Геологическое строение и новые направления нефтегазопоисковых работ в палеозойских
жүктеу/скачать 5.85 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- Структура и объем диссертации
- ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
ПубликацииАвтором по теме диссертации в изданиях России, Казахстана и Узбекистана опубликовано 63 научные статьи, в т.ч.: 21 статья в рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК при Минобрнауки РФ и изданиях, входящих в международные реферативные базы данных и системы цитирования. Структура и объем диссертацииДиссертационная работа состоит из введения, 5 глав и заключения, изложена на 260 страницах машинописного текста. Текстовая часть иллюстрирована 98 рисунками и 26 таблицами. Список литературы включает 169 наименований. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫВо введении обоснована актуальность и степень проработанности темы исследований, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и теоретическая и практическая значимость диссертационной работы. В первой главе приведен обзор и развитие представлений на модель строения территории исследования (Каспийский регион), включающий Прикаспийский бассейн и западную часть Туранской плиты (Устюрт-Бозаши и Мангышлак). Объектом исследования является палеозойская толща, которая, с учетом сложившихся традиционных подходов в оценке перспективности, различий в формационном составе, степени изученности и развитии крупных геоструктурных элементов верхнего порядка, впервые рассмотрена в едином ключе и представлена в качестве главного объекта ГРР. Использование имеющихся данных за последние годы позволило выработать новые подходы к обоснованию перспективности, объективной оценке внутреннего строения и особенностей развития крупных тектонических элементов. Перспективы нефтегазоносности определены с учетом уровня изученности палеозойского комплекса Прикаспийского бассейна и запада Туранской плиты. Определяющим критерием рассмотрено благоприятное влияние разломно- блоковой тектоники на нефтегазообразование и нефтегазонакопление, сопутствующие процессы внутри нефтегазоперспективных толщ и резервуаров в зонах развития разломов. Прикаспий – главный нефтегазоносный бассейн на юго-западе охватывает шельф Каспийского моря (Северный и Средний Каспий). Общая площадь составляет 620-640 тыс. км2, в т.ч.: 560 – на территории Казахстана. Менее четверти от общей территории на севере и западе относится к Российской Федерации. На происхождение и формирования бассейнов региона существует ряд гипотез. Принятые модели строения свидетельствуют о принадлежности Прикаспийского бассейна к краю древней Восточно- Европейской платформы, отсутствии в его центральной части (Хобдинский и Аралсорский гравитационные «максимумы») геофизического «гранитного слоя» и существовании коры субокеанического типа. Развитие и формирование осадочных комплексов происходило после заложения рифтовой зоны в полосе тройного сочленения Сарпинского, Пачелмского и Новоалексеевского авлакогена. К югу располагался океан Палеотетис, отделявший пассивную окраину Прикаспия и древний блок Устюрт. Палеоокеан в мезозое (триас – юра) закрывался в процессе надвигания Туранской плиты на южный борт Прикаспия. В результате образованы крупные структуры II порядка (Южно- Эмбинское поднятие, Северо-Бозашинская система дислокаций и Махамбетская зона надвигов). Мангышлак и Устюрт-Бозаши – крупные тектонические элементы на западе Туранской плиты площадью 99 и 131 тыс. км2, соответственно. Устюрт-Бозаши в субширотной ориентировке характеризовался Северо-Устюртской системой прогибов и поднятий. Южнее, на Мангышлаке развитие получила одноименная система прогибов и поднятий. В основе новых подходов в оценке перспективности палеозойской толщи представлены ниже следующие принципиально важные результаты. На площадях Кобланды, Тасым Юго-Восточный, Ширак, Урихтау, Алга-Кобяковская, по результатам бурения первых скважин получены данные о продуктивности и высокой перспективности девонско-нижнепермского разреза на глубинах 5.5-8.0 км. Залежи УВ связаны с высокоамплитудными поднятиями и резервуарами терригенного и карбонатно-терригенного состава, не содержат в повышенных концентрациях сероводород. С учетом уточненных моделей строения по данным 2Д и 3Д выделены крупные поднятия Кузбак (Нур – Куржем – Бейбит), Новобогатинск, Сарайшик, Забурунье, Жамбай (Караколь, Жамбай-море), Тамды, Акжар-Курсай, Буйыргын, Кызылкудук, Кырыкмерген – Мунайлы Северный. Анализ данных по залежам УВ в девонско-нижнепермских отложениях прибортовых частей Прикаспия (Чинаревская, Кобяковская, Володарская, Биикжал, Тортай, Равнинное, Есекжал, Улькентобе Юго-Западный, Карашунгул, Маткен, Толкын-Сазтобе, Сазтобе Южное, Бекбулат) позволил наметить на большей части территории концепцию поисков бессероводородных скоплений УВ. Залежи приурочены к областям преимущественно терригенного и карбонатно-терригенного осадконакопления. С учетом более широкого развития и объема терригенных пород в сравнении с карбонатами, предполагается существенное увеличение площади потенциально перспективных территорий для постановки поисковых работ. Остается все меньше данных и указаний в пользу широкого распространения крупных карбонатных массивов и платформ, содержащих залежи УВ, во внутренних районах бассейна, по крайней мере, по среднедевонско-артинской части разреза. Полученные результаты позволили скорректировать представления на структуру и строение палеозойского комплекса Каспийского региона с учетом новых технических возможностей, более объективно расшифровывается история, характер осадконакопления и особенности строения разреза, в первую очередь, с позиции влияния разломной тектоники. На основе результатов анализа и более четкого (в сравнении с предыдущими годами) прослеживания кровли палеозоя (ОГ «б») впервые обоснована высокая перспективность и крупные объекты в палеозойской толще в разрезе зоны Узень – Карамандыбас – Тенге (запад Туранской плиты). Во второй главе приведена характеристика и особенности внутреннего строения палеозойской толщи, которые основываются на результатах комплексного анализа данных и учитывают ряд важных условий. Так, сложный процесс формирования палеозойского комплекса включает длительный временной интервал от нижнего палеозоя до артинского века. Представления на геодинамическое развитие территории на додевонском этапе из-за отсутствия фактических данных носят дискуссионный характер, отмечается ограниченность их по палеозойской толще западной части Туранской плиты. В центральных погруженных районах Прикаспийского бассейна сосредоточены глубоководные и наиболее удаленные от источников сноса осадки. На бортах развивались карбонатные платформы и рифовые массивы. Активное поступление обломков обеспечивалось мощными палеорусловыми системами с образованием, «обращенных» вглубь бассейна, гигантских клиноформ. В развитии выделяется два этапа – эпиконтинентальный (ранний палеозой, ранний – средний девон) и глубоководный среднефранско-артинский. Глубоководный наиболее изученный фактическим материалом этап включает верхнедевонско-нижневизейский, верхневизейско-башкирский, ассельско- сакмарский и артинский комплекс. На Устюрт-Бозаши и Мангышлаке в раннем палеозое активно проявились коллизионные процессы (северная периферия палеоокеана Тетис). Древний микроконтинент Северный Устюрт надвигался с юга на север с образованием вулканической островной дуги на крайнем юге Прикаспия, представлявшем собой юго-восточное окраинное море. В зоне столкновения возник протяженный Южно-Эмбинский рифт, «затухающий» к Каспийскому морю и выходящий на востоке к Уральскому палеоокеану. В позднем девоне – раннем карбоне над рифтом сформировался одноименный прогиб, выполненный граувакковой толщей до 5.0 км (D3-С1v1), слагающей разрез зоны сочленения Прикаспия и Северного Устюрта. Развитие Мангышлака определили интенсивные деформации растяжения и сжатия в субширотной рифтовой зоне, вдоль кряжа Карпинского и Горного Мангышлака. Отдельно выделены главные особенности строения и во взаимосвязи фундамента и палеозойской толщи. Акцентируются факторы, позволяющие на основе связи структурных планов обосновать предпосылки и возможности формирования крупных поисковых объектов. Фундамент в разрезе бассейнов специфичен, региональные черты его строения предопределены стратиграфическим «скольжение» кровли с севера от древней структуры Прикаспия на юг – к более молодой структуре в разрезе Мангышлака. В этом же направлении усиливается складчатый характер разреза, время консолидации фундамента изменяется от архей-протерозойского до каледонского возраста. Для разреза молодых платформ на юге (Мангышлак, Устюрт-Бозаши) характерен допалеозойский фундамент. В формировании структуры фундамента важную роль сыграли разломы, дифференцированные по степени проникновения и времени заложения на 3 категории. Более крупные Северо-Устюртский, Северо-Каратауский и Сакмаро-Кокпектинский разломы ограничивают области с различным возрастом главной складчатости и геоструктуры I-ого порядка. Следующие по масштабам проявления разломы контролируют крупные геоблоки и отдельные структурные зоны. Далее следуют разломы разнонаправленного характера, фиксирующие отдельные блоки фундамента. Отметка фундамента в Прикаспийском бассейне по геофизическим данным в центральных районах и бортовых зонах составляет минус 16-22 и минус 6-15 км, соответственно. По результатам комплексирования данных бурения, сейсморазведки и потенциальных полей (аэромагнитная и гравиметрическая съемка) выделены Южный, Северный, Восточный, Астраханский, Северо-Западный и Центрально-Прикаспийский геоблок. Границы геоблоков и характер прослеживания поверхности фундамента дополнительно обоснованы данными по ГМАП, что позволяет более четко прослеживать в разрезе горизонты П3 и П2д. Фундамент северной части бассейна представлен гранитизированной корой архей-протерозойского возраста. Характерна дифференциация пород фундамента за счет изменения их магнитных свойств. Центрально-Прикаспийский геоблок имеет утоненную континентальную кору («переходного» типа), в основании которой залегает линза эклогитов (Волож Ю.А. и др., 2004-2007). На северо-западе, юго-западе и северо-востоке область прогибания характеризуется, соответственно, Пачелмским, Сарпинским и Новоалексеевскимавлакогеном. Переходные от центра к более приподнятым зонам на юге, севере и северо-западе районы представлены Северо-Атырауской и Волгоградско-Оренбургской системой моноклиналей. Структура и контуры Южного и Восточного геоблока выделяются от остальной части бассейна по данным аномального магнитного поля (АМП). Южный геоблок имеет более молодой возраст фундамента, сложенный покровно-складчатыми структурами позднепротерозойского и докембрийского возраста. Главную особенность уточненного автором тектонического районирования по фундаменту и палеозойскому комплексу определяют некоторые черты глубинного строения, позволяющие судить о возрастном диапазоне палеозоя, в т.ч. районы с потенциальным распространением перспективного девонского комплекса (Атырауская система выступов, Шукатский, Кобяковский, Октябрьский и Новобогатинский выступ) на уровне отметки минус 7-8 км. Восточный геоблок представлен Темирско-Утыбайской системой выступов (минус 7.0 км). К западу на отметке минус 8.0 км выделена Коскольско-Ащикольская и Боржер-Акжарская региональная зона. Северный борт определяется полосой крупных блоков (Карповско- Каменковский, Чинаревский, Аксайский и Соль-Илецкий), на которых выделяются отдельные выступы Карачаганак (минус 8.0 км) и Кобланды- Тамды (минус 8-12 км). Астраханский и Северо-Западный геоблок выделен на юго-западе Прикаспия на глубинах минус 9-16 км. Отдельными структурными элементами выступают Северо-западный борт, Паласовский выступ, Волгоградская ступень. В новом варианте построений отмечается более глубокое залегание фундамента на юге бассейна в контуре Южно-Эмбинского прогиба(площадь Тортай) – минус 12 км и широтной полосы (Атырауско-Шукатская, Кульсаринская зона), соответствующей «геомагнитной ступени» по схеме АМП – 7.0-7.5 км (рисунок 1). В сумме толщина додевонского и девон- нижнепермского комплекса в разрезе этих участков увеличилась на 2.5-3.0 и 1.0-1.5 км, соответственно. Как видно, блоки фундамента оказывали влияние на структурный план вышезалегающих толщ, способствовали формированию крупных поднятий. Рисунок 1 – Сводная карта распределения аномального магнитного поля южной части Прикаспийского бассейна 1 ‒ изолинии значений АМП, нТл; 2 ‒ месторождения углеводородов; 3 ‒ линия, обозначающая передний край геомагнитной ступени; 4‒5 ‒ области значений АМП: 4 ‒ пониженного, 5 ‒ повышенного В фундаменте Устюрт-Бозашинского бассейна отчетливо прослежено блоковое строение, крупные блоки имеют преимущественно северо-западное простирание (Южно-Бозашинский, Северо-Бозашинско-Токубайский, Колтыкско-Кулажатский, Ирдалинский, Самский, Косбулакский, Аккулковский) с отметкой залегания минус 7-12 км. На востоке границей бассейна является Арало-Кызылкумская система дислокаций. Ближе к акватории Каспия отметка повышается и составляет минус 7-8 км. Мангышлакский бассейн характеризуется сочетанием линейной ориентировки крупных структур и субширотных систем нарушений. По нижним секциям разреза блоковая структура выражена заметнее. Контрастно выделяется Жетыбай-Узеньская ступень и ее южное ограничение (Большая Мангышлакская флексура). Имеющиеся данные о залегании фундамента, наряду с особенностями региональной структуры бассейна, отмечают значительные масштабы осадочного заполнения. В Прикаспийском бассейне отметка кровли палеозоя по данным МОГТ и бурения составляет минус 4.0-6.0 км в Мынтобинско-Новобогатинской, Жамбай-Кобяковской зоне и Гурьевско-Кульсаринской ступени (Южный геоблок). На поднятиях Урихтау и Карачаганак в пределах Восточного и Северного геоблока, соответственно, глубина составляет минус 2.5-5.0 км. По уточненным данным более широко представляется развитие Прикаспийского бассейна на додевонском и девонском этапе. Стратиграфическая привязка горизонта П3 (девонская толща) по площади бассейна имеет «скользящий» характер. В погруженных частях Центрально- Прикаспийского геоблока горизонт П3 привязан к подошве нижнего девона на отметке минус 14 км. Ниже горизонта П3 выделяется додевонская толща мощностью до 8 км. Более детально отмечается строение и особенности додевонских и девонских отложений на юго-восточном борту (Маткен-Биикжальская и Кульсаринская приподнятая зона). Отмечен слоистый характер верхнедевонско-средневизейской толщи между ОГ П21 и П2Д. Ниже горизонта П2Д фиксируется серия энергетических отражений, придающих разрезу однозначно слоистый характер (нижний – средний девон). В данном случае ОГ П3характеризует кровлю додевонских отложений, а не границу раздела двух структурно-тектонических комплексов (фундамент и подсолевой палеозой), как принималось ранее. Толщина отложений между ОГ П21 и П3 составляет 600- 800 м. По всей толще на уровне девона выделяются крупные поднятия структурного типа. Крупные поднятия в девоне характерны для Южного, Восточного и Северного геоблока, выделяются конседиментационным стилем развития, значительными размерами и амплитудой. Поднятия слабо отражаются на уровне горизонтов П2 и П1 и, как видно, имеют погребенный характер, зачастую приурочены к выступам фундамента. Акцентируется верхнедевонско- нижнекаменноугольный интервал разреза, отмечается унаследованное развитие крупных поднятий, трехчленное строение толщи, преимущественно глубоководные условия накопления (терригенный и карбонатно-терригенный состав), пластовый массивный характер строения поднятий (по данным скважин Г-1 Тасым Юго-Восточный, К-3 Кобланды, Г-5 Акжар Восточный, Г-1 Нур / Кузбак, П-1 Эмбинская, П-3 Гурьевский свод). Представляют повышенный поисковый интерес крупные поднятия Забурунье, Кобяковская- Алга, Жамбай, Новобогатинск, Сарайшик, Нур-Куржем, Кенбай, Торемурат, Айранколь, Кырыкмерген – Мунайлы Северный, Биикжал, Кызылкудук, Буйыргын, Акжар – Курсай. Однотипные по гипсометрии, возрасту, генезису и фильтрационно- емкостным свойствам пород (ФЕС) поднятия в плане часто являются индикаторами более крупных элементов – мегаподнятий (рисунок 2). Рисунок 2 – Схема мегаподнятий палеозойского комплекса Прикаспийского бассейна 1 – границы крупных геоблоков; 2 – контуры крупных структурных элементов верхнего порядка; 3 – региональные разломы и нарушения; 4 – границы Прикаспийского бассейна; 5 – административная государственная граница; 6 – изогипсы по поверхности палеозойского комплекса ОГ П1, км; 7 – залежи и скопления УВ; Контуры мегаподнятий: 8 – уверенные; 9 – ожидаемые прогнозные. I– Северный борт (3): 1 – Желаевское, 2 – Карачаганак-Тамдинское, 3 – Ширакское; II – Восточный борт (4): 1 – Коскольское, 2 – Темирское, 3 – Жанажол-Урихтауское, 4 – Боржер-Акжарское; III – Южный борт (18): Юг. Междуречье Урал-Волга (6). 1 – Кобяковско-Приморское, 2 – Едил, 3 – Северо-Прибрежное, 4 – Песчаное, 5 – Лиман, 6 – Жамбайское, Юго-восток (12). 1 – Тасымское, 2 – Акаткольское, 3 – Сарыниязское, 4 – Жусалысайское, 5 – Кызылкудук- Жантайское, 6 – Мунайлы-Адайское, 7 – Улькентобе-Биикжальское, 8 – Маткен- Карашунгыльское, 9 – Тенгизское, 10 – Кашаганское, 11 – Сарытау, 12 – Жайылган Выделение мегаподнятий представляется важным и в практическом отношении, с учетом таких не менее важных показателей как размещение и планирование видов работ, объем ресурсов, прогноз и масштабы ЗНГН, а также в целях формирования единой базы данных поисковых работ и объектов. В принципе мегаподнятия представляют обширные зоны приподнятого залегания палеозойских отложений (девон – нижний карбон). За сравнительно небольшие сроки (5-8 лет) получены данные, которые позволяют выделить на южном, восточном и северном борту Прикаспийского бассейна более 20 крупных мегаобъектов. С учетом степени изученности большая часть мегаподнятий выделена на юго-востоке бассейна (Тасымское, Кызылкудук- Жантайское, Мунайлы-Адайское, Акаткольское и др.). В междуречье Урал- Волга выделены мегаподнятия Едил, Кобяковско-Приморское, Северо- Прибрежное, Песчаное, Жамбайское, Лиман. На 4-х мегаобъектах (Тасымское, Карачаганак-Тамды, Кобяковско-Приморское, Улькентобе-Биикжальское) получены притоки УВ. Мегаподнятия тяготеют к ранее выделенным крупным тектоническим элементам, осложняющим структуры II-ого порядка. Методология их выделения основывается на комплексном анализе региональных профилей 2Д и объемной сейсморазведки 3Д. Принципиальная схема формирования мегаподнятия являет собой сравнение структурных планов по сейсмическим горизонтам П3 и П2. По ОГ П2 (кровля карбона) серия крупных локальных поднятий соответствует крупной приподнятой зоне по ОГ П3и П2Д в верхнедевонско-нижнекаменноугольной толще, единому мегаподнятию (рисунки 3, 4). Рисунок 3 – Принципиальная схема мегаподнятия (в разрезе) В составе мегаподнятий большинство локальных поднятий обосновано в настоящее время детальными сейсмическими моделями, частично они подготовлены к бурению. Подход к выделению мегаподнятий представляется объективным с учетом конкретного структурного обоснования и оправдан с практической точки зрения. Фактически мегаобъекты являются участками с «отработанной» каркасной сетью профилей 2Д и сейсморазведкой 3Д на отдельных более изученных структурах с оценкой прогнозных ресурсов категории Д0 и Дл. Т.е.: полигонами для рационального, планомерного разворота и поэтапной реализации поисковых работ, прогноза новых залежей УВ, способствуют формированию долгосрочного плана по изучению и комплексной оценке масштабов нефтегазоносности перспективных территорий. С учетом благоприятного прогноза в экологическом плане (низкое содержание сероводорода) и высокого уровня качества и детальности сейсмических моделей объектов прогноз обосновываемых мегаподнятий и новых ЗНГН определяет для оперативного наращивания ресурсной базы одно из главных и стратегических направлений поисков. Рисунок 4 – Структурная схема по кровле среднего карбона (ОГ П2) и прогноз мегаподнятия по нижнему горизонту П3 Анализ построений по ОГ П1 по южному борту Прикаспия, результатов интерпретации аномалий поля силы тяжести и гравитационной составляющей позволил выявить неоднородности на основе исключения аномалий, вызванных соляными куполами (остаточное поле). На основе увязки остаточного поля с распространением крупных поднятий и зон развития карбонатов (Акчулаков У.А., Ажгалиев Д.К., Урдабаев А.Т.; 2009-2011) выделены Кашаган- Каратонская, Южно-Эмбинская, Бозашинская и Восточная зона максимума силы тяжести (рисунок 5). Ряд аномалий с повышенными плотностями пород (Приморско-Сарыниязская, Кошалакско-Дараймолинская, Коксаздинская, Имашевско-Кобяковская, Северо-Эмбинская зоны и др.) предполагает развитие крупных приподнятых зон во вдольбортовой ориентировке, ассоциируемые с поясами / трендами осадконакопления. Некоторые из этих участков соответствуют ранее выделенным крупным поднятиям, сложенными высокоскоростными карбонатами додевонского комплекса и девона (Жамбай, Коксазды, Кобяковская, Новобогатинское, Южная). Отсутствие аномалии гравитационного поля в районе поднятия Тенгиз, предположительно, связывается с вероятным присутствием мощной зоны «разуплотнения» ниже основной продуктивной толщи верхнедевонско- башкирского возраста. Обратный эффект аномалии, отмеченный для карбонатных массивов в прилегающих зонах (Каратон, Южная), в разрезе Тенгиза «снивелирован» из-за малой толщины соли и влияния вероятной толщи разуплотнения. Имеется основание для прогноза нового этажа продуктивности (средний – верхний девон) Каратон-Тенгизской карбонатной платформы, что может определить в перспективе один из ориентиров в оценке глубокозалегающих объектов в комплексе с данными детального моделирования поля силы тяжести, МОГТ, бурения, ГИС и лабораторных исследований. Рисунок5 – Схема гравитационных аномалий, обусловленных палеозойской толщей и зонами развития плотностных неоднородностей 1. Изолинии значений аномалий, мГл; 2. Аномалии развития карбонатов и повышенных плотностей; 3. Зона обратного аномального эффекта (месторождение Тенгиз); 4. Область пониженного значения поля; 5. Область повышенного значения поля Аномалии:а) развития карбонатов: I – Кашаган-Каратонская,, II – Южно-Эмбинская, III – Бозашинская, IV – Восточная; б) повышенных плотностей, в т.ч.: вероятное развитие карбонатов: V – Приморско-Сарыниязская, VI – Коксаздинская, VII – Имашевско- Кобяковская, VIII – Северо-Каспийско-Жамбайская, IX – Кошалакcко-Дараймолинская, X – Карабауская, XI – Северо-Эмбинская На юге Прикаспийского бассейна в приграничной «переходной» от суши к акватории узкой широтной полосе контрастно выделяется структурная зона Сарытау – Бурыншик – Бурыншик Восточный – Островная. Выявленная пространственная связь данных структур с аномалиями магнитного поля одновременно, указывает на специфику формирования крупных поднятий, в «особых» условиях приграничной полосы, и с другой стороны определяет положение отдельного мегаподнятия. При бурении на мезозойские отложения (Островная, Тышканды) ранее отмечались прямые признаки УВ, что можно расценивать как косвенный показатель вероятной продуктивности данных объектов на уровне палеозоя. Палеозойская толща Устюрт-Бозашинского бассейна погружается на юг в интервале глубин минус 2.1-9.4 км. Подошве толщи по данным магниторазведки соответствуют глубины минус 10 км и ниже. Наиболее высокое залегание палеозоя отмечено на Бозашинском своде (минус 0.8-1.0 км). На запад и восток кровля палеозоя испытывает погружение до отметки минус 2.2-3.2 км (Арыстановская ступень) и 3.4-4.0 км (Косбулакский, Шалкарский прогиб). В акватории основными структурными элементами являются Северо- Каспийское поднятие (Махамбетская надвиговая пластина) и Южно- Бозашинско – Мангистауский трог (Турков О.С.; 2010). В плане Северо- Каспийскому поднятию в мезозойском комплексе соответствует ЗНГН в юрско- меловых отложениях (Каламкас-море, Хазар, Ауэзов, Укатный). В последние годы новый более высокий уровень обработки данных и разрешающей способности методов позволяет однозначно интерпретировать палеозойскую толщу в доюрских отложениях Мангышлака. Важной особенностью разреза является активное проявление разломной тектоники, предопределившей преимущественно широтную ориентировку крупных элементов. Региональную структуру на юге бассейна определяет система «жестких» палеозойских блоков (Карабогазский, Среднекаспийский и Песчаномысско-Ракушечный), для которых характерны интенсивные процессы сжатия. На месте щелевого рифта формировалась крупнейшая инверсионная структура с четкими линейными зонами (Тенге-Тасбулат, Жетыбай, Узень- Карамандыбас, Бурмаша-Бодрай), ознаменовавшая началообособления северного борта Мангышлака и Южно-Мангышлакского прогиба. В разрезе Прикаспийского бассейна с учетом формационного состава, имеющихся перерывов и региональных несогласий выделяется два комплекса (толщи): нижний – додевонский (рифей – нижний палеозой) и верхний – девонско-артинский. Им соответствуют нижний (нижнепалеозойско-франский) и верхний (фаменско-артинский) структурные этажи. Толщина нижнего и верхнего этажа по сейсмическим данным составляет 1-2 и 4-6 км, соответственно. Особенности строения и состав ЛСК позволяют выделить 4 основные районы (северный, восточный, южный и Астрахано-Тенгизский). На северном борту характерно крутое падение и погружение палеозойских отложений к центру бассейна по системе протяженных разломов, вдоль которых формируются тренды крупных сводовых поднятий (Карачаганак, Желаевская и др.) тектонического и седиментационного генезиса (рисунок 6). На восточном борту отличительной особенностью является слоистость разреза и развитие толщ КТ-III, КТ-II, КТ-I верхнедевонско-турнейского, визейско-башкирского и московско-гжельского возраста, соответственно (Актюбинская, Остансукско-Джурунская, Темирская, Жанажол-Торткольская, Тузкум-Кожасайская зоны). Распространение карбонатных толщ по площади определяется положением бортовых уступов, контролирующих границы Жанажол-Торткольской и Темирской карбонатной платформы. Получение положительного результата в карбонатах верхнего девона на поднятии Урихтау, унаследованное развитие и пластово-массивный характер залегания КТ-II и КТ-I (Жанажол-Торткольская зона с учетом данных по площадям Урихтау, Алибек Восточный, позволяет обосновать прогноз толщи КТ-III (верхний девон – нижний карбон). Не подтверждается предположение ранее о повсеместном залегании толщ КТ-II и КТ-I на терригенном основании верхнедевонско-турнейского возраста (Утегалиев С.У.; 1991). Рисунок 6 – Схема тектонического районирования по фундаменту северной бортовой зоны Прикаспийского бассейна Тренд крупных палеозойских поднятий (показано красной пунктирной линией): К – Кузнецовский, ВК – Восточно-Кузнецовский, Ж – Желаевская, Ф – Федоровский, Кр – Карачаганакский, Бр - Березовский, Кб – Кобландинский, Ш - Ширакский На юге Прикаспия (Южно-Эмбинская моноклиналь, Атырауско- Шукатская и Северо-Каспийская система выступов) разрез палеозоя имеет трехчленное строение и представлен преимущественно терригенным составом. Нижняя цокольная часть (верхний девон – турне, а местами средний девон – нижний карбон), промежуточная карбонатно-терригенная «плита» (верхний визе – средний карбон) и верхняя нижнепермская терригенная толща (по даннымскважин П-3 Гурьевский свод, П-1 Эмбинская, Г-1 Тасым Юго- Восточный). Залегание карбонатов верхневизейско-московского (Женишкекебир-Хайрулла, Южно-Молодежная, Меке-Алтыкулаш) и нижнепермского (Сарыкум, Уртатау-Сарыбулак) возраста на терригенном «основании» характерно исключительно для сводовой части Южно- Эмбинского поднятия. Как показывают новые данные, разрез по Астраханскому и Каратон-Тенгизскому району характеризуется карбонатным составомвплоть до верхнего девона. Прогнозируется дальнейшее развитие карбонатов до уровня среднего девона. Отмечено сохранение стратиграфической полноты разреза в относительно глубоководных районах подсолевого Прикаспия. Ранее в пределах всей Атырауской и Северо-Каспийской системы выступов фундамента, с учетом данных сейсморазведки предполагался выход пород терригенного девона под терригенную толщу нижней перми (Турков О.С., Утегалиев С.У.; 1991). Для Южного и Астраханского геоблока по составу, полноте разреза, соотношению терригенных и карбонатных разностейвыделено 6типов разреза (Тенгиз-Кашаганский, Южно-Эмбинский, Биикжальский, Шукатский, Имашевский Уртатау-Сарыбулакский), определяющих положение соответствующих фациальных зон. Астраханскийгеоблок по составу разреза дифференцирован на одноименную и Междуреченскую зону. Разрез палеозоя запада Туранской плиты характеризуется изменчивостью литолого-фациального и формационного состава и в целом, не столь разнообразен, сколько более развита степень его дислоцированности. Толщина палеозоя по сейсмическим данным составляет порядка 6000 м (Куандыков Б.М., 1999). Палеозой вскрыт на аномальную толщину: Ирдалы – 990 м, Арыстановская – 957 м, Жайылган – 1002 м, Шахпахты – 780 м. В разрезе Устюрт-Бозаши палеозойская толща перекрывает крупные блоки каледонского и допалеозойского фундамента. Южнее палеозой менее дислоцирован и сформирован на докембрийском фундаменте, время консолидации, предположительно, ордовик-силур. На Мангышлаке (Оймаша, Аламурын Южный) дислоцированность палеозоя чаще связана с внедрением интрузии. Влияние интрузии является благоприятным фактором, сопутствующим образованию дополнительных путей для миграции УВ с больших глубин. На контакте с интрузивными телами структурно- тектонические условия обеспечивали формирование нетрадиционных типов ловушек и резервуаров, связанные с зонами трещиноватости и дробления. С этим связаны ранее полученные промышленные притоки УВ на Песчаномысско-Ракушечном поднятия. В акватории Среднего Каспия палеозойский комплекс более представителен и, строение разреза отличается большей полнотой. На глубинах 5.5-7.0 км отмечены протяженные выдержанные отражения, слоистость и, предположительно, преимущественно терригенно-карбонатный состав разреза (поднятие Курмангазы). На контакте палеозоя и пермотриаса выделена дисгармоничная толща, датированная нижнепермским возрастом (Акчулаков У.А., Турков О.С.; 2010). По всем признакам данная толща содержит в составе изолированные аномальные по амплитуде (200-400 м) соленосные тела. Не исключаются ее высокие экранирующие свойства, характерные для сульфатно- терригенной пачки, которые способны обеспечивать условия сохранности вероятных ЗНГН в более древних свитах палеозоя. К северу на приподнятых блоках (Актанская ступень, горст Курмангазы), где отсутствует дисгармоничный комплекс, в юрско-меловой толще присутствуют залежи и перспективные ловушки в мезозойских отложениях (Укатный, Калнияз, Таттимбет, Хазар, Ауэзов). В косвенной мере находит объяснение отсутствие «вторичных» залежей в мезозое в своде поднятия Курмангазы, где присутствует дисгармоничный комплекс, предположительно, являющийся здесь региональным экраном. Возможности распространения кунгурского соленосного бассейна к югу и южнее от ранее принятой границы (Северо- Бозашинский разлом) подтверждаются сейсмическими данными, отмечаются фрагменты рудиментарных соляных куполов в разрезе блока Курмангазы (2010 г.), Северо-Каспийского поднятия (1993-1996 гг.) и на востоке Северного Устюрта (Тышканды, Островная). Разрез палеозойских отложений с учетом оценки перспективности характеризуется благоприятными структурно-тектоническими и литолого- фациальными предпосылками. В данном отношении выделяются районы участков Курмангазы (Средний Каспий), юго-востока Устюрт-Бозаши, Песчаномысско-Ракушечного поднятия и зона Узень – Карамандыбас – Тенге (рисунок 7). Одной из главных особенностей разреза Устюрт-Бозаши и Мангышлака является соответствие и автономность структурных планов на доюрском этапе развития. Данная особенность прослеживается более четко в пределах Южно-Мангышлакского прогиба (Жетыбай, Узень, Карамандыбас). Локальные структуры характеризуются унаследованным развитием, что является благоприятным фактором для прогноза в палеозойском комплексе мегаподнятий. Рисунок 7 – Схема перспективных зон по палеозойскому комплексу запада Туранской плиты 1) Геоструктуры I порядка (бассейны): А – Прикаспий, Б – Устюрт-Бозаши, В – Мангышлак; 2) Структуры II порядка: 1 – Бозашинское поднятие, 2 – Южно-Бозашинский прогиб, 3 – Арыстановская ступень; прогибы: 4 – Колтык-Кулажатский, 5 – Косбулакский, 6 – Шалкарский, 7 – Барсакельмесский; 8 – Судочий; 9 – Беке-Башкудукский вал, 10 – Жетыбай-Узеньская ступень, 11 – Ракушечное поднятие, прогибы: 12 – Жазгурлинский, 13 – Карабогазский, 14 – Ассаке-Ауданский, 15 – Предкавказско-Каспийский, 16 – Туаркырское поднятие; 17 – Песчаномысский прогиб; 18 – Аламбекский вал; 3) Региональные разломы: I – Северо-Устюртский, II – Центрально-Устюртский, III – Такубайский, IV – Арало- Кызылкумский, V – Северо-Каратауский; 4) Изогипсы по кровле палеозойского комплекса, км. ОГ:«V» – Устюрт-Бозаши, «б» – Мангышлак и Средний Каспий; 5) Локальные поднятия и мульды; 6) Государственная граница; 7) Контуры зон с высокой перспективностью палеозойских отложений: 1-1 – Блок Курмангазы (Средний Каспий), 2-2 – Юго-восток Устюрт-Бозаши, 3-3 – Узень-Карамандыбас-Тенге, 4-4 – Оймаша и Песчаномысско- Ракушечная зона Положение приподнятых участков и крупных ЗНГН в палеозойском комплексе Прикаспийского бассейна хорошо согласуется с характером распространения зон с пониженным значением АМП (см. рисунок 1). Широкая полоса положительных аномалий серповидной формы в плане характеризует поднятия южной, юго-восточной и восточной бортовой зоны Прикаспия. По девонско-нижнепермской части разреза отмечается значительное структурное развитие на уровне ОГ П3 (верхний девон) и П2Д (нижний-средний карбон). Поднятия приурочены к Мынтобе-Новобогатинской и Атырауской системе выступов, Темирской, Жанажол-Торткольской и Тамды-Кобландинской приподнятым зонам (таблица 1). На ряде локальных объектов (Тасым Юго-Восточный, Кузбак, Кобланды, Ширак, Урихтау, Есекжал, Улькентобе Юго-Западный, Биикжал, Сарайшик, Забурунье, Кобяковское) в настоящее время поисковые работы проведены и, уже получены положительные результаты и обнадеживающие данные. Отмечается сопоставимость поднятий по размерам с крупными известными нефтегазоносными объектами по типу поднятия Тенгиз, имеющего на глубине минус 5.0 км размеры 20 х 20 км и амплитуду 800 м (ОГ П2). К этой категории отнесены также отдельные районы северного обрамления (Кобланды – Тамды – Ширак). Поднятие Тамды на уровне верхнего девона составляет вместе с поднятием Кобланды единый крупный структурный выступ. С учетом данных по скважины К-3 Кобланды продолжение ГРР на этом выступе представляет повышенный интерес. Перспективные земли расширяются далее на восток к Новоалексеевскому прогибу, где проведены работы в скважине Шр-1 на схожей по объемным характеристикам крупной структуре Ширак. На юго-востоке Прикаспия степень изученности выше, что расширяет возможности для более уверенного прогноза и моделирования крупных аномальных объектов. В пределах Кульсаринской приподнятой зоны выделены крупные поднятия Кенбай и Торемурат (Нуралиев Б.Б.; 2008). Южнее, в полосе сочленения с Намазтакырской ступенью выделена крупная структура Кырыкмерген – Мунайлы Северный. В пределах Атырауской системы выступов выделена крупная структура Кузбак (Нур, Куржем, Бейбит), где на одной из вершин (Нур) ранее начато бурение скважины глубиной 6.0 км. На восточном борту Прикаспия (Шубаркудук-Коскольская зона) представляет повышенный интерес поднятия по девону Шиликты – Шиликты Северный. Крупные объекты по верхнему девону – среднему карбону ожидаются и в разрезе Жанажол-Торткольской и Темирской зоны. На юге в западной части междуречья Урал-Волга особого внимания заслуживает перспективная зона поднятий Кошалак, Забурунье и Кобяковское-Алга в связи с получением ранее положительного результата в скважине Г-2 Кобяковское (фонтан газа) и Г-1 Алга (приток газоконденсата). Таблица 1 – Характеристика крупных перспективных поднятий
На Среднем Каспии (блоки Тюб-Караган, Курмангазы, Ракушечное) с учетом фактора акватории поисковые работы включали широкий перечень видов и методов, носили показательный характер. Единичные скважины на поднятиях не дали однозначных результатов и, это далеко недостаточно для объективной оценки их перспективности. Очевидно, одним из главных факторов получения отрицательных результатов, следует считать недостаточную обоснованность, неполный учет особенностей региональной тектоники и широкого разнообразия условий осадконакопления в оценке структурных построений при заложении скважин. В итоге палеозойский комплекс на Курмангазы бурением остается практически неизученным, на блоках Тюб-Караган и Аташ в оценке строения и перспективности, можно считать, форсирован пока только начальный этап. Высокая степень сложности и неопределенности в оценке данных объектов сохраняется. Ряд крупных структур выделен в полосе вдоль разлома Курмангазы в интервале глубин минус 3800-5600 м. По кровле дисгармоничной толщи размеры поднятий составляют до 250 км2, амплитуда – 300-800 м (Закария, Курмангазы, Есир, Мурын, Безымянная). К северу степень развития структур меньше (Калнияз, Таттимбет), палеозой залегает относительно неглубоко (1900-2000 м). Значительная по сейсмическим данным толщина палеозоя (до 7.0 км) в этих зонах сопоставима с развитием отложений в погруженных участках в прибортовых частях Прикаспия. На Мангышлаке строение локальных структур предопределено формированием и активными подвижками блоков фундамента. На севере Мангышлака (зона Узень – Карамандыбас – Тенге) в разрезе уверенно выделены пакеты отражений ниже ОГ PZ, резко отличающиеся динамическими характеристиками, слоистым характером всей толщи. Юг Мангышлака отличался стабильностью и определяет систему «жестких» палеозойских блоков (Карабогазский, Среднекаспийский и Песчаномысско-Ракушечный). Соответственно, формировались более устойчивые и унаследованные структуры, что предполагает относительно лучшие условия для образования залежей УВ. Результаты интерпретации данных потенциальных полей по гранитному комплексу Южного Мангышлака отмечают широкую полосу аномалий по всей зоне от Каракумского поднятия на юго-востоке до Песчаномысско- Ракушечного поднятия и далее к северо-западу вдоль побережья Каспия. Увязка этих данных с р-ном Оймаша указывает на высокую вероятность широкого распространения зон с активным формированием коры выветривания палеозоя и, соответственно, залежей, связанных с гранитной интрузией. С выходом поисковых исследований на глубокозалегающие горизонты палеозоя расширено представление на развитие и перспективность зон во внутренних более погруженных частях Прикаспия, связанных с областями терригенного и карбонатно-терригенного осадконакопления. Освоение месторождений в карбонатных резервуарах, осложненных высоким содержанием сероводорода, обуславливает значительный экологический риск, поиск крупных залежей в терригенных и карбонатно-терригенных отложениях представляется целесообразным, более привлекательным в экономическом и экологическом отношении. Об этом свидетельствуют новые данные бурения, полученные за последние годы. В скважине № 2 Володарская на северном погружении Астраханского свода с глубины 6200 м в отложениях среднего девона получены промышленные притоки легкой бессернистой нефти. К востоку от Астрахано-Имашевской ЗНГН на глубинах 5.0-7.0 км при бурении первых скважин (Кобяковская, Алга) получены притоки УВ без сероводорода. С открытием в 2000 г. на площади Чинаревское газоконденсатной бессероводородной и малосернистой нефтяной залежи на глубине 5200 м в карбонатах бийского горизонта среднего девона закономерности регионального распространения продуктивных горизонтов в девоне, практически не содержащих сероводород, представляются уже более четкими и реалистичными. Аналогичные условия и характер притоков прогнозируется на участке поднятий Карачаганак – Кобланды – Тамды – Ширак, где выделяются крупные структурные объекты с терригенным и карбонатно-терригенным составом разреза (девон, карбон, нижняя пермь). В скважине К-3 Кобланды получено интенсивное газопроявление и, при испытании получен пластовый флюид с пленкой нефти. На Маткен-Биикжальской ступени (Есекжал, Улькентобе Юго-Западный, Биикжал, Маткен, Карашунгул) ранее получены промышленные притоки в терригенных и карбонатно-терригенных отложениях нижнего и среднего карбон, соответственно. Результаты бурения на площадях Жанажол-Торткольской и Акжарской зоны на востоке Прикаспия (Жанажол, Урихтау, Акжар Восточный, Тузкум) показали низкое содержание сероводорода и, соответственно, новые резервы для достижения высокой эффективности поисковых работ на больших глубинах. В скважине У-5 Урихтау при вскрытии известняков девонского комплекса с глубины 5360 м получены фонтанные проявления УВ. Ранее в скважине № 1 Акжар Восточный из терригенных отложений нижней перми в интервале 5049-5075 м получен внушительный фонтан нефти дебитом 650 м3/ сут. Во всех отмеченных случаях не отмечено присутствие сероводорода, в связи с чем, имеющиеся материалы позволяют выработать единый подход в оценке и прогнозе благоприятных зон, содержащих залежи экологически чистые от сероводорода и серы. На этапе I (2021-2025 гг.) следует придать более «системный» характер изучению и акцентированной подготовке крупных объектов в девоне на глубинах 6-8 км. Им соответствуют периферии карбонатных платформ за пределами участков «сероводородного заражения» (глубокие борта и прогибы платформ) и относительно погруженные участки бассейна, характеризующиеся преимущественно терригенным и карбонатно-терригенным составом разреза. За счет ускоренного ввода в освоение глубоких девонских горизонтов будет достигнут оптимальный режим разрабатываемых месторождений и менее интенсивной добычей будет ослаблен экологический пресс на окружающую среду, а Республика получит время и средства для улучшения технологий разработки «сероводородных» месторождений. Прогноз крупных объектов основан на данных высокоточной аэромагнитной съемки и особенностях АМП, отчетливо диагностирующие выступы фундамента широтного направления (Атырауская система выступов), которые соответствуют отметкам залегания девонского комплекса до 8.0 км. На этапе II (2025-2040 гг.) с учетом усовершенствованных технологий бурения девонский комплекс должен стать основным направлением поисков. Интерес представят внутренние районы бассейна, прежде всего р-н Хобдинского максимума, зона юго-западнее Токаревско-Тепловской группы месторождений, выступы нижнего и среднего палеозоя – рифея на глубинах 8- 10 км (включая интервалы залегания коры выветривания возможных тел гранитно-магматического состава). Распространение вероятных перспективных объектов определяется некоторыми закономерностями. Залежи малосернистой нефти будут характерны для склонов крупных «сквозных» карбонатных платформ (Тенгиз, Кашаган, Карачаганак) в прибортовых частях бассейна, приуроченные к зонам глубинных разломов (аналогично залежи на периферии Астраханского свода). Залежи-гиганты ассоциируются с изолированными локальными зонами, характеризующиеся «сероводородным заражением». На более древнем уровне (нижний и средний девон) на погружениях за пределами зон «заражения» ожидаются малосернистые (до 3-5 %) залежи УВ (Чинаревская, Ансаган, Володарская). Внутри бассейна (за пределами одиночных карбонатных массивов) ожидается увеличение площади проведения поисковых работ за счет прогноза на значительной территории терригенного и карбонатно-терригенного осадконакопления. В сравнении с зонами развития карбонатных платформ, где высокое содержание сероводорода обусловлено химическим взаимодействием УВ с сульфатами горных пород и пластовых вод, на данных территориях поисковые работы будут менее затратными. В тоже время, не следует исключать и глубинный генезис серы, поступавшей по зонам активной разломной тектоники и трещиноватости в пределах «сквозных» атоллообразных поднятий и крупных карбонатных седиментационных выступов. Ожидается улучшение экономической эффективности при освоении глубоких горизонтов Прикаспия (6-8 км и ниже). Необходимые для этого большие инвестиции могут с успехом (ориентировочно на 1/3 часть) возместиться за счет открытия крупных залежей «чистых» от серы и сероводорода. Освоение таких месторождений освободит операторов от выполнения значительных по затратам сероводородозащитных мероприятий. В третьей главе обосновываются закономерности в размещении ЗНГН и распределении нефтегазоносного потенциала. Специфика изучения и обоснования перспективных объектов предопределена повышенными глубинами залегания (до 7.0-8.0 км). На северном борту Прикаспия выделена Карповско-Каменковская, Чинаревская, Карачаганакская ЗНГН. Чинаревская ЗНГН продолжена на юг и включает крупное поднятие Желаевская. Восточнее выделены Кобланды- Тамдинская и Предуральская ЗНГН, в связи с новыми данными и обоснованием крупных объектов Кобланды, Тамды и Ширак, с которыми связывается расширение перспективной территории. На востоке бассейна выделена Жанажол-Кенкиякская, Акжар-Курсайская и Темирская ЗНГН, приуроченные к структурам верхнего порядка, ступеням и зонам валообразных поднятий. Перспективные ЗНГН выделены в пределах Шубаркудук-Коскольской зоны, Байганинской ступени и Остансукского прогиба. На юге Прикаспия по объему УВ доминирует Каратон-Тенгизская, Кашаганская, Гурьевско-Кульсаринская, Адайская (Намазтакырская), Маткен- Биикжальская, Южно-Эмбинская, Новобогатинская, Октябрьско-Кошалакская и Мынтобинская ЗНГН. Каратон-Тенгизская ЗНГН объединяет месторождения и прилегающую группу перспективных структур (Огай, Ансаган, Култук Северный, Максат). К северу выделена широтная зона поднятий Кайран, Пустынное, Тажигали, Каратон (мегаподнятие Жайылган). Кашаганская ЗНГН включает залежи одноименной группы структур. Южно-Эмбинская ЗНГН включает залежи в карбонатно-терригенных отложениях северо-западного склона (Тортай, Равнинная, Шолькара, Толкын, Елемес-Айыршагылская группа) и карбонатах сводовой части (Бекбулат и Сазтобинская группа) одноименного поднятия. Данная ЗНГН расширена на юго-запад за счет перспективных структур Бурыншик Восточный, Сарытау, Островная и Мунайбай. Выделены перспективные ЗНГН (Гурьевско-Кульсаринская, Адайская, Маткен- Биикжальская) по девонско-нижнепермской толще, с учетом ранее полученных обнаружений (Есекжал, Улькентобе Юго-Западный, Биикжал). Повышенный интерес на предмет обнаружения залежей с промышленными кондициями представляют поднятия Кызылкудук, Буйыргын. Расширение перспективных ЗНГН на юге бассейна связывается с прогнозом крупных поднятий в толще девон – нижняя пермь (Новобогатинск, Сазанкурак, Сарайшик, Кобяковская, Забурунье, Кошалак, Жамбай). На юго- западном обрамлении к востоку от Астраханского поднятия выделена ЗНГН с месторождением Имашевское. При оценке и подготовке объектов на аномальных глубинах важна высокая степень подтверждаемости обнаружений и, одновременно, экономическая целесообразность их освоения. Данные по площадям Урихтау, Акжар Восточный, Ансаган подтверждают возможность сохранения высоких значений ФЕС в глубокопогруженных горизонтах палеозоя. На востоке Прикаспия установлена продуктивность терригенных отложений визейского возраста (Лактыбай) и карбонатно-терригенных отложений каменноугольно-нижнепермского возраста (Акжар Восточный), связанных с зоной разуплотнения и разлома. Показателен пример с поднятием Акжар Восточный с залежами, приуроченными к разлому и, как видно, имеющим характер «жильного» типа. Благоприятным влиянием разломов на продуктивность отмечен ряд месторождений на юге Прикаспия (Тенгиз, Кобяковская-Алга, Забурунье, Имашевское, Тажигали). Представляется высокоперспективной, вытянутая вдоль разлома и юго-западного обрамления бассейна, зона локальных поднятий Имашевское – Азау – Караозек – Отер. Блоковая структура фундамента влияла на продолжительность этапов седиментации, подтверждается связь с ней условий осадконакопления и приуроченность карбонатных платформ к бортовым зонам бассейна. Различие в глубинах блоков предопределили изменчивость литологического состава и толщин отложений в верхнем палеозое и, соответственно, распространение нефтегазоносных комплексов. Изучение региональных глубинных разломов и напряженно-деформационного состояния палеозойской толщи весьма актуально, т.к. структурно-тектонические условия определяются обстановкой геодинамических напряжений (чередование сжатия и растяжения), в связи с чем, эффект растяжения и приуроченность к глубинному разлому является определяющим фактором нефтегазоносности крупных поднятий. На Устюрт-Бозаши зональность расположения залежей по фазовому составу предопределяется особенностями и характером погружения кровли палеозоя с запада на восток в интервале глубин 2.0-4.3 км. Нефти ранней генерации формировались активнее на востоке территории, где преобладают газовые и газоконденсатные залежи (Арыстановская, Каракудук, Шагырлы- Шомышты, Бозой, Кызылой, Аккулковская). В то время как на западе залежи располагаются выше по гипсометрии и содержат жидкие УВ (Бозаши Северный, Арман, Кирель, Каратурунская группа, Колтык). Залежи в плане тяготеют к структурам II порядка (Бозашинский свод, Арыстановская и Мынсуалмасская ступень, Шалкарский прогиб) и размещаются весьма неравномерно по площади. На Бозашинском поднятии выявлено 10 месторождений, которые имеют различный порядок и довольно заметно рознятся между собой по объему запасов. На Северном Устюрте восемь месторождений выделено на севере (Аккулковско-Базайский вал, Арыстановская ступень, Колтыкский прогиб). Еще 13 месторождений приурочено к юго-востоку Устюрта, в т.ч. с нефтегазоносными объектами в палеозойских отложениях Куаныш-Коскалинского вала (Карачалак, Кокчалак) и Судочьего прогиба (Урга Северный). Несмотря на низкую изученность и ограниченные фактические данные по палеозойским отложениям, детальный анализ закономерностей нефтегазоносности позволяет сделать ряд важных выводов. Во-первых, наличие скоплений УВ в верхней части разреза предполагает существование первичных исходных залежей на уровне нижнего этажа продуктивности (PZ). Не исключено, что залежи в мезо-кайнозое формировались под влиянием глубинной вертикальной миграцией УВ по разломам и «проводящим» каналам вдоль участков разуплотнения и трещиноватости пород. По прогнозам зоны разуплотнения и дробления в гранитах и гранитоидах (зоны развития гранитной интрузии) распространяются на значительной части Песчаномысско-Ракушечной зоны. Аркозы, образованные на месте дробления и разуплотнения интрузии характеризуются пористостью 15-23 % и проницаемостью до 1.8 мкм2 (Майлибаев М.М., 2014). Особенности нефтегазоносности на западе Туранской плиты заключаются в неравномерном «разбросанном» характере расположения залежей в плане и, одновременно, многоярусном их размещении в разрезе на уровне мезокайнозоя, приуроченности залежей к ярко выраженным трендам и соответствии простиранию крупных разломов. В связи с этим, для большей части запада Туранской плиты будет характерен дифференцированный по площади и разрезу зональный характер формирования скоплений УВ с приуроченностью их к элементам II-ого порядка, указывающий в определенной мере на перспективность и вероятную продуктивность крупных поднятий в палеозойском комплексе. В четвертой главе обоснована количественная оценка перспектив нефтегазоносности. Новые подходы позволяют высоко оценивать прогнозный потенциал палеозойской толщи за счет погруженных внутренних районов Прикаспийского бассейна (выше отметки 7.0 км), акватории Северного и Среднего Каспия, в результате появления новых данных и уточнения представлений по разрезу западной части Туранской плиты. Нижняя отметка по глубине (7.0 км) для прогноза благоприятных условий обоснована по данным скважины № 1 Тасым Юго-Восточный, УГС-3 Долинская. Кроме этого, вероятная продуктивность девонского интервала по ГИС прогнозируется в скважине К-3 Кобланды, а также на участках в разрезе Астраханского поднятия. На западе Туранской плиты, несмотря на высокую долю участия мезо- кайнозойских отложений в общей оценке прогнозных ресурсов и сложившийся исторически основной ориентир на триасовый и юрско-меловой комплекс, новые данные позволяют сместить акцент поисковых работ в сторону палеозойского комплекса. В Прикаспийском бассейне Южная и Восточная НГО наиболее значимы по объему ресурсов и площади, в региональном плане распространяются на Южно-Эмбинский прогиб, Темирско-Утыбайскую и Атыраускую систему выступов, Кульсаринскую зону поднятий. В них обоснован ряд инвестиционных разведочных блоков (таблица 2), объединяющих наиболее крупные локальные объекты, по которым дана оценка ресурсов (Д0, Дл, Д1). В Южно-Эмбинском прогибе расширение интервала перспективных комплексов в результате уточнения отметки кровли фундамента сопутствует значительному повышению вероятности прогноза крупных седиментационных поднятий в девоне – нижней перми на глубинах 6.5-7.0 км и более (Тенгиз, Тортай, Мынтобе-Новобогатинская зона). Выделение Междуреченских (Западный и Восточный) и Макатского НГР расширяет перспективную территорию на север с выходом на южный борт Центрально-Прикаспийской депрессии. Сейсмические методы позволяют прогнозировать в этой части изолированные крупные структурные поднятия и карбонатные постройки в девоне и карбоне по горизонтам П2 и П3. Пока бурением в разрезе освещен разрез нижней перми и, частично, карбона. Девон и нижний карбон остаются практически неизученными. Отложения девона и нижнего карбона имеют широкое развитие и по данным геохимических исследований отнесены к нефтегазоматеринским толщам (НГМТ). Отдельные поднятия Южного геоблока за счет больших размеров в течении длительного геологического времени «перехватывали» основные миграционные потоки, в связи с чем, низкая плотность насыщения по некоторым районам, возможно, связана со слабой изученностью. На востоке Прикаспия, наряду с Темирской и Жанажол-Торткольской зоной, новые «подходы» в оценке перспективности позволили области с высокой плотностью ресурсов расширить на запад в сторону бассейновой части (Байганинская, Шубаркудук-Торткольская, Егинды-Сарыкумакская зона), «приблизить» их к центральным районам бассейна. Прогнозируются дополнительные ловушки различного генезиса, высока вероятность обнаружения новых скоплений УВ в разрезе Жанажол-Торткольской зоны, прогноза карбонатных построек с залежами в девонском комплексе на глубинах до 7000 м. Данные выводы подтверждаются недавними обнаружениями на Урихтау, Тузкуме, Урихтау Восточном, Урихтау Южном. Таблица 2 – Общая характеристика прогнозного потенциала разведочных блоков
Северная бортовая зона включает Карповско-Каменковский, Чинаревский, Аксайский, Соль-Илецкий НГР. С учетом данных по Карачаганаку в Аксайском и Соль-Илецком районе ожидается максимальная плотность ресурсов (более 2000 тыс. т. / км2) и более широкое развитие вдоль борта карбонатных построек девонско-турнейского возраста (Аксай, Кобланды и Тамды). Наличие небольших по размерам структур в девоне и карбоне на Чинаревском, Карповском, Кошинском выступе (Чинаревская и Аксайская зоны поднятий) сохраняет высокие перспективы обнаружения новых залежей. Обоснована перспективность крупной структуры Желаевская. Вместе с поднятиями на выступах Кузнецовский, Кузнецовский Восточный, Федоровский, Карачаганак и Березовский, данная структура образует тренд перспективных объектов в полосе разломной зоны, характеризующей следующий более погруженный пояс осадконакопления и формирования крупных поднятий (см. рисунок 6). Перспективы Карповско-Каменковского НГР связываются с возможным развитием рифовых построек барьерного типа на уровне визейско-башкирского и ассельско-артинского уступов и, соответственно, позволяют прогнозировать небольшие по запасам скопления УВ. Для данного района на отдельных блоках высока вероятность обнаружение залежей в карбонатах уфимско-казанского возраста. Перспективность палеозоя на западе Туранской плиты характеризуется сосредоточением прогнозных ресурсов на бортах прогибов и в зонах их сочленения с крупными поднятиями II-ого порядка. На Устюрт-Бозаши нефтегазоносность связывается с Шалкарским, Косбулакским, Бозашинским, Самским и Колтыкско-Кулажатским НГР. Новые возможности связываются с дальнейшим изучением Южно-Бозашинского и Арыстановского НГР. Ниже оцениваются перспективы НГР с ограниченным фондом структур и слабой изученностью. Прогноз новых залежей на Мангышлаке связывается с Жетыбай- Узеньским и Песчаномысско-Ракушечным НГР. Объектами поиска являются поднятия с ловушками неструктурного типа. С учетом особенностей разломной тектоники и структурной унаследованности существуют благоприятные предпосылки в том, что в разрезе крупных объектов, на которых выявлена продуктивность мезозойского комплекса, палеозойские отложения также будут содержать залежи УВ. Предварительная оценка ожидаемого прироста запасов промышленных категорий составляет 3795 млн. т. у.т. (таблица 3). В пятой главе обосновываются первоочередные объекты и оптимальные направления дальнейших поисковых исследований. Новые возможности в обосновании крупных перспективных объектов и эффективных направлений поисков получены с связи с расширением диапазона разреза и увеличением глубинности исследований на примере Прикаспийского бассейна. Благоприятные предпосылки в составе и строении в условиях слабой изученности ставят изучение палеозоя в качестве приоритетного направления на Устюрт-Бозаши и Мангышлаке. Имеющиеся доводы и фактические материалы позволяют судить о значительных нереализованных возможностях и потенциале палеозойских отложений всего Каспийского региона. В Прикаспийском бассейне поисковый интерес представляют крупные локальные объекты, составляющие мегаподнятия, генетически связанные со структурами II порядка и выступами фундамента. На северном борту приоритетны периферийные участки карбонатных платформ по девонским, турнейским и башкирским отложениям, с учетом данных о нефтегазоносности девона на площадях Чинаревская и Рожковская. Целесообразно продолжение поисков на Кобланды-Тамдинском выступе по палеозою, включая детализацию строения поднятия Тамды. Немаловажное значение будут иметь данные по скважинам К-3 Кобланды и Шр-1 Ширак в случае завершения ранее начатых буровых работ. Акцент в поисковых работах также следует ставить на крупных поднятиях в структурной полосе Кузнецовский – Желаевская – Карачаганак – Березовский – Кобланды, где перспективен весь девонско-нижнепермский интервал разреза. Таблица 3 – Ожидаемый прирост запасов жидких углеводородов категории С1+2, млн.т.
На юге бассейна первоочередными объектами являются крупные поднятия Мынтобинско-Новобогатинской, Гурьевско-Кульсаринской зоны, Намазтакырской и Маткен-Биикжальской ступени, характеризующиеся пластово-массивным характером строения, преимущественно терригенными и карбонатно-терригенными условиями седиментации. Поднятия приурочены к склонам одиночных и систем выступов (Кобяковский, Октябрьский, Новобогатинский, Шукатский). Благоприятный прогноз основывается по данным площадей Тасым Юго-Восточный, Алга, Кобяковская, Акжар Восточный. Ранее полученные притоки УВ в карбоне – нижней перми в отложениях конусов выноса на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия (Шолькара, Тортай, Равнинное)позволяют акцентировать поиск крупных залежей, связанных с глубоководными конусами выноса на Маткен- Биикжальской ступени (Ушмола, Улькентобе – Биикжал, Маткен, Есекжал и др.). Имеющиеся данные по другим регионам мира доказывают возможности обнаружения крупных по запасам залежей в глубоководных конусах выноса. Повышенный интерес имеет изучение и оценка выявленных значительных амплитудных возвышений на уровне нижнего и среднего девона в разрезе поднятия Тенгиз. Низкие значения гравитационного поля указывают на развитие зоны разуплотнения ниже отметки ВНК – минус 5500 м. Не исключается принадлежность поднятий Тенгиз, Королевское, Кашаган, Ансаган к единой карбонатной платформе, что позволяет предполагать наличие дополнительного этажа продуктивности на уровне среднего – верхнего девона. С учетом обосновываемых автором закономерностей представляются благоприятными ожидания по низкому содержанию сероводорода. На восточном борту (Темирско-Утыбайская система выступов), где толщи КТ-II и КТ-I являются основным направление поисков, определяются. новые перспективы в связи с прогнозом толщи КТ-IIIдевонско-турнейского возраста. Наиболее подготовлены в этом отношении крупные поднятия Жанажол-Торткольской, Шубаркудук-Коскольской и Боржер-Акжарской зоны. По данным 6-ти скважин установлено развитие девонских отложений на значительной территории (Кумсай, Аккум, Бозоба, Бактыгарын, Акжар Восточный, Урихтау), конседиментационное развитие поднятий в девоне и преимущественно терригенный и карбонатно-терригенный состав отложений. На Устюрт-Бозаши новые залежи прогнозируются в ловушках, приуроченных к протяженным разломам, зонам трещиноватости и разуплотнения. Структурные закономерности определяют в плане мозаичный рисунок расположения смежных прогибов и поднятий (Колтыкско-Кулажатская зона, Шалкарский, Косбулакский, Барсакельмесский и Судочий прогиб). Структурные валыпо мезозойским отложениямна склонах Кошкаратинской мульды (Аккулковское, Базойское, Кызылой, Жаксыбота), как видно, унаследованы от поднятий в палеозойской толще. Обнаружение залежей связывается с объектами на глубинах 4.5 км и более в северной части Южно-Мангышлакского прогиба (Узень – Карамандыбас – Тенге). Благоприятные структурные и геохимические предпосылок обосновывают нижний палеозойский этаж продуктивности. Представляют поисковый интерес локальные объекты на выступах палеозоя Курганбай – Кокумбай и Песчаномысско-Ракушечной зоны. На юге бассейна поиски следует ориентировать на объекты «сквозного» унаследованного развития, которые характеризуются лучшими условиями сохранности и экранирования вероятных залежей нефти и газа. Полученные результаты позволяют наметить актуальные вопросы по дальнейшему изучению строения и условий формирования ЗНГН. Обоснована Программа регионального изучения бассейнов, предусматривающая постановку широкомасштабного изучения в варианте «Геотраверс», включая МОГТ, ГСЗ и КМПВ с региональными профилями 2Д (рисунок 8). Предложены 2 очереди по 10 проектных скважин глубиной 5.5-8.0 км на изучение глубоких горизонтов палеозоя. Первые скважины уже пробурены на площадях Кырыкмерген – Мунайлы Северный, Ансаган, Алга-Кобяковская, Урихтау, еще на ряде площадей планируются подготовительные работы к бурению (Узень Глубокий, Тенгиз Глубокий и др.). Рисунок8 – Схема размещения геотраверсов и региональных профилей 2D по Программе регионального изучения бассейнов Западного Казахстана на период до 2030 г. 1 – геотраверсы; 2 – региональные профили 2D; 3 – проектные сверхглубокие скважины. П – Прикаспийский бассейн, М – Мангышлак, У-Б – Устюрт-Бозаши жүктеу/скачать 5.85 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||