Нефтегазоносные комплексы доюрских отложений Южного Мангистау и их характеристика

Аннотация

Статья посвящена особенностям геологического строения на примере анализа доюрского комплекса Южного Мангистау с приведением рекомендаций по определению дальнейшего направления поисково-разведочных работ.

Полный текст

На Южном Мангистау к перспективным в нефтегазоносном отношении относятся метаморфизованные комплексы пород осадочного палеозоя, кора выветривания гранитного массива, карбонатно- терригенные толщи нижнего триаса и терригенные отложения верхнего триаса, в которых в середине 70-х гг. прошлого столетия были получены промышленные притоки нефти и газа в пределах Жетыбай- Узеньской и Песчаномысско-Ракушечной зон поднятий и прогибов. При этом весьма интересными оказались факты получения промышленных притоков нефти, наряду с осадочным палеозоем, из апикальной части коры выветривания гранитного массива на месторождении Оймаша.

К концу ХХ в. в пределах территории Мангистау по доюрским отложениям накопился достаточный объём геолого-геофизического материала, но, несмотря на это, геологическое строение этих комплексов до сих пор считается не до конца выясненным. Нет однозначности в стратиграфическом расчленении триасовых и палеозойских отложений, в характере пространственного распространения пород-коллекторов, по площади структуры, по значениям их фильтрационно-емкостных свойств. Тем не менее на основе систематизации геолого-геохимических данных в доюрских отложениях Южного Мангистау выделяются четыре нефтегазоносных комплекса (далее – НГК): терригенный средне-верхнепалеозойский, кора выветривания гранитного массива, нижнетриасовый карбонатно-терригенный и терригенный верхнетриасовый.

Терригенный средне-верхнепалеозойский состоит из двух толщ: нижняя сложена черными углистыми сланцами и аргиллитами с редкими прослоями темных и светло-серых песчаников, а верхняя – менее плотными породами с преобладанием грубообломочного материала. Некоторыми исследователями нижняя и верхняя пачки условно отнесены, соответственно, к среднему и верхнему палеозою [1].

Песчаники нижнего слоя от мелко- до крупнозернистых, иногда карбонатизированные, состоят преимущественно из крупных обломков кварца, плагиоклазов. Кварц имеет конформную и инкорпорационную структуру. Плагиоклаз частично серитизирован. Кроме этих минералов, присутствуют мусковит, хлоритизированный серицит, обломки кремнистых и эффузивных пород. Цемент в них смешанный, базального и контактового типов, состоящий из силиката и карбоната. Текстура преимущественно слоистая. Следует подчеркнуть, что коллекторские свойства этих песчаников очень низкие, при этом тёмные песчаники по сравнению с более светлыми разностями характеризуются повышенной плотностью. Открытая пористость в них не более 3%, газопроницаемость составляет 0,4х10^-15 м². Светло-серые песчаники более пористые, их пористость достигает 7,5%, а проницаемость – 0,6х10^-15 м². Значения этих параметров очевидно занижены, т.к. они были определены по отдельным кусочкам и при изготовлении цилиндров керн разрушался по открытым трещинам, предопределяющим емкостные и фильтрационные свойства коллектора.

Чёрные сланцы и аргиллиты – крепкие, рассланцованные. Структура лепидобластопелитовая. Количество углистого вещества в них достигает 50%. Для чёрных сланцев и аргиллитов характерна высокая битуминозность по трещинам. Необходимо отметить, что дислоцированность чёрных сланцев не одинакова по площади. Если в пределах площади Оймаша она значительная (углы падения до 75–85°), то на остальных площадях (Жиланды, Ащисор, Северное Карагие, Жетыбай и др.) углы падения пород довольно пологие и породы менее дислоцированы. Наибольшие толщины этих отложений вскрыты на Жетыбай-Узеньской зоне поднятий и прогибов (пл. Жетыбай, скв. 25) и в скв. 17 месторождения Оймаша, которые составили, соответственно, 550 м и более 600 м.

В разрезе среднепалеозойских отложений в скв. 9 месторождения Оймаша пластоиспытателем опробован интервал 3750–3788 м, где получены слабые притоки нефти с признаками газа. В этом интервале содержатся тонкие прослои светлых песчаников и алевролитов, которые, как указывалось выше, имеют более высокие значения коллекторских свойств. Природа этих нефтей пока не ясна, но по своим физико-химическим параметрам они резко отличаются от юрских и приближаются к нефтям триаса. Они малопарафинистые, несмолистые, с низкими значениями плотности и высоким выходом фракции до 300°С. По отдельным показателям эти нефти близки к нефтям каменноугольных отложений месторождения Восточный Каракудук (восток Северного Устюрта), где они являются сингенетичными, вмещающим каменноугольные отложения. Нефти месторождения Восточный Каракудук отличаются резко выраженным метановым составом, что свидетельствует о преимущественно гумусовом составе органического вещества.

На Южном Мангистау чёрные сланцы и аргиллиты среднего палеозоя также обогащены гумусовой органикой и содержат битумы по поверхности трещин и напластований.

По данным углепетрографических определений Э.А. Стеценко, выполненных в 1982 г., заключенные в чёрных сланцах и аргиллитах среднего палеозоя Южного Мангистау рассеянные органические вещества (далее – РОВ) находятся на стадии катагенетического преобразования МК1–МК2. На площади Оймаша в связи со значительным влиянием гранитной интрузии на степень катагенетического преобразования вмещающих пород последние в зоне контакта характеризуются повышенной степенью катагенеза РОВ МК3 (площадь Оймаша, скв. 15, интервал 3673–3680 м) и свидетельствуют о более активном процессе генерации углеводородов. О том, что отдельные прослои палеозоя можно отнести к нефтепроизводящим породам, также свидетельствуют результаты битуминологических анализов по скв. 9 площади Оймаша, где в интервале 3600–3905 м встречены образцы с содержанием органического углерода 0,7–1%, причем битуминозность органических веществ этих пород не превышает 0,1%. Это определённо указывает на происходящий здесь же процесс эмиграции подвижных битуминозных компонентов.

Выше чёрных сланцев среднего палеозоя залегают зеленовато-серые туфопесчаники верхнего палеозоя (скв. 14, 17, 20, месторождение Оймаша), которые в пределах площадей Песчаномысского свода сильно размыты вплоть до полного их исчезновения в апикальных частях мелких палеоблоков и имеют локальное распространение в опущенных палеоблоках.

Наибольшие толщины этих отложений вскрыты в Жетыбай-Узеньской зоне поднятий и прогибов и достигают 200 м в скв. 25 месторождения Жетыбай. Перспективы этой толщи в пределах вышеназванной зоны к настоящему времени не установлены, т.к. в разрезах единичных скважин, вскрывших эти отложения, по данным геофизических исследований в скважинах продуктивные пласты-коллекторы не выделены, что, по-видимому, объясняется неблагоприятным их структурным положением. Однако перспективы этой толщи нами оцениваются очень высоко в связи с получением в ней промышленных притоков нефти дебитом 50 м³/сут из скв. 20 (интервал 3507–3526 м), пробуренной на структуре Оймаша, которая осложняет свод Песчаномысского поднятия.

В пределах площадей Жетыбай-Узеньской зоны поднятий и прогибов и Беке-Башкудукского вала, где толщины верхнепалеозойских грубообломочных отложений, вероятнее всего, наибольшие, можно ожидать при благоприятных структурных условиях и наличии высокоёмких коллекторов открытия крупных месторождений нефти и газа. Тем более в пределах площади Тенге, по данным сейсмики 3D, в палеозойских отложениях закартирована крупная антиклинальная структура, перспективы которой нами оценивается очень высоко.

Условно к средне-верхнепалеозойскому НГК следует отнести кору выветривания, развитую в апикальной части гранитного массива, которая сверху перекрывается кровельной непрорванной частью роговиковых черных сланцев. Из этих отложений на площади Оймаша в скв. 12 был получен фонтан нефти дебитом 350 м³/сут (интервал 3720–3773 м). Получение нефти из выветрелой части гранитного массива послужило толчком к изучению генезиса, условий формирования залежей нефти и коллекторских свойств этого комплекса. Но, к сожалению, до настоящего времени так и нет единого мнения о природе этих нефтей.

Граниты были вскрыты в сводовой части структуры Оймаша скв. 9, 10, 12, 18, 19, 20 и 25. Верхняя часть гранитного массива претерпела сильные вторичные изменения, связанные с экзогенными процессами выветривания. Процессы выветривания выражены в развитии структур дробления и вторичной минерализации. Конечным продуктом этих изменений является глинистый минерал каолинит, что свидетельствует о развитии коры выветривания по гранитам. Так, например, в скв. 12 и 25 встречены зоны с сильно выветрелыми гранитами, где частично сохранен только скелет из кварцевых зёрен, а полевые шпаты и другие компоненты преобразованы в глинистую массу.

Результаты люминесцентно-битуминологических исследований, включая люминесцентную микроскопию, подтверждают эпигенетический тип битумоида в выветрелых гранитах. Фоновая битуминозность их не превышает 0,001%. В люминесцентных шлифах хорошо видна приуроченность легкого маслянистого битумоида к сообщающимся микротрещинам. Эти наблюдения позволили И.А. Половниковой и В.В. Грибкову [2] в 1981 г. сделать вывод о формировании залежей в коре выветривания за счёт генерации углеводородов среднепалеозойскими чёрными сланцами и аргиллитами.

Выветрелые граниты являются высокоёмкими коллекторами с проницаемостью 30 х 10^-15 м². Подобные ловушки нефти, связанные с корой выветривания гранитов, могут быть неединственными, и поиски скоплений нефти и газа в коллекторах подобного типа являются актуальными, особенно на морских структурах Н и Ракушечное-море.

Среднепалеозойские чёрные сланцы и аргиллиты могут рассматриваться как нефтегазоматеринские породы высокого качества. Региональной покрышкой для средне-верхнепалеозойского НГК служат аргиллиты индского яруса нижнего триаса, доказательством чего является получение из подстилающих терригенных отложений верхнего палеозоя фонтана нефти на площади Оймаша. Кроме того, в рассматриваемом НГК широко распространены зональные покрышки, представленные аргиллитами и сланцами.

Нижнетриасовый НГК в объёме оленекского яруса сложен разнофациальной терригенной и терригенно-карбонатной толщей. Терригенная часть разреза (месторождения Узень, Жетыбай) оленёнка однозначно обоснована фауной аммоноидей, где на основе их выделены следующие литолого-стратиграфические пачки (снизу вверх): тиралитовая, колумбитовая и стахеитовая [3]. В свою очередь терригенно-карбонатная часть (месторождения Южный Жетыбай, Тасбулат, Тенге и др.) обоснована в основном комплексом солоноватоводных остракод. Последние некоторыми исследователями (В.В. Липатова, Ю.А. Волож, Л.П. Дмитриев и др.) [4] берутся за основу стратиграфического расчленения триаса как единственно возможные показатели возраста карбонатных пород, т.е. этими авторами карбонатно-терригенная часть оленёнка стратифицируется со средним триасом, тем самым ими элементарно нарушен I закон фаций Гресли.

Карбонатно-терригенная часть триаса некоторыми авторами обоснованно была отнесена к оленёкскому ярусу нижнего триаса с выделением в ней вышеназванных литолого-стратиграфических пачек [3, 5].

Нижнетриасовый карбонатно-терригенный НГК характеризуется максимальной для доюрских отложений Южного Мангистау нефтегазоносностью, причём выше приводимые в тексте литолого-стратиграфические пачки в полном объёме распространены в пределах площадей Южный Жетыбай, Тасбулат, Тенге и др., осложняющих южную часть Жетыбай-Узеньской зоны поднятий и прогибов. К западу от этих площадей наблюдается сокращение объёмов этих пачек (месторождения Северо-Западный Жетыбай, Северное Карагие и др.) до полного их выклинивания под нижнеюрские отложения (месторождение Западный Жетыбай, скв. 24). К северу от этой части наблюдается литолого-фациальное замещение карбонатно-терригенных пород терригенными (скв. 100, месторождение Бектурлы, и скв. 25, месторождение Жетыбай).

В пределах Песчаномысско-Ракушечной зоны поднятия под среднетриасовыми глинами залегает карбонатно-терригенная толща тиралитовой зоны, а на площади Оймаша (Песчаномысский свод) – низы этой толщи в объёме продуктивного горизонта Б. Горизонты А и АБ здесь полностью выпадают из разреза. Таким образом, рассматриваемая карбонатно-терригенная толща в пределах площадей Южного Мангистау регрессивно, со стратиграфическим несогласием перекрывается глинистыми отложениями среднего триаса, а в пределах пл. Западный Жетыбай, скв. 24, эта толща полностью выпадает из разреза, а нижнеюрские отложения трансгрессивно перекрывают красноцветы индского яруса нижнего триаса.

В карбонатно-терригенном НГК нижнего триаса промышленные залежи нефти и газа установлены на площадях Южный Жетыбай, Тасбулат, Западный Тасбулат, Западный Тенге, Каменистое (продуктивные горизонты Т-I, T-IV), Северо-Ракушечное, Оймаша (продуктивные горизонты А, АБ и Б) и др. Незначительные притоки нефти и газа получены на площадях Узень, Актас, Тенге, Жиланды, Сарсенбай и др. Выявленные месторождения расположены в пределах Жетыбай-Узеньской и Песчаномысско-Ракушечной зон поднятий и прогибов.

Характерным для этого комплекса пород является зональность в распространении высокоёмких карбонатных коллекторов по площади месторождения, которые преимущественно тяготеют к ареалам глубинных разломов. Так, например, в пределах Северо-Ракушечной площади эти коллекторы прослеживаются в виде узкой полосы (ширина не более 500 м) с юго-востока на северо-запад. Все скважины (14, 19, 9, 5, 8, 21, 23 и др.), пробуренные в контуре этой полосы, при раздельном опробовании горизонтов А и Б дали промышленные притоки нефти и газа. По-видимому, эта полоса высокоёмких карбонатных коллекторов связана с тектонической активностью, проявленной в предсреднетриасовое время, в результате которой образовались зоны трещиноватых коллекторов (рис. 1).

Рисунок 1. Площадь Северо-Ракушечное. Карта литологической изменчивости горизонта Б

Линейность в распределении зон улучшенных коллекторов, по-видимому, отражает влияние разломов. Подвижки по ним, особенно это относится к активизировавшимся древним разломам, вероятно, создали зоны повышенной трещиноватости. Основные теоретические вопросы происхождения трещиноватости рассмотрены в монографии К.И. Багринцевой [6], в которой автор подчеркивает, что «вопрос влияния разрывных нарушений на формирование трещиноватости очень важен, но слабо разработан, хотя имеется немало примеров наличия повышенной густоты трещин в приразломных зонах и признаётся несомненная роль последних для процессов миграции и образования скоплений углеводородов». Таким образом, связь зон трещиноватости с глубинными разломами позволяет более целенаправленно вести их поиски и рационально размещать поисковые и разведочные скважины.

Верхнетриасовый НГК распространен на территории Южного Мангистау менее широко, чем нижнетриасовый. Этот комплекс трансгрессивно залегает на аргиллитовой толще среднего триаса (анизий-ладинский ярус). Отложения этого комплекса пройдены бурением в юго-западной части Жетыбай-Узеньской зоны поднятий и прогибов на месторождениях Южный Жетыбай, Каменистое, Северо-Западный Жетыбай, Северное Карагие, Тасбулат и Западный Тасбулат; в Песчаномысско- Ракушечном сводовом поднятии на площадях Ракушечное, Жага, Оймаша, Жиланды и Ащисор. Они частично вскрыты в пределах Южно-Мангистауско-Устюртской системы прогибов на площадях Арата, Баскумак, Жанаорпа, Кариман, Курганбай и Каунды.

Литологически разрез верхнего триаса представлен ритмичным чередованием алевролито-песчаных и аргиллитовых пород, а в основании (базальный слой) – гравелитами и конгломератами.

Коллекторами в этих отложениях являются пласты песчаников и гравийно-конгломератовая толща базального слоя. Суммарная толщина их изменяется от 50 до 100 м, открытая пористость от 15 до 21,4%, проницаемость изменяется от 1,2 х 10^-15 до 10 х 10^-15 м².

Притоки нефти и газа из верхнетриасовых отложений были получены на площадях Южный Жетыбай, Каменистое, Западный Тасбулат, Северо-Западный Жетыбай, Северное Карагие, Северо- Ракушечное и др.

Таким образом, систематизируя результаты опробования, геохимических анализов нефтей, анализов керна можно сделать следующие выводы:

1. Имеющиеся незначительные данные по содержанию органического углерода в осадочных отложениях среднего-верхнего палеозоя и анализ его состава свидетельствуют о сингенетичной природе РОВ. Кроме палеозойских отложений, значительное количество дисперсного органического вещества содержится и в карбонатно-терригенной толще оленёкского яруса, что позволяет сделать вывод о первичной генерации в них углеводородов.
2. Среднепалеозойская нефтегенерирующая толща битуминозных чёрных сланцев и аргиллитов имеет широкое распространение не только в пределах Южного Мангистау, но и всего Арало-Каспийского региона, выше которой залегают грубообломочные верхнепалеозойские породы. Последние почти повсеместно перекрываются континентально-лагунными красноцветными отложениями индского яруса нижнего триаса, которые служат надежным флюдоупором для залегающих ниже средне-верхнепалеозойских отложений.
3. НГК, связанный корой выветривания верхнепалеозойского гранитного массива, является перспективным объектом для постановки поисково-разведочных работ в пределах площадей Песчаномысско-Ракушечного свода, а также прилегающих к нему морских палеозойских структур Нурсултановская и Морская-Ракушечная.
4. Оленёкские карбонатно-терригенные отложения нижнего триаса являются регионально нефтегазоносными для всего Арало-Каспийского региона.
5. Верхнетриасовые терригенные отложения являются перспективным объектом для поисков и разведки в них залежей нефти и газа в пределах площадей Арало-Каспийского региона.