Ли Юнхун
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук
|
содержание |
В верхнепалеозойских отложениях юго-востока Прикаспийской впадины широко развиты мощные высококачественные нефтегазоматеринские толщи (НГМТ) среднепозднего девона, являющиеся основным генерационным комплексом, в этой НГМТ установлено высокое содержание сапропелевого и гумусового органического вещества, способного генерировать жидкие и газовые УВ. Кроме того, в рассматриваемой территории развиты НГМТ ранне-среднего карбона и докунгурской нижней перми. Эти отложения находились в благоприятных палеогеотермических условиях, способствовавших преобразованию органического вещества в углеводороды. Можно предполагать, что нефтегазоносность изучаемой территории обусловлена реализацией генерационного потенциала палеозойские отложений.
Важное значение имеет преобладание процессов вертикальной миграции углеводородов, которые и обусловили продуктивность надсолевых отложений в юго-восточной части Прикаспийской впадины.
В подсолевом комплексе скопление углеводородов отмечает в отложениях широкого стратиграфического диапазона: от верхнедевонских до артинских отложений включительно. Выделены четыре регионально нефтегазоносных комплекса (НГК):
Отложения комплекса представлены терригенными и терригенно-карбонатными отложениями. Этот комплекс возможно является перспективно нефтегазоносным в рассматриваемой территории. Наибольшие его перспективы приурочены к Кашаган-Тенгизской зоне поднятий и к Гурьевскому своду.
Этот комплекс характеризуется сложным фациальным строением. Он представлен двумя типами: карбонатным и терригенным.
Карбонатный тип НГК установлен в Кашаган-Тенгизской зоне поднятий, и предполагается, что нижняя часть этого комплекса развивалась на Гурьевском и Биикжальском сводах. Мощность комплекса измеряется от 100-200 м в присводовой части Гурьевского свода и до 2400 м на юге Кашаган-Тенгизской зоны поднятий. Коллекторами нефти и газа являются карбонатные отложения. Промышленные притоки нефти и газа получены на месторождении Тенгиз из этого комплекса. Основной покрышкой для комплекса могут быть аргиллиты и глинистые известняки тульского горизонта, мощность которых достигает 100 м.
Терригенный тип этого комплекса развит в восточной части территории: от Южно-Эмбинского поднятия до структуры Биикжал. Коллекторами нефти и газа являются песчано-алевролитовые породы. Покрышками служат глины и аргиллиты. Непромышленные притоки нефти и битума из нижней части комплекса (верхнедевонских отложений) получены на структуре Жанасу. Из верхней части комплекса (нижнекаменноугольных отложений) притоки нефти и газа получены на месторождении Тортай и на площади Юго-Западное Улькентобе.
Отложения этого комплекса характеризуются широким развитием карбонатных пород. Мощность комплекса характеризуется значительной изменчивостью, обусловленной размывами.
Вдоль северо-западного склона Южно-Эмбинского поднятия в этом комплексе протягивается полоса протяженностью 110 км и шириной в 16-20 км, где мощность его достигает 1500 м, и в современном плане образует карбонатный уступ. Далее на северо-запад в Южно-Эмбинской моноклинали мощность комплекса резко уменьшается. На северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия продуктивность среднекаменноугольных отложений установлена на месторождениях Равнинная и Тортай.
В Кашаган-Тенгизской зоне поднятий мощность комплекса с юга на север уменьшается, что связано с увеличением амплитуды размыва верхней части комплекса в северном направлении. На Тенгизском поднятии на нижнебашкирских отложениях с резким стратиграфическим несогласием залегают верхнеартинские отложения. В предартинское время карбонатные органогенные постройки ранне - и среднекаменноугольного возраста подвергались эрозии, в результате выщелачивания образовались высококачественные коллекторы. В Кашаган-Тенгизской зоне поднятий пористость рифовых известняков достигает 20% и более, проницаемость достигает 300 мД. В породах комплекса заключены уникальные скопление УВ на месторождениях Тенгиз, Королевское, Кашаган, Кайран, Актоте, непромышленные притоки УВ получены на структурах Тажигали и Пустынная.
Среднефранско-средневизейский и верхневизейско-башкирский карбонатные нефтегазоносные комплексы в Тенгизском месторождении представлены гидродинамическим единым среднефранско-башкирским карбонатным суперкомплексом.
Этот комплекс представлен двумя типами пород: терригенно-карбонатным и терригенным.
Терригенно-карбонатный тип НГК развит в Маткен-Елемесской зоне и в Кашаган-Тенгизской зоне поднятий, в последней полосе только присутствует верхняя часть артинского яруса. Этот комплекс сложен чередованием глинистых кремнистых известняков, аргиллитов и алевролитов. Характерной особенностью НГК является резкая изменчивость мощности. Из этого комплекса получены притоки нефти и газа на месторождениях Тенгиз.
Терригенный тип НГК развит в восточной части исследуемой территории. Комплекс сложен неравномерно переслаивающимися песчано-алевролитовыми, грубообломочными и глинистыми породами. Характерной особенностью является изменчивость мощности и литологического состава. Мощность комплекса закономерно изменяется от 0-50 м на Южно-Эмбинском поднятии до 1.2-1.4 км на его северо-западном склоне и затем уменьшается до 200-300 м в сторону Биикжальского свода. Притоки нефти и газа получены на структурах Елемес, Маткен, Шолькара и др.
Характерной особенностью надсолевых комплексов является наличие четно выраженных региональных поверхностей несогласия. К важнейшим его особенностям относится также отсутствие в нем региональных флюидоупоров и возросшая роль в контроле нефтегазоносности зональных и локальных покрышек, представленных в основном глинистыми породами.
В пределах надсолевого мегакомплекса юго-восточной части Прикаспийской впадины в основном выделяются верхнепермско-триасовой и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы. Триасовые и верхнепермские коллекторы обладают, как правило, удовлетворительными емкостными и фильтрационными свойствами. Пористость коллекторов составляет 20-32%; проницаемость достигает 1000 мД. В верхнепермско-триасовом комплексе открыты месторождения Макат, Сагиз, Кулсары и др. Самые высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы - это песчаные пласты средней юры и мела. Пористость коллекторов достигает 40%, проницаемость 2600 мД. С юрско-меловым комплексом связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого комплекса.
Длительность и многостадийность процесса генерации УВ обусловили несколько этапов формирования промышленных скоплений УВ. Основным этапом их образования в пределах рассматриваемой территории являлись кунгурское время с мощным соленакоплением и послекунгурское время с накоплением мощных моласс.
Прикаспийская впадина относится к типу перикратонных бассейнов, заложенных на древней платформе. О.К. Баженова и др. (2004) относят его к классу перикратонно-орогенных с учетом его герцинского складчатого обрамления. Как выше изложение, в разрезе Прикаспийской впадины, в том числе и в исследуемом районе выделяются два основных крупных нефтегазоносных комплекса: подсолевой и надсолевой. Верхний комплекс изучен достаточно хорошо, особенно в исследуемом районе. В подсолевом комплексе относительно хорошо изучена только верхняя преимущественно известняковая часть карбона и нижней перми, в меньшей степени карбонатная толща девона. По особенности геологического строения и нефтегазоносности в пределах юго-восточной нефтегазоносной области в подсолевом комплексе выделены Кашаган-Тенгизский, Маткен-Елемесский, Ушмолинский, Южно-Эмбинский нефтегазоносные районы, а также Гурьевско-Биикжальский прогнозируемый нефтегазоносный район (рис. 3). В надсолевых отложениях юго-восточной части Прикаспийской впадины вскрыто почти 71 месторождение нефти и газа, заключено большое количество месторождений по запасу средних и мелких, распространение их по разрезу и площади широкое. В надсолевых отложениях в рассматриваемой территории выделяется Каратон-Тенгизский, Южно-Эмбинский и Сагизский НГР, последние два нефтегазоносных районы разделяются примерно рекой Эмбы.
| 
