Прогноз нефтегазоносности структурных этажей доюрских отложений Восточного Устюрта

Актуальность темы

Республика Узбекистан является одним из основных экспортеров природного газа в Центральной Азии. В последнее время, в связи с высокой степенью выработанности запасов газа основных разрабатываемых месторождений, возникла необходимость прироста запасов промышленных категорий. Это возможно благодаря исследованиям малоизученных территорий Узбекистана. Одним из перспективных районов поисков залежей углеводородов является Восточный Устюрт.

Ряд российских компаний проявляет интерес к проведению геологоразведочных работ для поиска залежей нефти и газа в Узбекистане.

Работы, проведенные в последние годы ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз» на.

Восточном Устюрте, показали завышенную ранее оценку нефтегазоносности по главному направлению поисков — юрских отложений.

В связи с этим, обоснование новых направлений поисков (плеев) в малоисследованных, глубокопогруженных доюрских отложениях является актуальным.

Объектом исслечгтпн^сг являются доюрские отложения Восточного Устюрта. Область исследования охватывает западную часть территории Каракалпакской области Узбекистана.

Целью работы являете я оценка перспектив нефтегазоносности и прогноз залежей различных типов в доюрских отложениях Восточного Устюрта.

Достижение цели вклвдчало решение следующих конкретных задач:

1. Уточнение состава и структуры верхнего (пермотриасового) подэтажа (структурного яруса) переходного комплекса.

2. Изучение гетерогенной доверхнепермской толщи пород, с выделением тектонических комплексов разной природы: складчатого герцинского и кристаллического байкальского (?) фундамента и нижнего (доверхнепермского) подэтажа (структурного яруса) переходного комплекса.

3. Выделение региональных отрицательных структур — рифтов, контролирующих развитие нижнего (палеозойского) подэтажа переходного комплекса, и локальных осложнений внутри него, являющихся потенциально перспективными объектами для поисков залежей углеводородов.

4. Анализ установленных месторождений и нефтегазопроявлений в палеозое.

5. Выделение плеев и конкретных перспективных объектов на нефть и газ в отложениях переходного комплекса.

Научная новизна определяется использованием новейших данных сейсморазведки МОГТ-2Д по усовершенствованной методике с применением сейсмофациального анализа в комплексе с даннымшглубокого бурения, включая формационный анализ, анализ степени метаморфизма и характера дислокаций, вскрытых доюрских отложений, что позволило обосновать новый взгляд на структуру и перспективы нефтегазоносности доверхнепермского палеозоя.

В работе дополнительно обосновано выделение переходного комплекса и проведено его разделение на два структурных подэтажа (яруса). По результатам анализа палеотектонического развития пермотриасового этапа выявлены новые типы структур — инверсионные валы. На основе сейсмофациального анализа доверхнепермской толщи впервые выделены разные типы сейсмофаций. Это позволило с привлечением данных бурения выполнить тектоническую интерпретацию вскрытых комплексов.

Выделены перспективные плеи в переходном комплексе, в том числе в доверхнепермском палеозое обоснованы два различных типа объектов, перспективных для поисков залежей нефти и газа.

Защищаемые положения:

1. Обоснование существования на территории Восточного Устюрта между платформенным (плитным) чехлом и истинным складчатым фундаментом переходного комплекса, состоящего из двух структурных ярусов: верхнего — пермотриасового и нижнего — доверхнепермского, имеющих черты сходства и различия структурных планов, требующих раздельной оценки перспектив нефтегазоносности.

2. Уточнение по данным сейсморазведки и бурения региональной структуры пермотриасового комплекса и обоснование наличия валов платформенного чехла, связанных с инверсией пермотриасовых прогибов.

3. Выделение в доверхнепермской толще трех основных сейсмофаций и обоснование, с использованием данных глубокого бурения, отнесения «слоистой» и «эффузивной» — к нижнему структурному ярусу переходного комплекса, а «адинамичной» сейсмофации — к гетерогенному по возрасту и составу фундаменту.

4. Обоснование ведущей роли глыбовых дислокаций в пермотриасовом и доверхнепермском комплексах, выделение конкретных доверхнепермских рифтов, не затронутых складчатостью и являющихся крупными перспективными для поисков углеводородов областями.

5. Прогноз нефтегазоносности переходного комплекса с выделением в доверхнепермском ярусе перспективных объектов двух различных типов: ловушек, связанных с эрозионно-тектоническими выступамиантиклинальных и несводовых ловушек внутри доверхнепермского палеозоя.

Практическая значимость результатов работ. Определены наиболее перспективные направления геологоразведочных работ на доюрские комплексы в пределах узбекской части Восточного Устюрта и сопредельных территорий. Сформулированы геологические задачи, этапы их решения. Дана авторская экспертная оценка ресурсов углеводородов.

В доверхнепермском структурном ярусе переходного комплекса выделены два плея с обоснованием ожидаемых типов ловушек и конкретные геологические объекты, практические результаты на которых могут быть получены в ближайшей перспективе.

Результаты могут быть использованы нефтегазовыми компаниями для проведения ГРР на газ и нефть в рассмотренном регионе.

В основу проведенной работы положены опубликованные и фондовые материалы, сейсмические материалы и материалы поисково-разведочного бурения в Республике Узбекистан, Республике Казахстан и Республике Туркменистан.

Автор выражает глубокую признательность за ценные консультации и предоставленные материалы Г. С. Абдуллаеву, В. И. Высоцкому, А. В. Киршину, Я. Ш. Когану, Д. Н. Крылову, И. В. Огородникову, В. В. Рыбальченко, В. А. Скоробогатову, В. И. Соколову, H.H. Соловьеву, Г. С. Солопову, Ю. М. Фриману и другим геологам и геофизикам организаций-Москвы, Саратова и Ташкента.

Автор выражает благодарность сотрудникам Лаборатории долгосрочного * прогнозирования сырьевой базы газа России и стран СНГ центра «Газовые ресурсы» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Ю. И. Заболотной, М. С. Кучере, Е. В. Юдиной, Н. Г. Ивановой за содействие и поддержку в период написания диссертационной работы.

Автор благодарен своему научному руководителю профессору Николаю Алексеевичу Крылову за общее руководство и неоценимую помощь на протяжении всего периода работы над диссертацией.

Результаты работы над диссертацией были использованы при составлении отчетов о НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ»:

— «Актуализация поэтапной программы геологоразведочных работ на инвестиционных блоках Устюртского региона Республики Узбекистан с учетом результатов геологоразведочных работ 2006 — 2008 гг.», (2009 г.).

— «Обобщение геолого-геофизических материалов в рамках авторского сопровождения геологоразведочных работ в 2006;2009 гг. на инвестиционных блоках Устюртского региона Республики Узбекистан ООО «ВНИИГАЗ», (2010 г.).

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы, докладывались: на второй Международной научно-практической конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Москва, 28−29 октября 2010 г.), на заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ» на совещании «О перспективах нефтегазоносности доюрских отложений Восточного Устюрта (Узбекистан)» (ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз», Москва, 10 февраля 2011 г.) — на семинаре центра «Газовые ресурсы» ООО «Газпром ВНИИГАЗ» Публикации, По теме диссертации авторомопубликовано шесть. работ, из них три — в журналах, входящих в «Перечень .» ВАК.

Минобрнауки РФ.

Структура и объем ряйоткт Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, рисунков, таблиц: Общий объем диссертации составляет 149 страниц, в том, числе 39 рисунков, 7 таблиц, Список использованных источников содержит 111 наименований.

наши выводы данными бурения. На юге в зоне Ассакеауданского прогиба и Шахпахтинской ступени по сейсмическим данным закартирован Ассакеауданский палеозойский рифт. Развитие здесь осадочных карбонатных терригенно-карбонатных отложений потвеждено бурением скважины Кубла-Ассакеаудан 1, Тамарлы 1 и Карааудан 1.

По данным формационного анализа можно выделить обширную область развития осадочных палеозойских отложений. Эта область охватывает отдельные участки платформенных структур: серверную часть Судочьего прогиба названную нами — Судочий палеозойский рифт, центральный участок КуанышКоскалинского вала и западную часть Барсакельмесского прогиба (в узком понимании). По данным бурения 15-ти скважин в пределах предполагаемых рифтов преобладают осадочные карбонатные и карбонатно-терригенные комплексы отложений (вскрытая мощность карбонатов в скважине Карачалак 1 — 675 м). При сопоставлении разреза скважины Урга № 1 и результатов сейсмических работ ЗБ на площади Урга получено подтверждение соответствия осадочной терригенно-корбонатной формации «слоистому» типу сейсмофаций. В тоже время, отсутствие качественной сейсмической информации на профилях прошлых лет затрудняет здесь площадное картирование палеозойских отложений.

В пределах Яркимбайского, Агыинского выступов, спорадически Кульбайского прогиба, можно предположить развитие обширного по площади и достаточно крупного по толщине (вскрытая мощность до 290 мВост. Айтуз скв. 1) доверхнепермского, частично возможно и более позднего эффузивного покрова. Данные сейсмофациального анализа здесь подтверждаются результатами бурения 7-ми скважин. «Эффузивной» сейсмофации в пределах названного нами Яркимбайско-Агыинского поля широкого развития пород палеозоя соответствуют вскрытые скважинами породы эффузивной и эффузивно-осадочной формаций. Можно предположить, что область их распространения, может охватывать всю южную часть Яркимбайского выступа (данные бурения на поднятии Баймен в скв. 1), а также, западную часть Аланской депрессии, вплоть до северного склона Карабаурского вала. Отдельные участки развития палеозойских эффузивов можно прогнозировать и в Ассакеауданском прогибе, на основе данных сейсмофациального анализа.

Подводя итоги сейсмофациального и формационного анализа можно сделать вывод о развитии в пределах Восточного Устюрта крупных осадочных палеозойских структур — рифтов и эффузивных чехлов, не затронутых складчатостью и характеризующихся отсутствием метаморфических комплексов, которые, несомненно, можно отнести к нижнему структурному ярусу переходного комплекса.

5.4 Фундамент двух возрастных генераций.

Настоящий складчатый фундамент Устюрта гетерогенен как по составу пород, так и по возрасту формирования формационных структурных комплексов составляющих этот фундамент. С одной стороны, сильно дислоцированные (флишоидные) и с невысокой степенью метаморфизма (филлитовой) среднепалеозойские породы, указывают на наличие зон герцинской складчатости, это Актумсукско-Куанышская и Центрально-Устюртская зоны. С другой стороны, полученные на основании сейсмофациального и формационного анализа допермских пород данные, указывают на невозможность отнесения комплексов палеозойских рифтов и эффузивов к фундаменту. Следовательно, фундаментом в этих зонах являются, залегающие под ними, более древние (досреднепалеозойские, скорее всего позднедокембрийские) комплексы. Кроме этого, в южной части Куаныш-Коскалинского вала, Судочьего прогиба и Аланской депрессии по результатам бурения, с учетом данных магниторазведки закартирован Коскалинский массив древней консолидации. Это, выходящая на допозднепермскую поверхность, зона развития пород высоких стадий метаморфизма (зеленокаменная амфиболитовая) предположительно рифейского возраста. В восточной части Кульбайского прогиба по сейсмическим данным закартированы локальные области соответствующие «адинамичной» сейсмофации. Они могут представлять собой «окна» древнего фундамента [18].

В пределах Куаныш-Коскалинского вала и Судочьего прогиба закартированы выходы интрузивных пород на допозднепермскую поверхность.

Отдельно необходимо обратить внимание на то, что границы блоков разновозрастного фундамента контролируют глубинные разломные зоны, которые могут в отдельных местах отражаться в виде нарушений на допозднепермской поверхности (рисунок 5.3.1).

По мнению автора, основные перспективы нефтегазоносности в Восточноустюртском регионе связаны с объектами в зонах развития осадочных отложений доверхнепермских рифтов. Картирование этих зон является определяющем при выборе конкретных участков и направлений для проведения геологоразведочных работ на нефть и газ.

Глава 6. Перспективы нефтегазоносности переходного комплекса Восточного Устюрта.

Существание различных мнений о перспективах нефтегазоносности средне-верхнепалеозойских и пермотриасовых отложений связано главным образом с недостаточностью данных по доюрскому комплексу.

Отложения верхнего и нижнего ярусов переходного комплекса Восточного Устюрта резко отличаются по условиям формирования. Нижний ярус включает разнообразные породы, в том числе осадочные, преимущественно морские доверхнепермского возраста, верхний преимущественно красноцветные континентальные образования верхней перми и нижнего триаса. В связи с этим целесообразнее рассматривать перспективы нефтегазоносности каждого яруса отдельно.

6.1. Нефтегазоносность и коллекторские свойства верхнего пермотриасового яруса переходного комплекса.

Отложения пермотриаса представлены преимущественно красноцветной, местами пестроцветной, толщей сложенной в основном глинами и алевролитами, реже встречаются песчаники, гравелиты и конгломераты.

В пермотриасовое время геохимические условия седиментогенеза и диагенеза в пределах Восточного Устюрта были окислительными, т. е. неблагоприятными для накопления и сохранения исходного для нефтегазообразования (органического вещества) ОВ. Содержание ОВ составляет обычно сотые или первые десятые доли процента. Встречаются единичные прослои сероцветных глин, содержащих повышенные количества ОВ (до 1,0%) (Шахпахты 2П), которые не могли генерировать значительные массы углеводородов [4]. В отложениях пермотриаса-практически отсутствуют породы с хорошими емкостными свойствами. Полная пористость пород варьируется от 1,73% до 11,7%, при этом большинство из них являются непроницаемыми и лишь в некоторых образцах значение газопроницаемости составляет 0,02—1,12 мД. Данные по ФЕС пермотриаса, полученные по результатам бурения в последние годы на площадях: Вост. Айтуз, Картпай, Тлеукудук, Разломная, Сев. Джангызсу — в северной части Восточного Устюрта, Джел, Кубла Ассакеаудан в южной части не увеличивают перспективы этого комплекса. Лабораторные испытания и анализ образцов керна проводился узбекскими специалистами (ОАО «ИГИРНИГМ», Ташкент). Открытая пористость в 85% образцов составляет 0,1 — 5,0%, в 15% образцов составляет 6,0 — 10,0%. Проницаемость в 92% образцов составляет 0,01 — 1,0 мД, в 8% образцов составляет 1,01 — 10,0 мД. Это объясняется плохой сортированностью песчаников и алевролитов, полимиктовым составом и эпигенетическими изменениями в условиях больших глубин.

Прямые признаки нефтегазоносности отложений пермотриаса установлены в ряде районов северо-запада Туранской плиты. На Южном Мангышлаке в скв. Узень 113 из трещиноватых карбонатных коллекторов нижнетриасового возраста получены притоки нефти [108]. На площади Южный Жетыбай из этих же отложений получен газ до 150— 200 тыс. л м /сутки, а на Северо-Ракушечной структуре в скв. № 9 — газ 104 тыс.

1 о м /сутки и нефть 72 м /сутки [84]. При этом следует иметь в виду существенно более благоприятный литолого-фациальный состав триаса Мангышлакского региона. В Северной Туркмении на Ачакской площади получен значительный приток метанового газа [22].

В пределах рассматриваемой территории слабые притоки газа из красноцветных отложений пермотриаса получены на площадях: Теренгкудук, Восточный Харой, Центральный Харой, Мурун, Тулей, Каракудук, Восточный Барсакельмес. На структуре Центральный Харой. Газ здесь может иметь сингенетичный характер из маломощных прослоев нефтегазопродуцирующих пород, встречающихся в красноцветной толще. Также можно допустить образование скоплений углеводородов за счет латеральной миграции из более погруженных частей Самского и Косбулакского прогибов в сторону Актумсукского поднятия. Но наиболее', вероятно присутствие углеводородов в отложениях нижнего триаса за счет перетока из подстилающих палеозойских пород. Это подтверждается вторичным характером залежей Куанышского месторождения, возникших за счет вертикальной миграции флюида из палеозойских отложений в юрские, а также расположением пермотриасовых отложений по пути миграционного потока [10, 12, 15, 58].

Отсутствие в разрезе верхней перми и нижнего триаса, на изученных площадях, пород — коллекторов высокого класса (по A.A. Ханину) делает маловероятным нахождение здесь крупных залежей углеводородов и во вторичном залегании [15]. Однако малый объем качественной геофизической информации и опробования этого интервала разреза позволяет еще надеяться на открытие скоплений нефти и газа в ловушках, связанных с трещиноватостью уплотненных терригенных пород.

В последние годы, некоторые исследователи (Ю.А. Волож и др.), как уже указывалось в главе 4, связывают перспективы газоносности пермо-триасовых отложений Восточного Устюрта с развитием серых и черных аргиллитов предположительно артинско-уфимского и, возможно, казанского возраста. С этими отложениями, возможно нефтегазогенерирующими, слагающими нижнюю часть разреза пермотриасовой толщи, по их мнению, связано открытие месторождений в Судочьем прогибе, где газовые залежи в юрских отложениях могли образоваться за счет вертикальной миграции УВ [36]. На рассматриваемой нами территории эта формация черных аргиллитов не обнаружена, а предполагается в наиболее глубоких пермотриасовых прогибах, в частности, в Кульбайско-Южноактумсукском, где суммарная толщина пермо-триаса (толща между отражающими горизонтами Ту и Туг) в отдельных грабенах достигает 4 тыс. м.

В настоящее время, на наш взгляд, для однозначного решения вопроса о наличии и возможной роли этой «среднепермской» формации (или субформации) в генерации и накоплении УВ полученных данных недостаточно [48].

6.2. Нефтегазоносность и коллекторские свойства нижнего допозднепермского яруса переходного комплекса.

Отложения данного комплекса представлены преимущественно терригенными и карбонатными породами, формировавшимися в условиях как мелководного, так и относительно глубоководного эпиконтинентального моря. Среди терригенных пород преимущественно развиты глины, алевролиты, сформировавшиеся преимущественно в восстановительных геохимических условиях, в меньшей мере встречаются песчаники и мелкообломочные гравелиты. Карбонатные породы представлены хемогенными, органогенно-обломочными и органогенными известняками, иногда слабодоломитизированными. Условия их формирования менялись — от слабоокислительных до слабовосстановительных. Наибольшие (0,2—3,6%) концентрации ОВ присущи глинистым породам, а минимальные (0,048—0,14%) -известнякам. Реставрация генетического типа исходного ОВ по параметрам элементного состава нерастворимой части свидетельствует о его смешанном гумусово-сапропелевом типе, в котором преобладает сапропелевая основа [11].

Доверхнепермские отложения в пределах Восточного Устюрта испытали значительное погружение, это позволяет считать, что они прошли главную фазу нефтеобразования. Результаты исследований отражательной способности витринита свидетельствуют о высокой степени преобразования ОВ верхнепалеозойских пород, достигшего газовой и «жирной» стадии катагенеза.

Явления генерации и миграции углеводородов подтверждаются и данными битуминологических исследований. Так, коэффициент битуминизации ОВ в алевритоглинистых породах палеозоя варьирует от 0,8 до 8,0%. Для ОВ карбонатных пород, содержащих вторичные битумоиды, этот коэффициент повышается до 26,6 — 78%. Увеличение степени битуминизации ОВ карбонатных пород коллекторов по сравнению с глинистыми свидетельствует о существовании в этих отложениях процессов миграции углеводородов [15]. Такое объяснение данному явлению дают многие исследователи [11, 35, 60, 86].

Однако и палеозойские глинистые образования, формировавшиеся в морских, восстановительных условиях и содержащие повышенные концентрации ОВ, в составе которого преобладает сапропелевая основа, могут являться генераторами углеводородов.

Одним из важных факторов является наличие пород-коллекторов. Данные лабораторных анализов керна показали, что терригенные (песчаники, алевролиты) и карбонатные (известняки) породы характеризуются чаще низкими значениями пористости и полным отсутствием проницаемости. По данным специалистов ОАО «ИГИРНИГМ» открытая пористость в 90% образцов составляет 0,1 — 5,0%, в 5% образцов составляет 6,0 — 10,0%, в 5% образцов составляет 11,0 — 15,0%. Это объясняется значительной уплотненностью пород и отрицательным влиянием на коллекторские свойства процессов постдиагенетического минералообразования.

Однако, возможность генерации УВ породами среднеи верхнепалеозойского возраста, доказывают прямые признаки газонефтеносности этих отложений, установленные при бурении.

На месторождениях Кокчалак и Карачалак выявлены небольшие газоконденсатные залежи, связанные с верхней частью палеозойских трещиноватых известняков. Проявления нефти и газа установлены на площадях: Каракудук, Центральный Кушкаир, Восточный Барсакельмес, Северный Караумбет, Чибины, Сев. Урга, Бердах, Кубла Ассакеудан, Аджибай.

Особый интерес представляет определение коллекторских свойств известняков в более низких горизонтах, не связанных с зонами дезинтеграции. Как показали петрографические исследования узбекских ученых, известняки содержат значительное количество рифостроящих организмов, что позволяет предположить развитие рифогенных фаций, аналогичных образованиям в пределах Чу-Сарысуйской депрессии, территориально удаленной, но близкой по тектоническому режиму. Улучшение коллекторских свойств может быть связано с распространением карбонатных пород, имеющих тенденцию к растрескиванию в тектонически активных зонах. [27, 56].

Таким образом, породы — коллекторы в отложениях доверхнепермского возраста могут быть трех видов: кавернозными карбонатами эрозионно-тектонических выступов, рифовыми фациями и трещинными коллекторами, приуроченными к зонам разломов [63].

На площади Каракудук в сквЛоп из известняков нижнекаменноугольного возраста при испытании 7 объектов в интервале л глубин 3722 — 3532 м было получено более 130 м нефти. В других трех других скважинах карбонаты оказались водоносными с примесью газа.

Нижнекаменоугольные нефти (Каракудукской опорной скважины Ion легкие (0,826−0,832 г/см3), среднесернистые (0,61−0,79%) и низкобензиновые (2−10%). Бензиновые фракции нацело (96,2−98,3%) состоят из метановых УВ. В масляных фракциях очень мало ароматических УВ (35%). Значение коэффициента цикличности очень низкое (0,02−0,039) и свидетельствует о высокой метанизации нефти. По этим показателям нефти Каракудука резко отличаются от всех нефтей мезозойских отложений Узбекистана. Низкое содержание аренов свидетельствует о ее поступлении из глубокозалегающих отложений.

На площади Центральный Кушкаир из известняков нижнего карбона, самой его верхней части, получен приток газа дебитом 50 тыс. м /сут, конденсата 0,1 м3/сут и воды — 12 м3/сут. Структура подготовлена к бурению по опорному отражающему горизонту Tv, приуроченному к поверхности пермотриасовых отложений. Она представляет собой двухкупольную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Размеры складки (по изогипсе -3520 м) 8×4 км, площадь 31 кв. км, амплитуда 70 м. В 1996 г. при переинтерпретации сейсмических материалов МОГТ (В.Н. Башаев, Х. Х. Авазходжаев, Д. Р. Хегай, JI.H. Лабутина) была построена модель по кровле известняков палеозоя (TVi). В ней структура Центральный Кушкаир представляет собой три самостоятельных изометричных блока карбонатных эродированных пород, размерами: 3×4 км, 4×4 км иЗ, 5×4 км, разделенных нарушениями.

На поднятии Восточный-Барсакельмес (Южно-Кушкаирская структура) при бурении опорной скважины № 1. из карбонатов палеозоя из интервала 3870−4005 м получен приток воды с растворенным газом и небольшое количество нефти.

В скв.№ 1 Северный Караумбет в открытом стволе в интервале 3127−3260м из метаморфических сланцев фундамента предположительно рифейского возраста был получен приток (1100 м3/сут.), при опробывании двух интервалов — 3121−3112 и 3104−3100 м были получены притоки (1500 м /сут.) углеводородного газа. В скв.№ 2 вскрывшей трещиноватые гранитоиды этого же возраста, при испытании в интервале 3256−3276 м получены незначительные притоки газа.

Поднятие Чибины по кровле палеозойских известняков имеет размеры 9, 5×6,0 км, амплитуда составляет — 400 м. В процессе бурения поисковой скважины № 1 из известняков палеозоя на глубине 3544 м был получен фонтан углеводородного газа.

На площадях Тулей скв.1 (интервал — 3939−4077м), Аджибай скв. З (интервал — 3805−3901м), Зап. Барсакельмес скв. 1п (7 интервалов 3830−3415) из палеозойских отложений были получены притоки пластовой воды с растворенным газом.

Месторождение Кокчалак по нижнекаменноугольным известнякам представляет собой тектонический блок северо-западного простирания размерами 2,0×2,5 км. В скв.№ 18 были вскрыты кавернозно-трещиноватые, доломитизированные известняки нижнекаменноугольного возраста, из которых были получены промышленные притоки газа и конденсата с дебитами соответственно 294 тыс. м /сут и 9,2 м /сут. (рисунок 6.2.1).

Газ Карачалакского месторождения приурочен к трещиноватой зоне известняков, перекрытых красноцветными породами верхней перми. Первооткрывательницей месторождения Карачалак явилась поисковая скважина № 4 (1989 г.). Приток газа дебитом 250 тыс. м /сут был получен в процессе бурения с помощью пластоиспытателя КИИ-140. газовая залежь — хГВК.

Рис. 6.2.1. Месторождение Кокчалак. Геологический разрез продуктивной части куанышского горизонта.

ОАО «ИГИРНИГМ», 1996 г.).

Структура Карачалак по кровле известняков палеозойского возраста представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания с относительно плоской вершиной, осложненной тремя куполами, и крутыми (до 30°) углами падения крыльев, рассеченных разрывными нарушениями. Общая высота складки по предельно глубокой замкнутой изогипсе -3750 м составляет 377 м, высота центрального купола 150 м. Общие размеры складки 8×3 км, центрального купола 4×2 км. Промышленная газоносность связана только с карбонатными отложениями позднего палеозоя: в скважине 3 пробуренной в присводовой части структуры в интервале 3524−3526 был получен неуправляемый фонтан газа превышавшей 500 тыс. м3/сут., в скважинах 1 и 5 получены притоки газа дебитом от 11,7 до 42 тыс. м3/сут. Газоконденсатная залежь Карачалак пластово-сводового типа, приурочена к известнякам позднего палеозоя. Размеры залежи: длина 3,7 км, ширина 2,2 км, высота 226 м. Глубина залегания продуктивных пластов 3526—3752 м, отметка ГВК -3599 м (рисунок. 6.2.2).

В Ассакеауданском прогибе из палеозойских доломитизированных известняков, вскрытых на структуре Кубла Ассакеаудан скважиной № 1 получен непромышленный приток газа в интервале 3710−3680 м. По отражающему горизонту TVi вблизи кровли палеозойских отложений складка оконтуривается по изогипсе -3825м, размеры составляют 14,0×3,5 км, площадь 43,0 кв. км, амплитуда — 250,0 м. Складка представляет собой брахиантиклинальную вытянутую структуру северо-восточного простирания, ограничивается с северо-запада и юго-востока тектоническими нарушениями. В Судочьем прогибе на поднятиях Сев. Урга и Бердах получены промышленные притоки газа из верхней трещиноватой зоны песчано-аргиллитовой толщи верхнего карбона — нижней перми дебитом свыше 100 тыс. м /сут. (скв. № 1 Сев. Урга) и из отложений этого же возраста приток дебитом до 150 тыс. м (скв.№ 1п Бердах).

Палеозойские природные газы на изученных месторождениях и площадях Восточного Устюрта и прилегающих территориях различаются по процентному.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ газовая залежь.

Рис. 6.2.2. Месторождение Карачалак. Строение продуктивной части разреза. (ОАО «ИГИРНИГМ», 1996 г.). соотношению углеродных компонентов. Геохимический состав палеозойских газов приведен в таблице 6.2.1.

Заключение

.

В разрезе Устюртского региона выделяются несколько крупных структурных этажей. Под мезозойско — кайнозойским плитным чехлом на разновозрастном палеозойском и допалеозойском складчатом фундаменте залегает переходный структурный этаж, разделяемый автором на два подэтажа: верхний — пермотриасовый подэтаж (ярус) и нижний — палеозойский подэтаж (ярус).

Новые данные о строении доюрских отложений были получены в последние годы на Восточном Устюрте в Республике Узбекистан. ЗАО «Газпром зарубежнефтегаз» проведены бурение восемнадцати скважин и сейсморазведочные работы по усовершенствованной методике, что впервые позволило получить высоко кондиционные сейсмические материалы.

Отложения верхнего и нижнего ярусов переходного комплекса Восточного Устюрта отличаются по распространению, структуре и условиям формирования. Нижний ярус включает разнообразные породы, в том числе осадочные, преимущественно морские доверхнепермского возраста, верхний — верхнепермские и триасовые преимущественно красноцветные континентальные образования.

Палеоструктурный план пермотриасового этапа принципиально отличается от структурного плана платформенного чехла. В пределах Восточного Устюрта фиксируются две крупные палеодепрессии субширотного простирания: на севере — Кульбайско-Южноактумсукская и на юге — Южноустюртская. Между ними располагается обширная область палеоподнятия. В центральной части Кульбайско-Южноактумсукской депрессии сейсморазведкой зафиксирована субширотная система субпараллельных разломов. Один из них, южный, находит отражение и в плитном чехле в виде Актумсукского взброса. Межразломная зона по пермотриасу представляет собой грабен внутри более широкой палеодепрессии.

На основе анализа палеотектонического развития пермотриасового этапа выявлены новые типы структур — инверсионные валы платформенного чехла, что наблюдается в пределах современной Актумсукской системы поднятий. Эта система валов частично сформировалась над глубокими пермотриасовыми депрессиями, претерпевшими инверсию. Инверсивные движения послетриасового времени сопровождались преимущественно блоковым дроблением. Сильная блоковая раздробленность пермотриаса несопоставима с раздробленностью плитного чехла, это и позволяет выделять его в отдельный верхний структурный ярус — переходного комплекса.

По данным сейсморазведки нижний структурный ярус переходного комплекса имеющий, скорее всего, раннепермский-девонский возраст, характеризующийся соизмеримыми с пермотриасом слабыми пликативными дислокациями, имеет существенно большую блоковую раздробленность, характеризуется принципиально более сложным строением и более ограниченным распространением по площади.

По характеру сейсмической записи на временных разрезах ниже горизонта Туг (поверхность палеозойских отложений) автором выделены три типа сейсмофаций: сейсмофация, характеризующаяся наличием протяженных отражающих площадок и горизонтов с относительно высокой энергией отражений, названная «слоистая» сейсмофацияхарактеризующаяся наличием отражающих площадок, плохо коррелируемых друг с другом, со специфическими загибами сигмовидной формы, названная «эффузивная" — сейсмофация, характеризующаяся отдельными малоамплитудными хаотичными отражениями, не поддающимися корреляции, названная нами «адинамичной».

В результате сопоставления выделенных сейсмофаций с вещественным составом палеозойских пород, вскрытых глубокими скважинами, «слоистая» сейсмофация оказалась представленной слоистыми осадочными породами с умеренными углами падения. «Эффузивной» сейсмофации соответствуют преимущественно эффузивные породы. «Адинамичной» сейсмофации на рассматриваемой территории, изученной сейсморазведкой, в основном, соответствуют интрузивные, метаморфизованные и дислоцированные осадочно-эффузивные породы, в том числе флиш разного состава.

Результатом сейсмофациального анализа стала карта сейсмофаций палеозойского комплекса. «Слоистая» сейсмофация развита в пределах современного Ассакеауданского прогиба и юго-востока Шахпахтинской ступени на юге, современного Аторбайского прогиба, Харойского вала и спорадически в пределах современного Кульбайского прогиба на севере территории. Южнее последней, зоны развития «слоистой» сейсмофации, располагается Яркимбайско-Агыинский массив преимущественного развития «эффузивной» сейсмофации и, соответственно, как показывают данные бурения, эффузивных пород разного состава. «Адинамичная» сейсмофация развита в северной части современного Актумсукского поднятия, Саратекиз-Кабанбайского блока и большей части Шахпахтинской ступени.

На серии палеогеологических профильных разрезов к началу пермотриасового этапа, построенных автором по данным интерпретации сейсмических временных разрезов, с отображением трех выделенных сейсмофаций, через Кульбайско-Аторбайскую систему палеозойских рифтов и Ассакеауданский палеозойский рифт, ясно видно блоковое строение палеозойского комплекса. Мощность толщи представленной «слоистой» сейсмофацией достигает 3500 м. Породы «эффузивной» сейсмофации не только подстилают «слоистую» толщу, но и находятся в ассоциации с нею, располагаются внутри нее в виде изолированных тел мощностью 300−400 м. Это доказывает то, что «эффузивная» толща является приблизительно одновозрастной породам «слоистой» сейсмофации.

В результате изучения литологических разрезов, построенных по данным исследований керна доверхнепермских пород более чем в 50 глубоких скважинах пробуренных в пределах Восточного Устюрта и сопредельных территорий (Судочий прогиб), был определен формационный состав вскрытых этими скважинами отложений, степень их метаморфизма и дислоцированности. К зонам доказанного и предполагаемого развития «слоистой» сейсмофации, в основном, относятся отложения осадочных формаций — карбонатные и терригенные, а также терригенно-эффузивные. Во второй группе представлены формации палеозойских пород в зонах доказанного и предполагаемого развития «эффузивной» сейсмофации. Это породы эффузивной и эффузивно-осадочной формаций.

Итак, в первых двух группах соответствующих зонам «слоистой» и «эффузивной» сейсмофаций, выделенных в палеозойских отложениях, получили преимущественное развитие осадочные и эффузивные формации с низкой степенью метаморфизма и отсутствием значимых складчатых дислокаций. Что позволяет нам исключить данные отложения из состава фундамента и отнести их к нижнему ярусу переходного комплекса.

К третьей группе относятся породы, вскрытые скважинами в зонах доказанного и предполагаемого развития «адинамичной» сейсмофации. Здесь преобладают метаморфические, гранитоидные и флишоидные формации. Эти образования отнесены автором к фундаменту.

Для того, чтобы разделить доверхнепермские отложения на — фундамент (складчатый палеозойский и кристаллический допалеозойский) и нижний палеозойский ярус переходного комплекса выделенные метаморфические формации мы соотнесли с различными фациями метаморфизма.

Результатом синтеза формационного анализа и сейсмофациального анализа, с использованием данных магниторазведки стала схема допозднепермской тектоники Восточного Устюрта. На схеме выделены области развития структур, которые мы относим к нижнему ярусу переходного комплекса: Кульбайско-Аторбайская система палеозойских рифтов, Судочий и Ассакеауданский рифты, а также Яркимбайско-Агыинское поле развития эффузивных пород.

Подобно развитию инверсионных валов чехла под пермотриасовым палеопрогибом наблюдаются инверсионные поднятия и в пермотриасовом ярусе над палеопрогибом доверхнепермского палеозоя. Такой «вывернутый» прогиб палеозоя («слоистая» сейсмофация) намечается под Харойским валом платформенного чехла (см. рисунок 5.1.2). Однако это явление изучено еще слабо.

Общими чертами структуры обоих ярусов переходного комплекса является, сильна блоковая раздробленность.

Закартирован молодой герцинский складчатый фундамент, в основном по данным бурения, (Актумсукско-Куанышская и Центрально-Устюртская зоны герцинской складчатости), а также более древний, возможно байкальский (Коскалинский массив). В составе герцииского фундамента вскрыты слабометаморфизованные, в основном, первичноосадочные породы, в том числе флиш. В пределах древнего Коскалинского массива вскрыты гранитоиды, высокометаморфизованные первичноосадочные породы, предположительно рифейского возраста. Древний и молодой фундаменты по характеру сейсмофаций не различаются. В одних зонах квалификация доверхнепермских образований подтверждена сейсмофациальным анализом и результатами бурения, в других прогнозируются только по сейсмическим данным, или, основана только на данных бурения (Центрально Устюртская зона).

Комплексы палеозойских рифтов и эффузивов как мы отметили, не могут быть отнесены к фундаменту. Следовательно, фундаментом в этих зонах являются, залегающие под ними, более древние (досреднепалеозойские, скорее всего позднедокембрийские) комплексы.

Границы блоков разновозрастного фундамента контролируют глубинные разломы. В возрастном отношении выявлены три класса разломов: палеозойские-допозднепермские, не затрагивающие пермотриасзатрагивающие палеозой и пермотриас, но не проникающие в платформенный чехол, и разломы, проникающие в чехол. Последние фиксируются по данным сейсморазведки в нижней и средней юре, и, как правило, не проникают выше. Наибольшая плотность разломов характерна для доверхнепермских комплексов. В платформенном чехле — самая низкая.

Перспективы нефтегазоносности средне-верхнепалеозойских и пермотриасовых отложений в настоящий момент изучены недостаточно.

Отложения верхнего пермотриасового яруса переходного комплекса Восточного Устюрта представлены преимущественно красноцветными континентальными образованиями. Газопроявления и слабые притоки газа из этого комплекса пород получены на Теренгкудукском поднятии, структуре Центральный Харой и Куанышском месторождении. Газ здесь может иметь сингенетичный характер, хотя более вероятно образование скоплений углеводородов за счет вертикальной миграции из подстилающих палеозойских пород. Ловушками для газа и нефти в красноцветной формации пермотриаса могли бы явиться и антиклинальные структуры, и многочисленные зоны выклинивания и тектонического экранирования. Однако высокая степень уплотнения пород не позволяет высоко оценивать перспективы этого структурного комплекса.

Доверхнепермский комплекс представлен преимущественно терригенными и карбонатными породами, формировавшимися в условиях как мелководного, так и относительно глубоководного эпиконтинентального моря. В отложениях этого возраста могут быть распространены породы — коллекторы трех видов: кавернозные карбонаты эрозионно-тектонических выступов, рифовые фации известняков в более низких горизонтах и трещинные коллектора, приуроченные к зонам разломов.

Возможность открытия залежей УВ в породах среднеи верхнепалеозойского возраста на Восточном Устюрте, доказывают многочисленные прямые признаки газонефтеносности этих отложений, установленные при бурении. Проявления нефти и газа установлены на площадях: Каракудук, Центральный Кушкаир, Восточный Барсакемес, Северный Караумбет, Чибины, Тулей, Аджибай, Сев. Урга, Бердах, Кубла Ассакеудан. На месторождениях Кокчалак и Карачалак в палеозое выявлены небольшие газоконденсатные залежи. В сопредельных районах (Судочий прогиб) на поднятиях Сев. Урга и Бердах, в Туркмении на месторождении Тарымкая из отложений этого возраста получены промышленные притоки газа. Различия состава газов, полученных из палеозойских отложений, видимо, указывают на наличие нескольких объектов генерации УВ в палеозое.

В доюрских отложениях следует различать три основных плея: терригенные пермотриасовые отложения с ловушками антиклинального и несводового типаверхняя дезинтегрированная зона доверхнепермского палеозоя в структурно-эрозионных выступах и ловушки внутри доверхнепермского палеозоя — антиклинальные и несводового типа.

Плеем в пермотриасовых отложениях являются предполагаемые залежи, связанные с антиклинальными ловушками, зонами выклинивания и тектонического экранирования Кульбайско-Аторбайской депрессии и ее бортов, а также антиклинальными ловушками Шахпахтинской ступени и Ассакеауданского прогиба. По мере накопления данных, пермотриасовый плей можно будет разделить на несколько различных плеев по тектоническим зонам и типам ловушек.

Основные два плея выделены в палеозойских отложениях:

Первый тип — залежи связанные с эрозионно-тектоническими выступами палеозоя, не связанные напрямую с его внутренней структурой, под плотными, перекрывающими породами пермотриаса или юры, которым соответствуют локальные поднятия в вышележащих отложениях.

Второй тип — предполагаемые залежи внутри палеозойского комплекса, которые могут находить или не находить отражение в структуре пермотриаса и юры, связанные собственно с палеозойскими резервуарами зависящими от структуры палеозоя, наличия в нем коллекторов и покрышек. Кроме того, внутри палеозойского комплекса предполагаются биогермные постройки.

Основные перспективы внутренних горизонтов палеозоя на Восточном Устюрте, по мнению автора, связаны с объектами в осадочных отложениях, выраженных на сейсмических профилях «слоистой» сейсмофаций и относящихся к нижнему структурному ярусу переходного комплекса. Среди разных выделяемых типов ловушек доказано существование эрозионно-тектонических выступов поверхности палеозоя. Объекты второго типа остаются пока слабо изученными, и ни один не может пока с полным основанием быть включен в категорию подготовленных. В пределах северной части Восточного Устюрта подготовлен к бурению по сейсмическим данным перспективный объект Каракалпакия. По мнению автора объект является недостаточно подготовленным — плотность профилей составляет 0,7 пог. л км/км .

Примеры различных типов ловушек приведены выше в разделе 6.4.

Анализ материалов последней по времени оценки прогнозных ресурсов УВ по доюрскому комплексу пород (пермотриасовые отложения не оценивались) в Устюртском регионе, специалистами ОАО «ИГИРНИГМ» (г. Ташкент), показал, возможно, завышенную количественную оценку ресурсов Восточного Устюрта (в принятых границах). Опираясь на свою геологическая модель доверхнепермского палеозоя, в первую очередь, и учитывая площадное распространение, в пределах изучаемой территории, осадочных комплексов, соответствующих зонам «слоистой» сейсмофации, диссертант посчитал возможным скорректировать оценку прогнозных ресурсов.

Предварительная экспертная оценка прогнозных ресурсов суммы УВ (геологических) в пределах двух палеозойских плеев предполагается в объеме 450 млн.т.у.т. В дальнейшем, при открытии месторождений она может быть повышена.

Успешность дальнейших поисков залежей газа и нефти на Восточном Устюрте непосредственно связана с уровнем изученности внутренней структуры доюрского комплекса, необходимым для выявления зон развития ловушек, и обнаружения самих ловушек разного типа внутри доверхнепермского палеозоя, а также с кондиционной подготовкой большего числа перспективных объектов к бурению.

Таким образом, основными результатами работы является:

— подтверждение и развитие концепции существования между платформенным (плитным) чехлом и истинным складчатым фундаментом переходного комплекса и разделение его на два структурных яруса верхнего — пермотриасового и нижнегодоверхнепермского, имеющих черты сходства и различия структурных планов, принципиально отличающихся от тектонического плана плитного юрско-кайнозойского чехла;

— уточнение по данным сейсморазведки и бурения региональной структуры пермотриасового комплекса и обоснование наличия валов чехла, связанных с инверсией пермотриасовых прогибов на Восточном Устюрте, а также отдельных поднятий в пермотриасе, связанных с инверсией доверхнепермских рифтов;

— выделение в доверхнепермской толще трех основных сейсмофаций: «слоистой», «эффузивной» и «адинамичной». Обоснование с использованием данных глубокого бурения невозможности отнесения части доверхнепермского палеозоя («слоистой» и «эффузивной» сейсмофации) к складчатому фундаменту и выделение этих толщ в нижний структурный ярус переходного комплекса. Ведущими структурами, контролирующими распространение доверхнепермского яруса переходного комплекса, являются рифты: Кульбайско-Аторбайский, Судочий, Ассакеауданский, частично наследуемые в верхних тектонических этажах. Основной структурный стиль этого подкомплекса — глыбовые дислокации, отсутствие складчатости и наличие эффузивных покровов. Выделение палеозойских рифтов, отвечающих областям развития «слоистой» сейсмофации, как наиболее перспективных участков для поисков залежей нефти и газа.

— установление разломов трех основных возрастных категорий в изученной сейсморазведкой части разреза: затрагивающие только доверхнепермский палеозой, затрагивающие палеозой и пермотриас и не находящие непосредственного отражения в чехле, затрагивающие палеозой, пермотриас и юру и не выходящих в более молодые отложения в виде разрывов сплошности горизонтов;

— подтверждение положения о возрастной гетерогенности фундамента, включающего складчатые системы герцинского возраста (Актумсукскую и Центрально-Устюртскую) и обширный массив древней (предположительно байкальской) консолидации. Последний выражен в сейсмическом поле ниже горизонта Туг «адинамичной» сейсмофацией, а также преобладающими северозападными простираниями магнитных аномалий. Ограниченные перспективы обнаружения залежей углеводородов в зонах развития «адиномичной» сейсмофации, соответствующих выходам на доверхнепермскую поверхность разновозрастного фундамента, исключая обнаружение залежей связанных с эрозионно-тектоническими выступами;

— экспертная количественная прогнозная оценка доюрских отложений на углеводороды, учитывающая площади распространения неметаморфизованных осадочных пород палеозоя;

— прогноз перспективных объектов в обоих ярусах переходного комплекса. Обоснование в доверхнепермском структурном ярусе перспективных объектов двух различных типов: ловушек, связанных с эрозионно-тектоническими выступами поверхности палеозоя, и антиклинального и несводового типа ловушек внутри доверхнепермского палеозоя, образующих два самостоятельных плея.