20.02.2015
Перспективы нефтегазоносности северной части Южно-Торгайского бассейна
Д.А. Жумуков,
магистрант кафедры ГНГ
Каспийского общественного университета
Аннотация
Южно-Торгайский нефтегазоносный бассейн, северной окраиной которого является Жиланшикский прогиб, расположен на стыке трех крупных областей Казахстана - Шымкентской, Жезказганской и Кзыл-Ординской, обладающих высоким экономическим потенциалом, где сосредоточены важнейшие энергоемкие отрасли тяжелой промышленности: горнодобывающая, перерабатывающая и химическая.
Ключевые слова: нефтегазоносный бассейн, скважина, нефтегазоносность, газонефтяной, геофизика, нефть, сейсморазведка.
Аңдатпа
Солтүстік шетінен Жыланшық иіліс болып табылған, Оңтүстік-Торғай мұнай-газ алабы, Қазақстанның үш ірі Шымкент, Жезказган, Кзыл-Орда облыстарының торықан жерінде орналастырған, ең маңызды энергия сыйымды салалары жұмылдырған биік экономикалық әлует и болатын және химия қайта өндейтін тау-кен өндіруші.
Tүйінді сөздер: мұнайлы-газды су алыбы, ұңғыма, мұнайлы-газды, геофизика, мұнай, сейсмо барлау.
Annotation
The Southern Torgay oil and gas bearing basin, northern outskirts of which is the Zhilanshikskiy trough, is situated at the joint of three large oblasts of Kazakhstan - Shymkent, Zhezkazgan and Kyzylorda oblasts that are of high economic potential with located major energy-consuming branches of heavy industry: mining, processing and chemical.
Key words: oil and gas basin, well, oil and gas, gas-oil, geophysics, petroleum, seismic.
Решению энергетической проблемы Южного Казахстана в определенной мере способствовало открытие данного нефтегазоносного бассейна, история которого началась с открытия нефтегазового месторождения Кумколь.
Южно-Торгайский нефтегазоносный бассейн, северной окраиной которого является Жиланшикский прогиб, расположен на стыке трех крупных областей Казахстана - Шымкентской, Жезказганской и Кзыл-Ординской, обладающих высоким экономическим потенциалом, где сосредоточены важнейшие энергоемкие отрасли тяжелой промышленности: горнодобывающая, перерабатывающая и химическая. Вместе с тем он лишен местных источников энергетического сырья. Решению энергетической проблемы Южного Казахстана в определенной мере способствовало открытие данного нефтегазоносного бассейна, история которого началась с открытия нефтегазового месторождения Кумколь.
В феврале 1984 г. в скважине 1-Г, пробуренной в сводовой части структуры Кумколь, расположенной в Арыскумском прогибе Южно-Topгайского бассейна, из песчаников нижнего неокома был получен фонтан нефти, возвестивший открытие нового нефтегазоносного бассейна на юге Казахстана. Это открытие является следствием многолетних целеустремленных систематических геолого-геофизических работ, выполнявшихся производственными организациями Минэнерго Республики Казахстан в тесном контакте с научно-исследовательскими организациями Национальной Академии Наук Республики Казахстан (ИГН им. К.И. Сатпаева) [2].
С этого времени к Южному Торгаю приковано внимание многих организаций как производственных, так и научно-исследовательских.
Сравнительно несложное, в первом приближении, геологическое строение региона, позволило форсировано провести комплекс поисково-разведочных работ на Кумкольской структуре, подсчитать извлекаемые запасы и ввести её в строй действующих газонефтяных месторождений Республики.
Геофизическими исследованиями, проведенными Турланской и Илийской геофизическими экспедициями, кроме Кум-коля были выявлены новые структуры как в пределах Арыскумского прогиба (Арыскум, Бектас, Майбулак, Коныс, Аксай, Акша-булак, Нуралы, Ащисай, Арысское), с которыми связаны месторождения нефти и газа, относящиеся по запасам к мелким и средним, так и в Жиланшикском прогибе (Сазымбай, Черкитау, Кулагак и др.) [3].
За относительно короткий отрезок времени по Южному Торгаю накоплен большой объем геолого-геофизического и промыслового материала, анализ и обобщение которого позволяет более обоснованно и определять важнейшие направления поисково-разведочных работ. В то же время информация, полученная в результате бурения параметрических скважин в Бозшакольской, Арыскумской, Сарыланской, Бозингенской и Акшабулакской грабен-синклиналях показывает, что глубины залегания фундамента в названных структурах значительно расходятся с данными сейсморазведки в сторону увеличения общей мощности юрских отложений, предопределяющей поиск новых подходов к оценке генерационных возможностей нефтегазоматеринских толщ. Продолжение начатых в ИГН им. К.И. Сатпаева геохимических исследований подтверждают ранее высказанное предположение о роли отдельных грабен-синклиналей как автономных местных очагов нефтегазообразования, динамика развития которых в условиях аномального геотермического режима недр обеспечила генерацию и миграцию углеводородов с концентрацией последних в известных месторождениях. В генетическом плане отдельные грабен-синклинали, представляют собой природные геохимические лаборатории, геологическая история которых, выявленная в ходе палеотектонического и палеогеографического анализа, убедительно доказывает научную правомерность осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа.
Нефтегазоносность Арыскумского прогиба стала общеизвестной, чего нельзя сказать о Жиланшикском прогибе Южно-Торгайского нефтегазоносного бассейна [4].
Район исследований охватывает территорию Жиланшикского прогиба, представляющего собой северную часть Южно-Торгайского бассейна и северную окраину Мынбулакской седловины, служащей границей его раздела с Арыскумским прогибом.
Наиболее благоприятные геологические и термобарогеохимические условия генерации углеводородов и формирования месторождений углеводородов существовали в Арыскумском прогибе. Нижне-средне-юрские озерно-болотные и аллювиальные отложения грабен-синклиналей (рифтов) здесь длительное время находилось в «главной зоне нефтеобразования», а нижние горизонты достигли «главной зоны газообразования», поэтому они, вероятнее всего, полностью реализовали свой нефтегазо-генерационный потенциал. Интенсивные процессы генерации нефти здесь начались уже в начале раннемелового и продолжается поныне. В юрских отложениях Жиланшикского прогиба преобладают аллювиальные отложения. Кроме того, интенсивность прогибаний его территории в целом примерно в 1,5 раза ниже, чем Арыскумского прогиба. В поздней юре здесь прогибание практически прекратилось и верхнеюрские и нижненеокомские отложения не накапливались (за исключением мелких мульд).
Верхненеокомские глинистые отложения распространены, в основном, над грабен-синклиналями, т.е. важная региональная покрышка в виде сплошного покрова в Жиланшикском прогибе отсутствует. По расчетам формирование нефти здесь началось в верхнем мелу, а «главная фаза нефтеобразования» приходится на палеоген. Все эти факторы не позволяют отнести Жиланшикский прогиб к высокоперспективным территориям, и приходится его квалифицировать, в основном, как перспективный [1].
Домезозойские отложения в пределах Жиланшикского прогиба дислоцированы и «раскрыты», поэтому они не могут представлять большого нефтегазопоискового интереса. Наличие отдельных верхнепалеозойских мульд не меняет оценки их перспективности как средняя или с невыясненными перспективами. В северной части прогиба, как показано выше, отражающие горизонты доюрских отложений связаны с толщей верхнего палеозоя. Однако отдельными исследователями они стратифицируются как нижнепалеозойские и частично интерпретируются как тектонические срывы.
В этой связи основные перспективы нефтегазоносности Жиланшикского прогиба связываются главным образом с юрскими и нижнемеловыми отложениями.
В Жиланшикском районе лишь на 5 структурах пробурено ограниченное число глубоких поисковых скважин - это Сазымбайская в Бозшакольской грабен-синклинали, Кулагак, Узынчик, Атанбас в Кулагакской и Шеркитау в Шеркитауской грабен-синклинали. Нефтегазопроявлений и притоков нефти и газа в этих скважинах не отмечено. Установлено отсутствие верхнеюрских и нижненеокомских отложений, т.е. региональной покрышки и сравнительно выдержанных коллекторских горизонтов. Органическое вещество юрских отложений имеет здесь преимущественно гумусовый характер и не прошло «главной фазы нефтеобразования». Процессы нефтеобразования здесь начались позднее в палеогене, поэтому «главной фазы нефтеобразования» из-за короткости времени прогрева и меньших температур, они не достигли [5].
Как видно из приведенных ранее рисунков наступление интенсивных процессов генерации нефти возможно только при погружении нефтематеринских толщ на глубины порядка 1900-2000 м и при температурах более 80º.
Из всех грабен-синклиналей Жиланшикского прогиба этим условиям по имеющимся данным отвечают четыре (т.е. глубины подошвы юры от 3 до 5 км): Шеркитауская, Кулагакская, Бозшакольская и Шопты-кульская. В первых двух отработана достаточная сеть поисковых профилей МОГТ, подготовлены и разбурены с отрицательными результатами 4 антиклинали (Шеркитау, Кулагак, Узынчик, Атанбас). В наиболее крупной и глубокой Бозшакольской грабен-синклинали поисковые работы МОВ выполнены в конце 60-х - начале 70-х годов прошлого века. На изученной сейсморазведкой МОВ структуре Сазымбай скважина 2-П пробурена как поисковая, а скважина 1-П была пробурена со стратиграфическими целями. Площадь Бозшакольской грабен-синклинали около 1500 км2, на площади более 500 км2 юрские отложения погружены на глубины от 3 до 5 км и содержат до десяти угольных пропластков. Здесь, как отмечалось ранее, в нижнемеловых песчаниках с кв. 23-С, пробуренной на восточном борту Бозшакольской грабен-синклинали отмечены признаки углеводородов в виде запаха и следов нефти в образцах керна. Строение и морфологические особенности структуры Сазымбай из-за недостаточной надежности метода МОВ не может считаться достоверной. В связи с этим представляется целесообразным изучить Бозшакольскую грабен-синклиналь детальной сейсморазведкой МОГТ. На региональных разрезах МОГТ как по ее периферии, так и в центре отмечаются четкие перегибы слоев, в том числе связанные с разломами. В связи с этим здесь возможно выявление и подготовка структур как во внутренних, так и в прибортовых ее частях. На одной-двух из подготовленных структур в дальнейшем, вероятно, необходимо пробурить поисковые скважины. Минимальный рекомендуемый объем сейсмических профилей с учетом связующих составит около 700 км. Прогнозные запасы одного месторождения 5-7 млн. т, а всей грабен-синклинали до 15-20 млн. т условного топлива [6].
Аналогичными характеристиками обладает и Шоптыкольская грабен-синклиналь, размеры ее 50×10-15 км с глубиной залегания подошвы юры до 4000 м и более. Здесь отработаны профили МОГТ через 5-7 км. Рекомендуется довести эту сеть до поисковой (через 3-4 км), для этого необходимо отработать 250 км сейсмопрофилей и предусмотреть бурение одной поисковой скважины глубиной порядка 2500 м. При положительных результатах на этих площадях вероятно возникнет необходимость в опоисковании смежных, недостаточно изученных, грабен-синклиналей Жанакуральской, Баймуратской, Ащикольской, Жаман-Аккольской и др. Следует при этом иметь ввиду, что в скважине 1-К Кызбельская с глубины 1480 м получен приток воды с дебитом 65 м3/сутки, с минерализацией 53,2 г/л и высокой температурой 71,2º, т.е. температурный градиент составляет 3,6º на 100 м. Такой градиент может обеспечить подъем «нефтяного окна» с 2 км, принятых при вышеприведенных расчетах до 1500 м, в результате возрастает объем нефтегазоматеринских пород.
В рассматриваемом районе признаки нефти установлены в апт-альбских песчаниках скважины 23-С, пройденной на восточном борту Бозшакольской грабен-синклинали. Апт-альбские песчано-алевролитовые породы имеют пористость 6,6-36,2%, а проницаемость 0,12-5694 мД. Признаки нефти в апт-альбе установлены в зоне отсутствия региональной экранирующей толщи неокома, что указывает на миграцию углеводородов из нижне-среднеюрских отложений, залегающих в центральных частях Бозшакольской грабен-синклинали.
В Кулагакской грабен-синклинали встречены черные глинистые сланцы с содержанием Сорг. до 11%. В северных грабен-синклиналях при поисках бурого угля были отмечены довольно интенсивные (7-30 тыс. м3/сутки) азотного газа (Жаныспайская грабен-синклиналь). В связи с этим площадь Кулагакской грабен-синклинали требует изучения детальной сейсморазведкой МОГТ, по результатам которой необходимо заложение глубоких поисковых в пределах ее пологого юго-восточного борта. В Жиланшикском прогибе предполагается широкое развитие ловушек неантиклинального типа, по аналогии с Арыскумским прогибом, представляющие собой прекрасные резервуары для формирования залежей углеводородов [7].
ЛИТЕРАТУРА
1. Атлас литолого-палеогеографических, структурных, палинспастических и геоэкологических карт Центральной Евразии. Алматы, 2002.
2. Бекмагамбетов Б.И., Рылов Ю.И., Якубовский В.И. Перспективы нефтеносности верхнего девона-нижнего карбона Торгайского прогиба // Геология и охрана недр. 2002, № 1, с. 9-15.
3. Бувалкин А.К., Котова Л.И. Геология, угленосность и нефтегазоносность нижнемезозойских отложений Торгайского прогиба. Алматы, 2001.
4. Быкадоров В.А., Федоренко О.А., Ужкенов Б.С. Палеогеографические аспекты формирования палеозойских нефтегазоносных бассейнов Казахстана и смежных районов // Геология и охрана недр. 2004, № 1, с. 4-12.
5. Геологическая карта СССР. Лист М-41-XXII. Масштаб 1:200 000/Автор Нахтигаль В.Ю., М., Недра, 1981.
6. Геология и полезные ископаемые юго-востока Тургайского прогиба и Северного Улы-тау. /Абдулин А.А., Цирельсон Б.С., Волож Ю.А. - Алма-Ата, Наука, 1984.
7. Захаров А.М. Структурно-формационная зональность фундамента западной части Тургайского прогиба / Изв. АН Казахской ССР, Сер. Геол. 1977, № 1, с. 13-21.
