степени.

Толщина карбонатных отложений Темирской платформы почти вдвое меньше, чем Тенгиз-Кашаганской, несмотря на более широкий стратиграфический диапазон. Это объясняется близостью к тектонически активным зонам Южного Урала.

Открытые месторождения нефти и газа: Карачаганак, Жанажол, Тенгиз, Королевское связаны с разновозрастными отложениями карбонатных массивов. Карачаганакское и Тенгизское месторождения приурочены к внутрибассейновым рифовым постройкам относительно небольшой площади, но значительной высоты, Жанажольское – к шельфовым отложениям карбонатной платформы. В Темирской области известно только одно месторождение, связанное с окско-раннемосковским карбонатным комплексом, – Кенкиякское, которое по запасам значительно уступает Тенгизскому. Другие разбуренные структуры Темирского массива (Бозоба, Арансай, Бактыгарын, Аккудук, Аккум и др.) не содержат нефтяных залежей.

В пределах Прикаспийской впадины установлены закономерности распределения месторождений УВ различного фазового состояния. На восточном и юго-восточном бортах располагаются нефтегазовые и нефтяные месторождения; на остальной территории развиты и прогнозируются газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения. Рассматриваемые месторождения отличаются составом пластовых флюидов: Карачаганак – газоконденсатное с нефтяной “подушкой”, Тенгиз, Кашаган – нефтяные, Жанажол – нефтяное с газоконденсатной шапкой.

Анализ разрезов подсолевого палеозоя Прикаспия позволяет сделать вывод об унаследованном развитии литолого-фациальных зон вдоль борта впадины и их приуроченности к крупным тектоническим элементам.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Багринцева К.И. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ / К.И.Багринцева, А.Н.Дмитриевский, Р.А.Бочко. – М., 2003.
2. Воцалевский Э.С. Эволюция позднепалеозойских карбонатных платформ юга Прикаспийской впадины / Э.С.Воцалевский, В.М.Пилифосов, Д.А.Шлыгин и др. // Геодинамика и минерагения Казахстана. – Ч. 2. – Алматы, 2000.
3. Клещев К.А. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа / К.А.Клещев, А.И.Петров, В.С.Шеин. – М.: Недра, 1995.
4. Куандыков Б.М. Геологическое строение Арало-Каспийского региона и сопредельных районов Прикаспийской впадины в связи с их нефтегазоносностью: Автореф…дисс. докт. геол-минер. наук. – Алматы, 1999.
5. Уилсон Дж.Л. Карбонатные фации в геологической истории / Пер. с англ. – М.: Недра, 1980.


©  Х.Б. Абилхасимов, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� Rambler's Top100 �������@Mail.ru