Особенности геологического строения месторождения Доссор

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Содержание

Введение

1. Теория органического происхождения нефти и газа

2. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия образования

3. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия

4. Особенности геологического строения месторождения Доссор

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Геология нефти и газа (геология углеводородов, нефтегазовая геология) -- прикладной раздел геологии, изучающий образования и скопления углеводородов в недрах земли, с целью научно обоснованного прогноза нахождения залежей нефти и газа, выбора рационального комплекса методов их поиска, разведки, подсчета запасов и оптимального режима разработки.

Задачи геологии нефти и газа: изучение вещественного состава углеводородов и вмещающих их пород (геохимия нефти и газа), сопутствующих им вод, форм залегания в недрах земли, условий формирования и разрушения, закономерностей пространственно-временного размещения залежей и месторождений нефти и газа, их генезиса.

Главным объектом изучения геологии нефти и газа являются образования и скопления углеводородов и определения их народнохозяйственного значения и рационального использования недр. Из этого определения видно, что нефтегазопромысловая геология подходит к изучению месторождений и залежей углеводородов с двух точек зрения.

Во-первых, залежи углеводородов изучаются в статическом состоянии как природные геологические объекты. Целями такого изучения являются технико-экономические обоснование ценности залежи, получение необходимой геолого-промысловой информации для проектирования разработки и геологического обоснования системы и показателей будущей разработки.

Во-вторых, залежи углеводородов изучаются в динамическом состоянии, так как в них при эксплуатации происходят процессы движения нефти, газа и воды к забоям добывающих и от забоев нагнетательных скважин. Особенности динамики этих процессов обусловливаются естественными геологическими свойствами залежи и характеристиками запроектированной системы разработки. Другими словами, залежь нефти и газа, введенная в разработку, представляет собой неразрывное целое, состоящее уже их двух компонентов: геологической (сама залежь) и технической (система разработки). Это целое называют геолого-техническим комплексом (ГТК). Изучение залежей нефти, газа и газоконденсата требует проведения комплекса специальных наблюдений и научных исследований в процессе подготовки залежей к разработке и при реализации утвержденных схем или проектов разработки. Определение направлений различных работ и исследований, выбор методов анализа и обобщений информации, соответствующих целям и задачам работ, имеют огромное значение для получения наиболее достоверных представлений о залежах и протекающих в них процессах, а следовательно, и для повышения эффективности разработки. При подходе к залежи как к статическому геологическому объекту используется информация, поступающая в результате разведки, а также при разбуривании залежи по запроектированной эксплуатационной сети скважин.

Таким образом, значение нефтегазопромысловой геологии состоит в обобщении и анализе всесторонней информации о месторождениях и залежах нефти и газа как объектах народнохозяйственной деятельности с целью геологического обоснования наиболее эффективных способов организации этой деятельности, обеспечения рационального использования и охраны недр и окружающей среды. В данной работе рассмотрены некоторые вопросы, затрагивающие происхождение нефти и газа, способы скопления и некоторые конкретные участки и месторождения Казахстана.

1. Теория органического происхождения нефти и газа

На протяжении уже более века проблема генезиса нефти является объектом незатухающих споров ученых и практиков. Значение этой проблемы очень точно определил И. М. Губкин в книге 'Учение о нефти":

«Верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только научно-теоретический интерес, но и первостепенное практическое значение. Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых возникает нефть, мы будем знать, каким образом в земной коре образуются ее залежи, будем знакомы со всеми структурными формами и литологическими особенностями пластов, благоприятными для скопления нефти, и получим по всей совокупности этих данных надежные указания, в каких местах нам искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку».

Происхождение нефти и газа по существу служит научной основой производства всего поисково-разведочного процесса, обеспечивающего запасами планируемые уровни добычи углеводородного сырья.

Существуют два принципиально различных подхода к решению этой проблемы: одна концепция исходит из того, что исходным материалом для образования промышленных скоплений углеводородов (УВ) является органическое вещество (ОВ) биосферы (теория биогенного или органического происхождения), другая предполагает неорганическое (абиогенное) их происхождение. Признание той или иной концепции определяет различные направления, территории и глубины поисковых работ, разные методы и конечные оценки мировых и региональных потенциальных ресурсов углеводородов. Но и среди сторонников каждой из этих теоретических концепций не существует единства взглядов на процессы преобразования исходного материала в нефть и газ.

Геологический материал, накопленный за более чем вековую историю промышленного освоения углеводородных ресурсов, а также широкий спектр геохимических лабораторных исследований для подавляющего большинства специалистов научных и производственных организаций служат убедительным доказательством биогенного происхождения нефти и углеводородных газов.

Биогенная теория образования нефти и газа

Начало целенаправленной разработки идеи об органическом происхождении нефти было положено более двухсот лет назад М. В. Ломоносовым, предложившим гипотезу об образовании нефти в результате подземной перегонки содержащегося в породах органического вещества (уголь, торф).

Отдельные аспекты современной теории биогенного генезиса нефти и газа формируются в трудах отечественных (Н.И. Андрусов, АД. Архангельский, Н. Д. Зелинский, В. И. Вернадский, И. М. Губкин, ГЛ. Михайловский) и зарубежных (Ф. Ван-Тайл, Г. Гефер, Г. Потонье, П. Траск, Д. Хант, К. Энглер и др.) ученых в конце прошлого и в начале текущего столетия. Однако биогенная концепция как целостная теория происхождения нефти и газа сформулирована И. М. Губкиным в его работе «Учение о нефти» (1932 г.). При этом следует подчеркнуть, что он рассматривал эту проблему не изолированно, как самостоятельное явление, а комплексно, в совокупности со всеми естественно-историческими процессами Земли, являющимися составными частями геологической формы движения материи.

Не менее важную роль в формировании и понимании теории происхождения углеводородов сыграли труды выдающегося ученого В. И. Вернадского — основоположника геохимии и в частности основ биогеохимии нефти, разработавшего геохимическую систему взаимодействия углерода с живым веществом биосферы. Эту систему В. И. Вернадский назвал жизненным циклом углерода (рис. 1).

Рисунок 1 — Схема геохимической взаимосвязи между соединениями углерода и живым веществом биосферы (по В.И. Вернадскому)

Последующие исследования советских и зарубежных ученых (А.А. Ализаде, А. А. Бакиров, Н. Б. Вассоевич, М. Ф. Мирчинк, А. Ле-ворсен, В. Линк, А. А. Трофимук, В. А. Успенский, Д. Хант, Б. Тиссо и др.) развивались в направлении изучения геологических условий размещения скоплений углеводородов в земной коре, геологических и геохимических условий образования нефтегазоматеринских и нефте-газопродуцирующих отложений и физико-химических процессов преобразования органического вещества в углеводороды, миграции углеводородов в коллекторы и формирования их залежей и т. д.

Основными предпосылками биогенной теории происхождения нефти и газа служат приуроченность почти всего объема промышленных скоплений углеводородов (99,9%) к осадочным образованиям, сосредоточение наибольших ресурсов углеводородов в отложениях геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы (отмечается параллелизм в образовании и накоплении углей, горючих сланцев и нефти); наличие скоплений углеводородов в замкнутых линзах песчаников, прибрежных барах древних палеоморей и палеорусел рек, заключенных в мощной толще непроницаемых глин; установление процессов преобразования органического вещества в углеводороды нефтяного типа в осадках (илах) современных морей и океанов; сходство изотопного состава серы, содержащейся в нефти, и битумной составляющей органического вещества вмещающих пород; наличие в составе нефтей различных химических соединений (азотистых, кислородных, сернистых) биогенного происхождения и сходство изотопного состава углерода нефти и органического вещества. Существенным моментом является сходство изотопных составов углерода и серы, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород, в то время как изотопные составы этих элементов в разных литолого-стратиграфических комплексах даже в пределах одного региона неодинаковы. Это свидетельствует о различных источниках образования углеводородов в данном регионе. Существует также еще ряд геохимических данных, подтверждающих биогенные источники образования нефти и газа. Процесс образования нефти и газа и формирования их скоплений — залежей, проходит несколько стадий, каждой из которых свойственны определенные палеогеологические, палеогеофизические, палеогеохимические и палеогидрогеологические условия, характеризующие развитие данного региона и земной коры в целом.

В зависимости от условий, в которых накапливается органическое вещество — в основном остатки простейших животных и растительных организмов, происходит его преобразование в сторону формирования ископаемых углей, нефти или газа. Причем из исходного органического вещества сапропелевого типа при прочих благоприятных условиях образуются главным образом нефть и углеводородный газ, из органического вещества гумусового типа генерируется преимущественно газ.

К сапропелевому органическому веществу относятся продукты распада планктона с высоким содержанием липоидов, накапливающегося в морских и озерных илах при преобладании восстановительных или слабо восстановительных условий, к гумусовому — продукты распада целлюлозы и танинов, входящих в состав растительных организмов, в окислительной обстановке, но при ограниченном доступе кислорода.

Неизменным условием образования нефти и углеводородных газов является накопление органического вещества в субаквальной среде с восстановительной анаэробной обстановкой на фоне преимущественного прогибания бассейна седиментации.

Как отмечает Д. Хант (1979 г.), некоторые углеводороды, содержащиеся в нефти, попали в нее из живых организмов в малоизмененном виде, большинство же углеводородов претерпели значительные изменения, и в конечном счете углеводороды нефти в целом намного сложнее по строению, чем таковые в исходном органическом веществе.

Таким образом, современное представление о биогенной теории происхождения нефти и газа сводится к следующему (табл. 1. 1).

Таблица 1. 1

Стадия преобразования ОВ в УВ

Геологические условия среды нахождения ОВ и УВ

Источник энергии преобразования ОВ и УВ

Состояние ОВ и УВ, формы нахождения последних

Накопление ОВ

Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой; застойный палеогидрогеологический режим; пониженная сульфатность; накопление и захоронение ОВ в процессе осадконакопления

Геостатическое давление (уплотнение пород); биохимическое воздействие микроорганизмов и ферментов; каталитическое воздействие минералов; нисходящие тектонические движения (устойчивое прогибание)

Исходное ОВ осадков в диффузно-рассеянном состоянии

Генерация УВ

Породы различного состава, содержащие потенциально нефтегазоматеринские толщи; анаэробная геохимическая среда; застойный палеогидрогеологический режим

Геостатическое давление (устойчивое интенсивное прогибание); повышенный тепловой поток; внутренняя химическая энергия ОВ, связанная с его молекулярной перестройкой в УВ нефтяного ряда; радиоактивные минералы вмещающих пород

УВ нефтяного ряда на стадии диагенеза и катагенеза осадков в рассеянном состоянии

Миграция УВ

Породы различного состава, обладающее повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда

Тектонические движения, проявляющиеся в различных формах; повышенный тепловой поток; гравитационные силы, обусловливающие перемещение УВ; геодинамическое давление; гидродинамические процессы, обусловливающие движение флюидов в латеральном и вертикальном направлениях; электрокинетические силы; капиллярные силы, приводящие к вытеснению УВ водой из мелких пор в крупные; молекулярные силы, приводящие к диффузии нефти и газа через горные породы; кристаллизация и перекристаллизация пород-коллекторов

УВ в свободном

и водогазораст-

воренном состоянии

Аккумуляция УВ

Наличие пород-коллекторов, обладающих повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие пород-флюидоупоров (покрышек) над коллекторами; наличие региональных и локальных ловушек, благоприятных для аккумуляции УВ

Тектонические движения, способствующие аккумуляции; повышенный тепловой поток; гидродинамические силы; гравитационные силы; молекулярные силы, обусловливающие диффузию УВ; капиллярные силы

Скопления УВ

Консервация УВ

Налчие пород-коллекторов, обладающих повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие пород-флюидоупоров (покрышек) над коллекторами; их герметичность; нахождение скоплений УВ вне зоны аэрации; сохранение замкнутости структурных ловушек после формирования скоплений; сохранение благоприятного регионального наклона слоев

Развитие преимущественно движений прогибания; термодинамическая энергия; благоприятные для консервации термодинамические факторы (повышенные давление и температура)

Скопления УВ

Разрушение

или перераспределение

УВ

Попадание скоплений УВ в зоны аэрации; раскрытие ловушек; тектоническая нарушенность пород; фильтрация УВ из ловушек по тектоническим нарушениям; прорывы УВ через покрышку; перенос УВ движущейся водой; растворение, окисление и разложение УВ

Движение пластовых и трещинных вод в зонах активного водообмена; тектонические движения (преимущественно восходящие формы); химическая энергия; процессы окисления УВ сульфатными водами; биохимическая энергия; процессы разложения УВ микроорганизмами, молекулярные силы, обусловливающие диффузию УВ

УВ в рассеянном состоянии либо новые скопления УВ

Углеводороды органического вещества, накапливающегося в осадках в диффузно-рассеянном состоянии, и само органическое вещество испытывают на первой стадии действие главным образом биохимических процессов и микроорганизмов. По мере погружения осадков, с усиле нием действия внутренней химической энергии ОВ и все возрастающего теплового потока земных недр процесс генерации УВ активизируется и они эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы (вторая стадия). Под влиянием различных внутренних и внешних источников энергии углеводороды в свободном или растворенном состоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам (третья стадия), заполняя ловушки и образуя залежи (четвертая стадия). В зависимости от характера проявления дальнейших тектонических движений и других геологических процессов эти залежи консервируются (пятая стадия) или разрушаются (шестая стадия), рассеиваясь в литосфере или атмосфере. Так завершается полный цикл естественно-исторического процесса генерации, аккумуляции и разрушения скоплений углеводородов, который является частью жизненного цикла углерода В. И. Вернадского.

2. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия образования

В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохопроницаемые породы. И. О. Брод предложил называть природными резервуарами естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми породами.

Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон.

Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями; часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их неоднородными по строению как в вертикальном направлении, так и в горизонтальном.

Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава (рис. 2, а). Они бывают сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный природный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы (рис. 2, б), представляющие Особой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.

Рисунок 2 — Массивные природные резервуары, связанные с толщей пластов песчаников (а) и с рифом (б);

1-песчаники; 2 — глины; 3 — известняки; 4 — соль

Природные резервуары, литологически ограниченные, практически со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород. Как правило, большая часть природного резервуара заполнена водой. Это связано с тем, что-либо породы природного резервуара первично насыщены седиментациоиными, или, как их еще называют, элизионными («элизио» — выжимание), водами, либо в их поровое пространство внедрились атмосферные, т. е. инфильтрационные воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде являются более поздними образованиями.

Рисунок 3- Схемы возможных перемещений и экранирования нефти (или газа) в природном резервуаре:

а — в случае литологического экрана; б — в антиклинально изогнутом пласте. 1 — часть природного резервуара, в котором нефть (или газ) экранируется

Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора). Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору происходит только в том случае, если кровля пласта наклонена к горизонту.

Тогда нефть и газ перемещаются преимущественно вверх по наклонному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на их пути встречается препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то в этой части природного резервуара, перед препятствием, образуется скопление нефти и газа.

Как видно на рис. 3, нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместиться в точку Л, но не может переместиться из точки Л в точку А (или Б). В точке Л нефть (или газ) будет задерживаться (экранироваться), т. е. будет находиться в состоянии относительного покоя. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление, называется ловушкой. Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологическом природных резервуарах показаны на рис. 4.

Рисунок 4 — Ловушки нефти и газа в пластовых (А, Б, Г), массивных (Е, Ж) и лито-логических , Д) природных резервуарах.

Породы: 1 — терригенные; 2 — хемогенные; 3 — карбонатные; 4 — ловушки; 5 — поверхность стратиграфического несогласия

В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (пластов) (рис. 4, Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (рис. 4, Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа (рис. 4,5).

Как видно из рис. 4, объем ловушки Е контролируется не перекрывающим ее пластом ангидритов, а вышележащими глинами. В данном случае ангидриты выполняют роль ложной покрышки: они не могут содержать промышленных скоплений углеводородов (ввиду незначительной емкости), но способны пропускать их (так как в ангидритах имеется система трещин). Ложные покрышки («полупокрышки») впервые описал Б. В. Филиппов (1963 г.).

По происхождению различают следующие ловушки:

структурные -- образованные в результате изгиба слоев (рис. 4, Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности;

стратиграфические (рис. 4, А) — сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;

литологические — образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (рис. 4, В, Д);

рифогенные — сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 4, Ж) и последующего его перекрытая непроницаемыми породами.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и литологических) приходится немного более 20%.

Связь нефти и газа с антиклинальными структурами была установлена еще в XIX в. Г. В. Абихом, Г. А. Романовским, А. Уайтом и др. Тогда же была сформулирована антиклинальная теория залегания нефти.

3. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия

Провинция охватывает территорию одной из крупнейших низменностей мира площадью более 500 тыс. км2. Она соответствует глубокой впадине — мегасинеклизе, занимающей юго-восточную, наиболее погруженную часть Русской платформы. Мощность осадочного чехла до 22 км.

Прикаспийский осадочный бассейн связан с одноименной впадиной изометричной формы общей площадью более 600 тыс. км2, из которых около 500 тыс. км2 относится к Казахстану, а остальная — к Российской Федерации.

Основная площадь бассейна расположена на суше, но его южная часть охватывает северную мелководную зону Каспийского моря преимущественно в Казахстанском секторе. Границами впадины является система крупнейших концентрических глубинных разломов и сопутствующих им разнопорядковых структурных элементов, в том числе надвигового типа, четко прослеживаемых на востоке, юге и юго-востоке впадины. Глубинные разломы фиксируются преимущественно в кристаллическом фундаменте и нижних ярусах осадочного чехла, отражаясь, а перекрывающих толщах верхнего палеозоя в виде различного рода уступов, как карбонатных, так и терригенных. Первые развиты главным образом на севере и востоке впадины, а вторые — на юго-востоке.

Рисунок 5 — Прикаспийский осадочный бассейн

Разрез осадочного чехла можно подразделить на четыре мегакомплекса, это: додевонский, девонско-нижнепермский (докунгурский), кунгурско-казанский и мезозой-кайнозойский.

Первые два мегакомплекса образуют подсолевую часть разреза докунгурского палеозоя, которая характеризуется развитием резервуаров различного типа в карбонатных и терригенных породах, а также зональными и локальными флюидоупорами. Наиболее крупные (гигантские) резервуары связаны с карбонатными породами главным образом каменноугольного возраста в пределах внутрибассейновых карбонатных платформ и шельфовых карбонатов (Тенгиз-Каш, а ганская, Астраханская, Карашыганакская, Темирская и Жанажольская карбонатные платформы). Площадь развития этих карбонатных платформ не превышает 15% от общей площади впадины, остальная часть которой выполнена терригенными, преимущественно глинисто-аргиллитовыми породами.

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс распространен практически по всей впадине представляет собой региональный флюидоупор, разделяющий осадочный чехол на докунгурскую подсолевую верхнепермско-кайнозойскую надсолевую секции.

Надсолевой мегакомплекс характеризуется широким развитием песчано-глинистых пород с подчиненными карбонатными породами в среднем триасе, верхней юре и верхнем мелу. Глинистые и карбонатные флювдоупоры развиты на зональном, но чаще — на локальном уровнях.

Додевонский мегакомплекс в пределах казахстанского Прикаспия практически не изучен глубоким бурением и слабо изучен сейсмическими исследованиями, но предполагается, что в центральных районах впадины и в краевых прогибах он может достигать мощности 6−10 км и будет представлен карбонатными породами. В обозримой перспективе этот мегакомплекс не следует рассматривать в качестве поискового объекта из-за больших глубин залегания, оцениваемых на уровне 8−10 км.

Девонско-нижнепермский мегакомплекс, и особенно его каменноугольно-нижнепермская секция, изучен достаточно детально в современных бортовых зонах Прикаспийской впадины. Важнейшей особенностью этой осадочной толщи является наличие резких различий литологии разреза по площади впадины, что является основанием для подразделения ее на четыре геологические области. Выделяются Северо-Западная, Центрально-Прикаспийская, Астраханско-Актюбинская и Заволжско-Предуральская области со своими характерными типами разрезов структурными особенностями. Важнейшей чертой девонско-нижнепермского мегакомплекса является развитие его в виде внутрибассейновых и шепьфовых карбонатных платформ с гигантскими резервуарами.

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс в основном представлен различными видами каменной соли белого цвета в кунгуре и красноватого цвета, характерного для казанского возраста. В низах разреза присутствуют слои и пачки ангидритов, доломитов и терригенных пород.

Мезозой-кайнозойский мегакомплекс представлен чередованием разнозернистых преимущественно слабо сцементированных песчаников с глинами и подчиненным развитием карбонатных пород в нижних, средних и верхних го частях.

Сложная и длительная история геологического развития бассейна обусловила формирование его уникальных структурно-тектонических параметров.

Строение фундамента бассейна носит ярко выраженный блоковый характер, при этом мегаблоки, сгруппированные по особенностям гипсометрии поверхности фундамента и ограничивающих их крупнейших разломов, в свою очередь делятся системой радиальных нарушений на дополнительные блоки. Важнейшими элементами региональной структуры поверхности фундамента являются Центрально-Прикаспийский и Тугаракчанский прогибы. Волгоградско-Оренбургская и Северо-Атырауская системы моноклиналей, Астраханско-Актюбинская система поднятий.

По эйфельсжо-нижнефранской секции платформенного чехла региональная структура в целом сохраняет свои особенности, но по вышележащим отложениям докунгурского палеозоя она резко меняется на большей части впадины. Формируются современные бортовые зоны и гигантские карбонатные платформы как важнейшие элементы региональной структуры подсолевого палеозоя.

Уникальные структурные особенности характерны для кунгурско-казанской секции разреза, которая представлена ярко выраженной солянокупольной тектоникой с высотой соляных куполов от первых десятков метров до 5 км и разделяющих их бессолевых межкупольных зон. Межкупольные зоны заполнены разновозрастными, но в основном позднепермско-раннетриасовыми красноцветными толщами со сложной структурой. Все это создает сложнейшую ячеистую региональную структуру надсолевого мегакомплекса. Перечисленные особенности при проведении поисковых работ на нефть и газ требуют дифференцированного «поэтажного» изучения структурных характеристик осадочного чехла бассейна. Уникальные параметры нефтегазоносное бассейна связаны как со стратиграфическим диапазоном разреза, так и с его нефтегазовым потенциалом. Доказанная нефтегазоносность охватывает отложения девона, карбона, перми, триаса, юры мела и палеогена. Здесь открыто более 130 месторождений нефти, газа и газоконденсата, в том числе около 30 месторождений в подсолевом палеозое и более 100 месторождений в надсолевом комплекса. Среди них гигантские по запасам месторождения Кашаган, Тенгиз, Карашыганак; крупнейшие — Жанажол, Королевское, Имашевское; крупные — Алибекмола, Урихтау, Кенбай и др.

По данным современных геохимических исследований источники генерации углеводородов связаны с падсолевыми отложениями, для которых характерны четкая площадная и возрастная автономность (зональность). Потенциально наиболее богатым генерационным комплексом является среднедевонский. Нефтегазоносность надсолевых отложений сформирована за счет преимущественно вертикальных перетоков из подсолеаого комплекса.

Рисунок 6 — Прикаспийский осадочный бассейн

Характерной особенностью месторождений, выявленных в пределах карбонатных платформ, является наличие сероводорода в растворенном газе, концентрации которого изменяются от 1% до 24%. Подсолевой комплексе в южной, юго-восточной и восточной частях впадины характеризуется наличием аномально высоких внутрирезервуарных давлений и отдельными зонами высоких температур.

Крупнейшие открытия последних лет связаны с освоением южной части Прикаспийской впадины в акватории казахстанского сектора Каспия. Здесь, в пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы открыты месторождения углеводородов Кашаган, Кайран, Актоты, Юго-Западный Кашаган. Дальнейшие перспективы освоения бассейна связываются с подсолевыми и надсолевыми отложениями в акватории Каспия и на суше южной, юго-восточной и восточной частях впадины.

Солянокупольная тектоника — основная отличительная черта строения региона. Соляные купола нижнепермской соли прорывают надсолевые отложения пермского и мезозойского возраста, с которыми связаны залежи нефти многих местоскоплений провинции. Наиболее перспективные подсолевые отложения на большей части территории залегают глубоко и почти не изучены бурением.

Главными элементами региональной структуры Прикаспийской мегасинеклизы являются бортовые уступы, особенно четко выраженные на севере и северо-западе, и центральная часть, в которой установлены погребенные поднятия и прогибы подсолевого ложа. В бортовых районах поверхность подсолевых отложений круто погружается (с 4 до 7,5 км). Наличие глубинных разломов придает им ступенчатый характер. Центральная часть мегасинеклизы характеризуется глубоким (до 7,5 км) залеганием подсолевого ложа, наличием типичных соляных куполов, разнообразных по форме и размерам. Строение этой части мегасинеклизы осложнено выступами и опущенными блоками фундамента.

Нефтегазоносность Прикаспийской мегасинеклизы установлена по всему вскрытому разрезу отложений, В надсолевой толще пород выделяются четыре нефтегазоносных комплекса: пермо-триасовый, среднеюрский, апт-неокомский и неогеновый. В бортовых зонах Прикаспийской впадины установлена нефтегазоносность и подсолевых отложений.

В надсолевых образованиях развиты терригенные коллекторы. В отложениях перми, триаса, средней юры, неокома — апта и неогена выявлено свыше 20 нефтегазоносных горизонтов. Мощность продуктивных горизонтов изменяется от 1 до 60 м. Основные нефтяные продуктивные горизонты в надсолевом комплексе относятся к средней юре.

В подсолевых отложениях газовые, газоконденсатные и нефтяные местоскопления связаны в основном с карбонатными отложениями карбона и перми. Исключение составляет Карпенковский район, где продуктивны отложения среднего и верхнего девона. На северном и юго-западном бортах впадины развиты преимущественно газоконденсатные залежи, на восточном и юго-восточном — нефтяные и газонефтяные.

В пределах мегасинеклизы выделяются пять нефтегазоносных областей: Северо-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская, Урало-Эмбинская, Приморская и Астраханская.

Большинство местоскоплений Восточно-Прикаспийской и Урало-Эмбинской областей связаны с соляными куполами; структуры как правило, разбиты нарушениями на отдельные блоки. Основная часть залежей контролируется антиклинальными перегибами пластов надсолевого комплекса. Широко распространены тектонически экранированные залежи, характерны также приконтактные залежи, экранированные крутым склоном соляного купола, а в отдельных тектонических блоках встречаются стратиграфические и литологические залежи.

Рисунок 7 — Геологический профиль через Каратонско-Тенгизскую зону нефтегазо-накопления (по Н. А. Литиевой и СУ. Утегалиеву).

1 -- соль; 2 -- залежи нефти; 3 -- нарушения

В Приморской области местоскопления связаны с глубокопогруженными соляными куполами. Структуры этих местоскоплений слабонарушенные и мало отличаются от платформенных. Залежи нефти обнаружены и в подсолевых отложениях (рис. 7).

Рисунок 8 — Кенкиякское нефтяное местоскопление (по И.Б. Дальяну).

а - структурная карта по кровле нефтеносного пласта; б - геологический разрез через купол Кенкияк. 1 — скважины, вскрывшие подсолевые отложения; 2 - изогипсы, м; 3 — продуктивные горизонты

Местоскопления Северо-Прикаспийской и Астраханской областей связаны в основном с подсолевым комплексом и приурочены к структурам ненарушенного простого строения. В разрезе некоторых местоскоплений предполагается развитие рифогенных ловушек.

К числу наиболее известных и типичных местоскоплений Прикаспийской нефтегазоносной провинции относятся Кенкиякское, Карачаганакское, Астраханское и Тенгиз.

Кенкиякское нефтяное место скопление (рис. 8) расположено в среднем течении Эмбы (Кенкиякский нефтегазоносный район), юго-западнее Актюбинска. Оно связано с соляным куполом, залегающим на глубине 500 м. Нижняя часть надсолевого комплекса (преимущественно терригенные пермо-триасовые отложения) залегает с большими углами падения, разорвана сбросами. Верхняя часть разреза (песчано-глинистые отложения юры, нижнего и верхнего мела) образует обширное пологое поднятие без разрывных нарушений.

Рисунок 9 — Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление (по А, А. Голову, СМ. Камалову, Л. Г, Кирюхину, В.Н. Копытченко).

а — структурная карта по кровле продуктивных отложений нижней перми; б -геологический профиль по линии /-/. 1 — изогипсы, м; контакты: 2 — газонефтяной, 3 — водонефтяной; 4 — газ; 5 — нефть

В разрезе местоскопления выявлено около 20 нефтяных залежей в надсолевом комплексе (стратиграфический диапазон пермь — мел) и нефтяная залежь в подсолевых артинских отложениях, вскрытая на глубине около 4 км. Все продуктивные горизонты связаны с терригенными отложениями. Мощность их достигает нескольких десятков метров. Залежи нефти сводовые, тектонически экранированные и структурно-литологические. Принципиальное значение имеет открытие здесь нефтяной залежи в нижележащих рифогенных образованиях карбона.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление (рис. 9) открыто в 1979 г. на северном борту мегасинеклизы, в 115 км восточнее Уральска. «Приурочено к крупному поднятию с размерами 31×16 км и амплитудой более 1000 м. Структура имеет три свода — западный, центральный и восточный. Продуктивны нижнепермские и каменноугольные отложения. Коллекторы представлены известняками и доломитами. Глубина залежи 3750−4850 м. Нефтегазоконденсатная залежь связана с массивным резервуаром и имеет, по-видимому, нефтяную оторочку.

Астраханское газоконденсатное местоскопление (рис. 10) обнаружено в 1977 г. Приурочено к крупному поднятию, выявленному в 1968—1970 гг. сейсморазведкой. Размеры поднятия по изогипсе -4100 м 90×35 км. Залежь газоконденсатная (30×25 км), связана с известняками среднего карбона. Резервуар массивного типа. Состав газа отличается большим содержанием сероводорода (20,7−22,5%) и углекислого газа (17,9−21,55%). На базе месторождения построен газохимический комплекс.

Рисунок 10 — Астраханское газоконденсатное местоскопление (по Г-Н. Иванову, О.С. Обрядчикову). а -- структурная карта по кровле продуктивных карбонатных отложений башкирского яруса; б -- геологический профиль по линии /--/. 1 -- изогипсы, м; 2 -- разрывные нарушения; 3 -- газ; 4 -- газоводяной контакт

Тенгизское нефтяное местоскопление (см. рис. 7) приурочено к крупному рифу. Приток легкой (0,805 г/см3) нефти получен из нижнекаменноугольных отложений. Глубина залежи около 5 км. На базе этого месгоскопления планируется построить крупный многоцелевой Геохимический комплекс с участием иностранных фирм.

4. Особенности геологического строения месторождения Доссор

Месторождение Доссор было открыто в 1909 г. и в настоящее время считается отработанным, истощенным. Но для выявления новых залежей нефти и газа в периферийных и глубоких частях этого соляного купола (по аналогии с соседним месторождением Макат) оно представляется еще не до конца изученным и перспективным.

Немного истории. Еще в 1857, 1874 и 1886 гг. в районе Доссор (рис. 12) отмечались признаки нефти. Разведочные работы были начаты в 1892 г. нефтепромышленником Н. Н. Леманом. По его инициативе в 1908—1909 гг. пробурили три скважины, по тем временам глубокие, разведочные, и с глубины 47−60 м были получены притоки нефти дебитом от 1 до 1,7 т/сут.

В 1911 г. в разведочной скважине % (в числителе номер скважины, в знаменателе номер участка) с глубины 226 м, из юрского горизонта III на Основном промысловом участке, ударил первый мощный фонтан нефти дебитом 12 000 т/сут. В том же 1911 г. месторождение Доссор вступило в разработку. В последующие годы промышленные притоки нефти на Основном промысловом участке были получены из юрских горизонтов I и II. Так началась нефтедобыча в Казахстане.

В 1914 г. скважина № 9 на участке 185 с глубины 290,4−292,6 м также дала промышленный приток нефти 6,5 т/сут. из среднеюрских горизонтов. На другом участке — Северном Доссоре в скважине 366 с глубины 252−254 м, что соответствует интервалу залегания среднеюрских отложений, также был получен промышленный приток нефти 2,6 т/сут.

Месторождение Доссор стало опытной и эталонной площадью, где впервые в Казахстане, в те времена на Южной Эмбе, проводились гравиметрические (с 1925 г.), электрометрические (1931−1932 гг.) и сейсмические (с 1932 г.) исследования для определения природы поднятий, конфигурации соляного ядра, внедрения в промысловую практику электрического каротажа скважин. В 1935—1936 гг. на Доссоре проводилась газовая съемка. Все отработанные здесь геофизические методы исследования в новых модификациях сыграли неоценимую роль в открытии и изучении многих месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Примечательно также и то, что еще в 1930 г. геологи пытались достать подсолевую нефть. Для этого бурились скважины № 303, 304 и 305, которые из соли не вышли, но дали очень важную информацию о строении соляного купола Доссора и вообще о глубинном строении всего региона. Скважина N"303 глубиной 2156 м прошла посоли 1534 м, скважина № 304 глубиной 2804−2060 м.

Первая модель строения всего соляного купола Доссора была составлена в 1934 г. по итогам сейсморазведки методом преломленных волн.

В 1951 -1952 гг. по результатам сейсмических работ методом отраженных волн и корреляционным методом преломленных волн были выявлены крутые склоны соляного ядра на западном и восточном крыльях. В целях обнаружения залежей нефти за крутым склоном соли была пробурена скважина № 386, которая при забое 2280 м не вскрыла соли и прошла по пермотриасовым отложениям 960 м. В 1955 г. по сейсмическим материалам на западном крыле Доссора одним из первых на Южной Эмбе обнаружен соляной карниз.

Начальные балансовые запасы месторождения Доссор составляли 8126 тыс. т нефти и 31,4 млн м3 газа. За сто лет добыто более 5 млн т нефти.

Таким образом, можно сделать вывод, что все или почти все проблемы, с которыми в настоящее время сталкивается геолог при изучении любого соляного купола, берут свое начало с месторождения Доссор. Поэтому Доссор — не только начало нефтедобычи в Казахстане, но и первенец изучения основного нефтедобывающего региона страны — Прикаспия. В этом регионе сосредоточена львиная доля отечественных разведочных запасов нефти и газа с которыми связаны стратегически важные перспективы приращения запасов и наращивания темпов добычи нефти и газа в стране.

Геологическое строение и формирование купола Доссор. В разрезе данного месторождения скважинами изучены отложения кунгурского яруса нижней перми, мезозоя и кайнозоя.

Рисунок 11 — Литолого-стратиграфический разрез месторождения Доссор

Кунгурский ярус представлен каменной солью с редкими прослоями песчаноглинистых пород и гипса. Судя по кернам из скважин № 303 и 304, которые прошли по соли 1534 и 2060 м соответственно, наблюдается перемятость толщ с углами падения 55−70°. Выше соли находится кепрок толщиной 3 м, сложенный доломитами, черными глинами, мергелями, ангидритами, в которых присутствуют в большом количестве кристаллики пирита.

Пермотриасовые отложения подразделяются на две толщи. Верхняя, непосредственно залегающая на соли, сложена глинами серыми, зеленоватосерыми, коричневыми, с пропластками песка и песчаника, с включениями разноцветной гальки размерами от 1 до 5 см. На некоторых участках она представлена конгломератами. Среди глин местами встречаются обуглившиеся растительные остатки. Предположительно эта пачка относится к триасу. По Г. Е. -А. Айзенштаду и К. В. Антонову, на своде купола Доссор (скважина № 379 «на кепроке залегает известняково-глинистая свита нижнего триаса».

Нижняя толща пестроцветных (вишнево-красные, зеленые, коричневые) глин с прослоями песков, песчаников и алевролитов, которые встречены за крутым склоном соляного ядра, вероятно, относится к верхней перми. Вскрытая мощность пермотриасовых отложений -1775 м. Наиболее детально изучены юрские отложения, представленные на Доссоре нижним, средним и верхними отделами, которые обнажаются на своде купола. Нижняя юра сложена переслаивающимися серыми грубозернистыми песками, темно-бурыми глинами с прослоями алевролитов, обогащенных мелкими обуглившимися растительными остатками и слюдой. В верхней части встречаются прослои угля, в нижней прослои галечника и конгломерата. Толщина нижней юры достигает 110 м.

Среднеюрские отложения состоят из часто переслаивающихся серых и темносерых, зеленовато-серых, иногда коричневато-бурых глин, песков и песчаников. Наблюдаются тонкие прослои глинистых сланцев и бурых углей. Толщина средней юры на своде купола 228 м и увеличивается на крыльях до 412 м.

Верхнеюрские отложения сложены глинами зеленовато-серыми, темносерыми, серовато-зелеными с буроватым оттенком, известковистыми, с включением фауны и кристалликов пирита и с прослоями серого мелкозернистого песка, иногда мергеля. Толщина верхней юры — до 96 м.

Меловая система представлена готеривским, барремским, аптским, альбским, сеноманским ярусами, сложенными серыми, темно-серыми глинами, песками и песчаниками с включениями обуглившихся растительных остатков и обломков фауны. Нижняя часть разреза, относящаяеся к неокому, более уплотнена и породы имеют зеленовато-бурый и зеленовато-серый цвет. В разрезе баррема встречаются мергели, кирпично-красные и розовые глины. Толщина этой терригенной части меловых отложений более 800 м.

Рисунок 12 — Схематическая геологическая карта купола Доссор:

1 — предполагаемый крутой склон соляного ядра;

2 — сбросы;

3 — залежи нефти и газа.

Крылья: СЗ -северо-западное; ЮЗ — юго-западное; В — Восточное.

Промысловые участки: I — Основная промысловая площадь; II — участок 185; III — Северный Доссор

Выше залегают карбонатные отложения турона-сенона, широко распространенные и обнаженные на дневной поверхности, толщиной более 400 м. Палеогеновые и неогеновые отложения встречены на далекой периферии и в межкупольных пространствах.

Месторождение Доссор приурочено к соляному куполу, ядро которого имеет в плане форму неравнобедренного треугольника с длинной стороной, вытянутой в меридиональном направлении. Минимальная глубина залегания соли на своде — 200 м. Соляное ядро купола Доссор соединяется через перешейки с ядрами куполов Жангельды на севере, Толеген на юге, Макат на северо-востоке и Танатар на западе.

По материалам гравиметрии и сейсмических исследований четко картируются межкупольные прогибы, окружающие купол Доссор и выполненные на 85% терригенными красноцветными отложениями верхней перми и нижнего триаса. Внутреннее строение этих отложений и характер их сочленения с соляным ядром купола не изучены. Предполагается развитие соляных карнизов на юго-западном и, возможно, на восточном крыльях купола, В межкупольных пространствах прогнозируется развитие «бессолевых» частей межкупольных прогибов и различных типов ловушек, приуроченных к остаточным, глубоко залегающим скоплениям соли и тектоническим, погребенным до юрского возраста нарушениям.

Рисунок 13 — Тектоническая схема района месторождения Доссор (по материалам геологической съемки, сейсмики и гравиразведки):

1 — тектонические нарушения;

2 — соляные ядра куполов, темнее наиболее приподнятая часть в пределах крутых склонов;

3 — предполагаемые участки межкупольного пространства.

ОГ — основной грабень, ШГ — широтный грабень;

крылья купола: СЗ — северо-западное, ЮЗ — юго-западное и В — восточное с участками северный I, центральный II, южный II

Наиболее приподнятое положение кровли соляного ядра купола картируется в виде слабо выраженного гребня, вытянутого в субмеридиональном направлении, и довольно резкого ответвления на запад, в сторону купола Танатар. В соответствии с морфологией поверхности соляного ядра -основного тектонического фактора, формирующего строение надсолевых мезозойских отложений, вырисовывается основной грабен меридионального простирания, разделяющий купол на две части — восточную и западную. В свою очередь, западная часть второстепенным широтным грабеном разделена на два крыла. Как на восточном, так и на юго-западном и северо-западном крыльях установлены многочисленные малоамплитудные сбросы, некоторые из них служат экраном для залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях. Как правило, амплитуда сбросов затухает от свода купола к периферии.

Купол Доссор, как и большинство куполов Южной Эмбы, интенсивно формировался в позднепермское и раннетриасовое время. Высота соляного ядра купола к концу раннего триаса достигала 5500 м, т. е. за 25 млн лет рост соляного купола происходил в среднем по 200 м за 1 млн лет. Рост ядра купола был неравномерным во времени, т. е. периоды резкого скачкообразного кратковременного роста чередовались с периодами относительно замедленного конседиментационного роста. Судя по результатам детальной корреляции разрезов скважин, в мезозое-кайнозое формирование соляного купола продолжалось значительно меньшими темпами. За 245 млн лет воздымание отдельных участков поверхности соляного ядра достигло 1000 -1200 м, в среднем по 50 м за 1 млн лет, причем большая часть этой амплитуды подъема приходится на периоды перерыва осадконакопления. Это связано с общим региональным воздыманием региона и денудацией осадков из наиболее приподнятых участков поверхности, что соответствует сводам соляных куполов.

Купола Южной Эмбы и на востоке Прикаспийской синеклизы возникли уже в начале поздней перми, в уфимском и казанском веках. Наиболее активный соляной тектогенез происходил именно в течение поздней перми и раннего триаса. Амплитуды и скорости формирования соляных ядер куполов в этот период значительно больше, чем в течение всего мезозоя и кайнозоя. Весьма важно то, что к концу поздней перми на всей территорий Южной Эмбы надсолевые отложения достигли в своем погружении поверхности подсолевых отложений, т. е. основная масса соли из межкупольных пространств была выжата в ядра соляных куполов. Склоны соляных ядер куполов были сильно пологими. В последующем за счет выдавливания соли из-под склонов в сводовые части формировались компенсационные прогибы (мульды), мигрировавшие во времени от центральной части межкупольного пространства к сводам куполов. Исключение составляю несколько межкупольных пространств больших размеров, где в центральной части за счет разности в скорости «течения» соли вблизи свода купола и в значительном от него удалении остаются скопления соли, по морфологии названные соляными увалами. На базе некоторых из них возникали соляные купола следующей генерации.

Значительно меньшая активность проявления соляного тектогенеза, как отмечалось выше, наблюдается в мезозое и кайнозое. Соляной тектогенез происходил перманентно, активизируясь в этапы региональных тектонических воздыманий района, что связано с глобальными и региональными геодинамическими процессами.

Как следствие региональных восходящих тектонических процессов на Южной Эмбе в предъюрское время активизировался соляной тектогенез, сопровождавшийся дизъюнктивными нарушениями, большинство которых картируются по материалам сейсмики в виде погребенных сбросов, экранирующих залежи нефти в триасовых отложениях на соседних куполах Сагыз и Макат. Подобное строение триасовых отложений можно прогнозировать и на Доссоре.

Наблюдаются значительные колебания мощностей нижней юры и отдельных свит средней и верхней юры. При этом минимальные значения мощностей установлены на своде с постепенным увеличением к периферии в основном за счет выпадения пластов в верхней части разреза и иногда за счет утонения отдельных пачек в результате конседиментационного подъема сводовой части купола. По выпадению в верхней части разреза отдельных пластов можно заключить о кратковременных перерывах в осадконакоплении и денудации осадков на приподнятых участках свода купола.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой