Prospects for searching for hydrocarbon deposits in the Paleozoic complex of the South Torgai basin

Full Text

В рамках комплексного анализа геолого-геофизических данных в региональном масштабе в пределах Южно-Торгайского бассейна была выявлена неоднородность палеозой-протерозойского комплекса, в пределах которого скважинами вскрывались как метаморфические породы фундамента, так и неметаморфизованные карбонатные коллекторы палеозойского возраста. Данная анизотропия вызвала интерес авторов статьи, в связи с чем была проведена отдельная работа для регионального анализа концепции формирования палеозой-протерозойского комплекса и его перспективности для постановки геологоразведочных работ с целью поиска новых залежей углеводородов.

Концептуальная палеотектоническая реконструкция Центральной Азии описывается во многих статьях, но с относительно единообразной концепцией, которая сводится к тому, что формирование центральной части Казахстана произошло в результате конвергенции Восточно-Европейского и Западно-Сибирского кратонов. Предполагается, что ранее между кратонами присутствовала вулканическая дуга, сформировавшая ряд мелких микроконтинентов, а присутствовавший в то время палеоокеан сформировал вероятные локальные условия для осадконакопления мелководных и глубоководных отложений в режиме тектонических пассивных окраин. В последующем приближение двух кратонов привело к продолжительной субдукции палеоокеана и объединению всех микроконтинентов, сформировав зону Казахстанского ороклина. Данный процесс мог привести к сериям надвигов, в результате чего можно наблюдать сильную неоднородность палеозой-протерозойских отложений в пределах исследуемого бассейна [1].

При анализе региональных гравиметрических данных по всей территории РК отмечаются дугообразные линеаменты, вероятно, сформировавшиеся в результате сжатия микроконтинентов из-за столкновения двух кратонов, в соответствии с концептуальной региональной реконструкцией регионов (рис. 1). В связи с активной тектоникой сжатия, вероятнее всего, могли образоваться надвиговые дуплексные комплексы, что может объяснить неоднородность палеозой-протерозойского комплекса (рис. 2).

 

Рисунок 1. Концептуальная региональная тектоническая реконструкция Центральной Азии [1]

 

Рисунок 2. Региональная карта гравиметрических аномалий по редукции Буге. Красными пунктирными линиями представлена геометрия дугообразного направления

 

При детальном анализе данных гравитационных аномалий в пределах Южно- Торгайского бассейна можно заметить, что зоны грабен синклиналей мезозойского возраста не имеют корреляцию с данными региональной гравиметрической съёмки, но имеют корреляцию с локальной гравиметрической съёмкой. Вероятнее всего, региональная гравиметрическая карта отражает анизотропию более глубоко залегающих пород палеозой-протерозойского комплекса (рис. 3).

 

Рисунок 3. Карта региональных гравиметрических аномалий по редукции Буге. Относительно зон грабен синклиналей мезозойского возраста (белые полигоны)

 

Как показано на рисунке ниже, под ранее интерпретированной поверхностью условно принятого фундамента, отмеченной красной пунктирной линией, присутствует множество отражений, сформировавшее достаточно массивную толщу предполагаемого осадочного чехла палеозойского комплекса. Следует отметить хорошую корреляцию изменений мощности домезозойского чехла с показаниями региональной гравиметрической карты по редукции Буге, в связи с чем региональная гравика, вероятнее всего, отражает анизотропию палеозой-протерозойского комплекса, по которой можно прогнозировать пространственное развитие палеозойского осадочного чехла. В данном примере наличие карбонатных пород ниже ранее условно принятой поверхности фундамента подтверждается скв. № 2, в то время как скв. №1 вскрывает породы кристаллического фундамента, что также подтверждает неоднородность глубокозалегающих пород.

Большинство сейсмических исследований в пределах исследуемого бассейна сфокусированы для изучения мезозойского чехла, дизайн съёмки и граф обработки не охватывал глубокозалегающие отложения, в связи с чем только в редких случаях возможно проследить неоднородность нижележащих горизонтов.

На одном из месторождений АО «Национальная компания «КазМунайГаз» была проведена детальная сейсмическая съёмка с фокусом графа обработки на домезозойский комплекс, результаты которой позволили лучше осветить зоны надвигов и дуплексов, как показано на рис. 5, под которыми могут сформироваться условия для образования структурных ловушек для нижележащих пород. Глубокозалегающие породы в данном случае имеют устойчивые отражения и деление на отдельные сейсмокомплексы, имеющие достаточно выраженные кровлю и подошву, внутри которых прослеживаются интервалы с пониженными амплитудными значениями.

 

Рисунок 4. Сейсмический разрез, отражающий неоднородность домезозойского комплекса

 

Рисунок 5. Зона развития тектонических надвигов в домезозойском комплексе

 

Высокоамплитудные повторяющиеся сейсмические отражения ниже зоны надвигов могут быть типичны для пластовых карбонатных пород мелководного шельфа, аналогами которых могут служить обнажения пород Большого и Малого Каратау, где отложения позднего девона и нижнекаменноугольного возраста представлены карбонатными коллекторами, сформированные в мелководных условиях пассивной окраины. Следует отметить, что прогнозный геологический разрез Каратауских отложений также свидетельствует об активной тектонике и формировании надвиговых комплексов (рис. 6).

 

Рисунок 6. Геологическая карта и схематический прогнозный разрез в пределах территории Большого и Малого Каратау [2]

 

С целью изучения обнажений каменноугольных и девонских отложений Каратауских гор в 2019 г. сотрудниками ТОО «СП «КазГерМунай», АО «Национальная компания «КазМунайГаз» и ТОО «КМГ Инжиниринг» была организована геологическая экспедиция, во время которой были изучены геологические строения карбонатных построек на обнажениях Актобе, Жанакорган, Шолак-корган, Таукент, Карамурун и Ботакара. Проанализированы условия осадконакопления карбонатных и терригенных отложений девона и карбона. В разрезе Актобе Большого Каратау отложения позднего девона и нижнекаменноугольного возраста представлены неметаморфизованными карбонатными породами с такими фациями, как вакстоуны, пакстоуны и баундстоуны, сформировавшиеся в условиях мелководного шельфа. Отложения разреза Ботакара Малого Каратау представляли собой переход от континентального шельфа в мелководье и выражены терригенными осадками и карбонатными отложениями, богатыми органическим материалом (рис. 7).

 

Рисунок 7. Коренные выходы отложений Каратайского горного хребта. А) Карбонатная постройка – биогерм нижнего визея; Б) Криноиды; В) Колониальные кораллы

 

Рисунок 8. Потенциальные пути миграции углеводородов из грабен-синклиналей

 

На основе полученной информации, по результатам выездной геологической экспедиции отмечается, что карбонатные породы могут иметь матричную, а также вторичную пористость, связанную с процессами диагенеза карбонатных пород и потенциально развитой системой трещиноватости в связи с активной тектонической историей региона.

Одним из основных рисков перспективности ловушек домезозойского комплекса является миграция углеводородов. В пределах Южно-Торгайского бассейна имеются доказанные эффективные нефтематеринские толщи юрских глубоководных отложений в пределах грабен синклиналей, связанных с озерными условиями осадконакопления, углеводороды которых мигрировали и аккумулировались в близлежащих месторождениях юрского и мелового комплексов. Для данного сценария миграция углеводородов в палеозойские ловушки могла проходить путем перетоков из грабена вдоль карбонатных пород, как показано на рисунке ниже.

Следует также отметить, что в пределах Большого Каратау были обнаружены битумы в девонских карбонатных породах, вышедших на поверхность, что свидетельствуют об эффективной миграции углеводородов вдоль данного комплекса на большие дистанции [3]. По результатам геохимических исследований данные следы нефти возможно имеют палеозойский источник генерации углеводородов [3]. Принимая во внимание, что условия осадконакопления коллекторов палеозойского комплекса сформированы в условиях пассивной окраины, наличие палеозойских нефтегазоматеринских пород, отложенных в прилегающих глубокозалегающих регионах, достаточно вероятно, что может оказать положительный эффект для генерации и миграции углеводородов из локальных нефтематеринских пород палеозойского комплекса.

Заключение

В рамках региональных исследований Южно-Торгайского осадочного бассейна сформирована концепция перспективности неоднородного палеозой-протерозойского комплекса, включающего относительно большой осадочный чехол, предположительно представленный отложениями, сформировавшимися в условиях пассивной окраины девонского и каменноугольного возрастов по аналогии с породами Большого и Малого Каратау.

Активные палеотектонические процессы, сформировавшие домезозойский комплекс, привели к образованию зон надвигов и дуплексов, в связи с чем в пределах региона разными скважинами вскрывались как метаморфические породы фундамента, так и неметаморфизованные карбонатные отложения. Современная сейсмическая съёмка и соответствующий граф обработки позволяют детальнее проследить распространение отражений потенциального осадочного комплекса палеозоя.

Глубокозалегающие коллекторы могут быть представлены карбонатными породами как с матричной, так и со вторичной пористостью, связанной с процессами диагенеза и вероятным наличием сети трещин, сформировавшейся в период активной тектоники региона.

Основным риском перспективности палеозойского комплекса является вероятность миграции углеводородов в ловушки, где возможна миграция углеводородов из ближайших грабен синклиналей вдоль палеозойских пород и/или, возможно, собственная нефтегазоносная система локального палеозойского комплекса.

Перспективность палеозойского комплекса Южно-Торгайского бассейна имеет множество неопределенностей, для снижения которых необходимо бурение глубоких скважин в подходящих геолого-структурных условиях.

About the authors

Olzhas B. Begimbetov

KMG Engineering LLP

Author for correspondence.
Email: o.begimbetov@niikmg.kz

директор департамента развития ресурсной базы

Kazakhstan, Astana

Abzal Zh. Kenessary

KMG Engineering LLP

Email: a.kenessary@niikmg.kz

руководитель службы развития ресурсной базы разрабатываемых месторождений

Kazakhstan, Astana

Meyrimbek Koldey

JV Kazgermunai LLP

Email: mkoldey@kgm.kz

заместитель генерального директора по геологии

Kazakhstan, Kyzylorda

Asylzhan B. Dauletov

KMG Engineering LLP

Email: adauletov@niikmg.kz

заместитель генерального директора по геологоразведке

Kazakhstan, Astana

Nurzhan S. Urekeshev

JSC NC KazMunyGas

Email: n.urekeshev@kmg.kz

главный специалист управления геологии и геофизики

Kazakhstan, Astana

Zhandos K. Sharipov

KMG Engineering LLP

Email: zh.sharipov@niikmg.kz

руководитель службы региональной геологии

Kazakhstan, Astana

References

Supplementary files