Содержание к диссертации
Введение
Глава I. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ 7
Глава П. ОСНОВНЫЕ ЧЕРТЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ РАЙОНА 18
1. Литолого-стратиграшичзская характеристика разреза . 18
а. Подсолевые отложения 18
б. Верхнедевонская соленосная толща (нижняя соль) . 27
в. Мексолевые отложения (карбон-ассельский-? ярус,Рт). 29
г. Нижнепермская соленосная толща (верхняя соль) 30
д. Надсолевой комплекс 35
2. Глубинное строение района 39
а. Региональные гравитационные максимумы 39
б. Гипсометрия кристаллического фундамента 42
в. Строение кровли подсолевого ложа 53
3. Пермская соляная тектоника и строение надсолевого
комплекса 61
а. Основные гипотезы куполообразования 61
б. Типизация соляных структур и схема соляной тектоники 64
в. Строение надсолевого комплекса 68
Глава Ш. ДЕВОНСКАЯ СОЛЯНАЯ ТЕКТОНИКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Глава ІУ. ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н00Н0СТИ РАЙОНА 115
Глава У. НАПРАВЛЕНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ Ж ГАЗ 120
ЗА К Л Ю Ч Е Н И Е 122
ЛИТ ЕРА ТУ РА 125-143
- Гипсометрия кристаллического фундамента
- ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н00Н0СТИ РАЙОНА
- НАПРАВЛЕНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ Ж ГАЗ
Введение к работе
Актуальность проблемы» В "Основных направлениях экономического и социального развития (СССР на І98І-І985 г.г, и на период до 1990 года",принятых ХХУІ съездом КПСС, предусмотрено повы -шение экономической эффжгивности поисковых и разведочных работ на нефть и газ,обеспечение опережающего роста разведанных запасов по сравнению с темпами развития нефтегазодобывающей промышленности,расширение геолого-разведочных работ на нефть и газ в Западном Казахстане,особенно в ПРикаспийской впадине.В этой связи возможность установления крупных докунгурских поднятий в центральных ее районах представляет первостепенный интерес. Вместе с тем, по материалам региональных геолого-геофизических исследований не удалось опоисковать для поискового бурения какие~ либо понягия?не связанные с пермской соляной тектоникой.Остаются не выявленными такие поднятия и по данным структурного и палео-структурного анализа.Неясны и критерии их выделения и принципы структурного районирования территории.Поэтому неизвестны и геолого-структурные условия нефтегазоносности района,возраст и вещественный состав потенциально нефтегазоносных толщ,что вырастает в самостоятельную методическую проблему,связанную с необходимостью решения основных вопросов соляной тектоники,чем и обусловлена постановка данных исследований.
Основные задачи исследований - выделение крупных докунгурских поднятий и выяснение их генезиса; определение геолого-структурных условий нефтегазоносности района,возраста и вещественного состава потенциально нефтегазоносных толщ.
Целью работы- является научное обоснование направления и разработка предложений по повышению эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ в северной части междуречья Урал-Волга и центральных районах Прикаспийской впадины,в целом.
Методика исследований состоит в комплексной интерпретации материалов крупномасштабных геологических съемок Индер-Баскунчак-ских соляных структур, региональных и рекогносцировочно-площадных геолого-геофизических исследований и данных буровых работ. Методы исследований включают анализ фаций и мощностей, формацион-ный, структурно-генетический, а также сравнительный анализ тектоники и нефтегазоносности Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин.
Научная новизна исследований - впервые установлено развитие в Прикаспийской впадине девонской соляной тектоники.
Выделены докунгурские поднятия центральных ее районов и выяснен их генезис как девонских соляных структур. Определены геолого-структурные условия, возраст и вещественный состав потенциально нефтегазоносных толщ. Намечены основные закономерности размещения зон нефтегазонакопления.
Научно обосновано новое, перспективное направление поисков нефти и газа в межсолевых отложениях терригенного карбона девонских соляных структур Сахарно-Лебяжинско-Круглый, Челкар и др.
Практическая ценность работы состоит в выделении девонских соляных структур Челкар, Сахарно-Лебяжинско-Круглый и др. как первоочередных объектов поисков нефти и газа в центральных районах Прикаспийской впадины.
Реализация работы в производстве. Вытекающие из содержания диссертации, рекомендации по направлению поисково-разведочных работ на нефть и газ в центральных районах Прикаспийской впадины как результаты законченных научных исследований вошли в тематический отчет Института геологических наук АН КазССР за 1976-1981 гг. Они рассмотрены Министерством геологии КазССР и приняты к внедрению в производство.
Апробация. Материалы и основные положения работы докладывались на Научно-технической конференции в МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, посвященной проблеме поисков и разведки месторождений нефти и
газа в солянокупольных областях СССР и зарубежных стран (Москва, 1968), на Всесоюзном совещании по проблеме "Соляная тектоника и нефтегазоносноеть Прикаспийской впадины" (Гурьев, 1977), а также республиканских отраслевых совещаниях. По теме диссертации опубликовано 13 статей.
В основу диссертации положены материалы, собранные в процессе производственных (с I960 г.) работ, выполненных автором в составе полевых сейсмических партий Уральской геофизической экспедиции в качестве геолога, геофизика, ст.геофизика и ст.геолога, результаты тематического изучения района в аспирантуре ВНИГНИ (1967-70 гг.) и данные научных исследований, полученные за время работы в Институте геологических наук АН КазССР. Использованы опубликованные источники.
В работе проанализированы материалы геологических съемок, бурения, а также региональных и рекогносцировочно-площздных гзо-лого-геофизических исследований, выполненных большими коллективами производственных и научных организаций: ПГО Акшюбинскнефтегаз-геология, ПГО Казгеофизика, НПО Союзгазгеофизика, НПО Союзгеофи-зика, НПО Нефтегеофизика, ВНИГНИ, МИНХ и ГП им.И.М.Губкина, ВНИИГаз"а, ИГиРГИ, ВНИИЗарубежгеология, ВНИГРИ, Iffi НИИ ГГ, Каз-НИГРИ, КазПТИ им.В.И.Ленина, ИГН АН КазССР и др.
Работа подводит итоги региональным геолого-геофизическим исследованиям центральных районов Прикаспийской впадины. Вместе с тем, она не претендует на исчерпывающую полноту решенных в ней вопросов. Отдельные их аспекты потребуют в дальнейшем получения более детальной информации.
Диссертационная работа объемом 118 стр. машинописного текста, состоит из введения, 5 глав и заключения, включает 25 графических приложений. Список использованной литературы - 175 наименований.
- б -
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ:
Индер-Баскунчакские купола-гиганты: Челкарский, Эльтон-ский, Сахарно-Лебяжинско-Круглый и Санкебайский представляют собой крупные, второго порядка, докунгурские поднятия.
По генезису, выделенные докунгурские поднятия определяются как девонские соляные структуры Прикаспийской впадины с верхней, кунгурской (Ру) и нижней, девонской, соленосной толщами при развитии межсолёвых отложений терригенного карбона, донецкого типа, по аналогии с ДнепровсксДонецкой впадиной.
Геолого-структурные условия нефтегазоносности района, возраст и вещественный состав нефтегазоносной толщи - межсолевые отложения карбона девонских соляных структур - Челкар, Сахарно-Лебяжинско-Круглый и др.
*>
В процессе выполнения работы диссертант получал советы и консультации проф. Н.И.Буялова и зав.отдела ВНИГНИ, доктора геолого-минералогических наук Л.Г.Кирюхина, которым он выражает глубокую благодарность.
Автору оказывали содействие директор Института геологических наук, академик АН КазССР А.А.Абдулин, зав.отделом литологии и горючих ископаемых, член-корр. АН КазССР П.Т.Тажибаева, зав.лаборатории геохимии нефти и газа, канд.геол.-мин.наук М.М.Маташев, а также руководители и специалисты производственных организаций С.Е.Чакабаев, А.Б.Живодеров, З.Е.Булекбаев, Э.С.Во-цалевский, С.М.Камалов, В.Е.Кулик, Н.И.Петров, С.В.Синилкин, которым диссертант выражает искреннюю признательность.
Гипсометрия кристаллического фундамента
К настоящему времени в оценке глубины залегания фундамента, а таїте общей мощности подсолевого комплекса центральных районов впадины обозначилось два направления: согласно первому -за кровлю кристаллического фундамента принимается, как и во внутренней прибортовой зоне, единая преломляющая граница Ги (dc ) о граничной скоростью У =6,2-6,4 км/с или второй опорный электрический горизонт высокого сопротивления, залегающий на глубинах около 13-15 км (Подсолевые отложения..., 1970; Слепакова, Черепанов, 1976; Александров, Конценебин, 1979; Айзенштад, Слепа-кова, 1982 и др.); по второму - эта граница в отличие от внутренних прибортовых участков впадины, принимается за кровлю мощной, свыше 10 тыс.м, нижней, преимущественно известняковой, части подсолевого комплекса (карбон-девон и рифей нижний палеозой), непосредственно перекрывающий на глубинах до 20-25 тыс.м "базальтовый" слой, предположительно обогащенный породами верхней мантии (Альтер и др.,1970,1975; Кунин и др., 1974; Циммер, 1977 и др.).
В связи с неоднозначностью идентификации волн, регистрируемых от нижней части консолидированной коры (поверхность Мохоро-вичича, базальтовый слой), в настоящее время при объяснении природы региональных максимумов силы тяжести одни исследователи выделяют Центрально-Прикаспийский свод верхней мантии (Фоменко, 1973), другие - допускают возможность существования между "базальтовым" слоем и мантией так называемых эклогитовых массивов (Циммер, 1977 и др.). Исходя из этих представлений, конечно, глубинными факторами объяснить происхождение региональных грави - 43 тационных максимумов значительно легче,но они могут быть отчасти обусловлены структурными неоднородностями осадочной толщи и верхней части кристаллического фундамента, что будет согласовываться с наличием высоких градиентов поля силы тяжести, в то время как глубинные факторы таких градиентов, очевидно, вызывать не могут»
Поскольку ни возможность существования Центрально-Прикаспийского свода ьерхней мантии, ни эклогитовых массивов не имеют прямого отношения к практике поисково-разведочных работ на нефть и газ в этом районе, строение нижней части коры нами не рас сматривается. Так как от степени достоверности стратификации ос преломляющей границы а с Уг= 6.4 км/с и более, зависят существенные различия в представлениях о глубинном строении района и ее соляной тектонике ( а стало быть, и оценке перспектив нефтегазоносности района), то ниже остановимся на рассмотрении этого вопроса.
Как известно, к настоящему времени по данным глубокого Дурения во внутренних прибортовых зонах впадины установлено выпадение из разрезов центральных ее районов карбонатной части подсолевого палеозоя.В связи с этим возможно сопоставление различных точек зрения на глубинное строение района с условием увязки их в единую систему представлений.
Региональными сейсмическими исследованиями КМПВ ГСЗ по профилю ст.Челкар-Еолгоград на северо-западном обрамлении впадины
(Альтер и др.1970; Альтер и др.1973) выделены кровля подсоле / ос вой карбонатной толщи ( нижняя пермь-верхний девон ) q с У =6.0 км/с, а также поверхность кристаллического фундамента а о или Ф с Уг=6.2 км/с ( рис. II). Во внутренней прибор товой зоне как и по профилю Аралсор- Новоузенск, прослежена лишь вторая граница с/ J или /72 с Уг= 6,4 км/с, а также кровли "базальтового" слоя с/ 8 с Уг = 6,9 км/с. Эти же границы, очевидно, фиксируются и в центральной чести впадины, судя по однотипности строения верхней части консолидированной коры, а также осадочной толщи, что может указывать на сопоставимость разрезов подсолевой толщи этих зон, тогда как в центральных ее районах преломляющая граница с Уг = 6,4 км/с и более, принимается за кровлю нижней, предположительно карбонатной части подсолевого палеозоя (карбо-девон и нижний палеозой-рифей), хотя граничная скорость ее по мере движения вглубь впадины вдоль профиля возрастает до 6,7-7,0 км/с.
К настоящему времени на левобережье р.Урал проложен региональный сейсмический профиль CXIII ГСЗ КМПВ (рис. 12 ). По этому профилю прослежены преломляющие границы П э принимаемая за кровлю карбонатной толщи карбона-девона на севере, а также П э как кровля палеозойского (?) складчатого основания и Ф-j- - кровля кристаллического фундамента, на юге. Глубина залегания последней близка к таковой горизонтов П-j- и П . В северной части профиля поверхности "гранитного", а также "базальтового" слоев считаются не выделенными.
Сторонники второй точки зрения в подтверждение своих представлений приводят, в основном, следующие данные:
- выделенные по профилю ст.Челкар-Волгоград на участке между pp. Большая Узень и Урал в составе кристаллического фундамента преломляющие площадки а с и с/ 5 как Указание на слоистость заключающей их толщи в виде чередования карбонатных (высокоскоростных) и терригенных (низкоскоростных) образований с общей пониженной средней скоростью - явление известное для соответствующих глубин (Красовский, 1977);
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГА30Н00Н0СТИ РАЙОНА
НЕФТЕГА30Н0СН0СТИ В прибортовых участках Прикаспийской ьпадины перспективы нефтегазоносности подсолевых їв леозойских отложений (Д -Ру) связываются, в основном с шельфовыми карбонатными, а также рифоген-ннми образованиями (Грачевский,19б1; 1976; Яншин и др.197б;1977; 1978; Кирюхин и др.1978; Замаренов и др.1979; Федоров,1979; Кирю-хин,1982,1983; Волож и др.1983 и др.), к которым приурочены Оренбургское,Астраханское ,Карачаганакское,Тенгизское и др.газовые,газо-конденсатные и нефтяные месторождения. В днепровско-Донецкой впадине к рифогенным образованиям нижней перми и карбона приурочены нефтяные и конденсатные месторождения Леляковское ( Рт),Мало-Сорочинское ( Cj ), Волоховское (Cg ) и др.(Лукин,Шарченков,1976 и др.), рис. 8,
В центральных районах Прикаспийской впадины перспективы нефтегазоносности по аналогии с Днепровско-Донецкой впадиной,связываются с межсолевыми отложениями терригенного карбона,контролирующихся девонской соляной тектоникой (Айтхожин,1981,1982).
Однотипность строения внутренних районов Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин позволяет в пределах первой намечать закономерности размещения зон нефтегазонакопления.
В северо-западной части авлакогена Большого Донбасса,представленной Днепровско-Донекой впадиной,основная часть нефти и газа добывается из межсолевых терригенных отложений карбона-нижней перми.При этом многопластовые нефтяные и газовые месторождения, приуроченные к.межсолевым отложениям девонских соляных структур, контролируются зонами пересечения продольных и поперечных систем дислокаций, склонами поднятий фундамента зон региональных максимумов силы тяжести, где межсолевьш отложения характеризуются лучшими ксшекторскими свойствами ( Китык,1970; Доленко и др.1968; Чирвинская, Соллогуб,1980; и др.). По данным В.В.Глушко (1982), Г.Е.Бойко и др. (1982) в Днепро-вско-Донецкой впадине месторождения нефти и газа также приурочены к зонам региональных минимумов силы тяжести. Было установлено, что подавляющая часть месторождений располагается преимущественно на периферии аномалий, причем весьма благоприятным для их локализации участки контрастного гравитационного поля (контакт минимумов и максимумов). Участки размещения большинства месторождений характеризуются интенсивными градиентами силы тяжести. Расчет распределения запасов нефти и газа в гравитационном поле показывает, что по периферии гравитационных аномалий в Крестищенской-Шебелинской зоне газоконденсатных месторождений находится 97% запасов газа, в Полтавской - 88%, в Талалаевско-РыбэльскоЙ - 78%. В Прилукско-Гнединцевской зоне с этим элементом гравитационного поля связано 93% выявленных запасов нефти Теми же склонами поднятий фундамента будут, очевидно, контролироваться и закономерности пространственного размещения зон нефтегазонакопления в межсолевых отложениях терригенного карбона в пределах девонских соляных структур Челкарского, Сахарно-Лебяжинско-Круглого и др. и в северо-восточной, Прикаспийской части авлакогена Большого Донбасса; в Прикаспийской впадине пространственно перекрываются не только терригенный девон, но и терригенный карбон Волго-Уральской области и авлакогена Большого Донбасса, где к ним приурочены десятки месторождений нефти и газа.
На Челкаре нефтегазопроявления нижнепермской соленосной толщи, установленные в разрезах структурных скважин, встречены в интервалах глубин от 170-200 м до 600-800 м, то есть до забоя наиболее глубоких скважин. Они выражены в виде повышенной биту-минозности гидрохимических образований, обусловливающих черную, темно-серую и темно-коричневую окраску пород. Трещиноватые и кавернозные гипсы и ангидриты, а также несолевые разности пород того же возраста насыщены жидкой нефтью; нефть густая, смолистая, сильноокисленная (Васильев, Мильничук, 1959; Соболев, I960).
Вертикальная миграция нефти и газа в пермскую соленосную толщу и вышележащие осадки из подсолевых палеозойских отложений девона и карбона показана в работах И.М.Губкина (1940 и др»), А.Л.Яншина (1962), А.А.Бакирова (l973) и других исследователей. В этой связи нефтегазопроявления, установленные в пределах девонских соляных структур, позволяют считать, что они связаны с зонами соответствующих крупных геохимических аномалий, обусловленных, вероятно, миграцией нефти и газа из межсолевых отложений карбона. Такие аномалии свойственны для большинства нефтяных и газовых месторождений, характеризующихся новейшей активностью соответствующих поднятий (рис. 21 ).
Из общности истории геологического развития Прикаспийской и Днепровско-Донецкой впадин следует и общность условий формирования зон нефтегазонакопления, что позволяет методом геологической аналогии (Буялов, Наливкин, 1979) интерполировать на северо-восточную, Прикаспийскую, часть бассейна данные глубокого бурения в ее северо-западнойтДнепровскс-Донецкой части. При этом на примере одной из двух вышеназванных площадей центральных районов Прикаспийской впадины - Сахарно-Лебяжинско-Круглой, в целях общей оценки перспектив добывающей промышленности бассейна, планирования объемов и очередности бурения поисково-разведочных скважин, а также расчета предполагаемой оценки запасов по категории C t в качестве эталона принимается однотипная по внутреннему строению Шебелинская палеозойская (девонская) соляная структура, в пределах которой многопластовые залежи нефти и газа приурочены к терригенным отложениям карбона - нижней перми. При однотипности их внутреннего строения, вещественного состава и эффективной нефтегазонасыщенной мощности продуктивной толщи, а также промыслово-геофизической характеристике разреза или что то же одинаковой плотности запасов на I км , сравниваемая струк р тура площадью до 2000 ки содержит извлекаемого газа (нефти) соответственно в несколько раз больше, чем эталонная, площадью до 250 км2. Вместе с тем, сравниваемые структуры Сахарно-Лебяжинско-Круглый и Челкар, характеризуются различным внутренним строением верхней, пермской, части гидрохимического комплекса осадков, что в два раза повышает вероятность установления крупных зон нефтегазонакопления.
Итак, в соответствии с выполненными построениями к перспективным участкам (землям) I категории отнесены зоны развития девонских соляных структур Челкар, Сахарно-Лебяжинско-Круглый по межсолевым отложениям терригенного карбона; ко П, по установлении нефтегазоносности первых - Индер, Баскунчак и Эльтон; к Ш - крылья тех же структур Челкар, Сахарно-Лебяжинско-Круглый и др, по надсолевым отложениям, где после определения конфигурации их склонов возможно выявление тектонически экранированных, а также литолого-стратиграфически экранированных залежей как на склонах поднятий первичной, докунгурский, генерации, рис,26
Таким образом, устанавливаются закономерности пространственного размещения зон нефтегазонакопления в центральных районах Прикаспийской впадины. Геоструктурные условия нефтегазоносности, возраст и вещественный состав продуктивных на нефть и газ толщ определяются межсолевыми отложениями терригенного карбона девонских соляных структур Челкар, Сахарно-Лебяжинско-Круглый и других, представленных одноименными докунгурскими поднятиями.
НАПРАВЛЕНИЕ ДАЛЬНЕЙШИХ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ Ж ГАЗ
В прибортовых участках. Прикаспийской впадины поиски подсоле-вой палеозойской нефти и газа направлены, в основном,на выявление структурных ловушек в шельфовых карбонатных отложениях,в особенности рифогенных образованиях (Грачевский, 1961,1976; Яншин и др. 1976,1977,1978; Ккрюхкн и др.,1978; Замаренов и др.,1979; Федоров 1979; Кирюхин, 1982,1983; Волок и др., 1983 и др.).
В центральных районах впадины выяснение геолого-структурных условий, возраста и вещественного состава потенциально нефтегазоносных толщ,определение закономерностей размещения зон нефтегазо-накопления, позволяет перейти от региональных геолого-геофизических исследований к поисковым.
В пределах выделенных докунгурских поднятий,представленных девонскими соляными структурами Челкар и Сзхэрно-Лебяжинско-Круглый рекомендуется проведение дальнейших,детальных,площадных геолого-геофизичзских исследований. Эти поднятия как зоны крупных геологических,геофизических и геохимических аномалий являются первоочередными объектами для комплексных геолого-геофизических исследований в целях подготовки их к глубокому разведочному бурению на нефть и газ. Итак, предлагаемое направление поисков нефти и газа в межсолевых отложениях карбона имеет ряд следующих преимуществ:
-сокращает площадь поисков нефти и газа на два порядка;
-большие размеры структур, площадью до 2000 км позволяет расчитывать на весьма крупные запасы нефти и газа;
-к межсолевым отложениям терригенного карбона,как и в Днеп-ровско-Донецкой впадине будут, очевидно,приурочены сводовые,многопластовые залежи нефти и газа;
-различия внутреннего строения верхней,пермской части гидрохимического комплекса осадков рассмотренных соляных структур, в два раза повышают вероятность установления крупных зон нефтега-зонакопления;
-нефтегазоносные толщи будут,очевидно,вскрыты на значительно меньших глубинах,чем ранее предполагалось;
-расположение выделенных площадей вдоль транспортной,а также водной артерии района-р.Урал,на трассах магистральных нефте-и газопроводов ускорит не только выявление,по и освоение потенциальных ресурсов нефти и газа этого района.
Таким образом,научно обосновано новое перспективное направление поисково-разведочных работ на нефть и газ в центральных раойнах Прикаспийской впадинш.
