Перспективы нефтегазоносности в Южно-Торгайском бассейне

В ситуации истощения запасов залежей нефтегазовых месторождений нефтедобывающие организации решают более сложные задачи, такие как повышение эффективности и производительности за счет увеличения нефтеотдачи (поддержание пластового давления), рентабельная геологоразведочная работа и поиск новых труднодоступных залежей в более осложненных условиях. Как показывает мировая практика, при истощении структурных залежей переходят к поиску и разведке неантиклинальных ловушек.

Подобная картина наблюдается и в Южно-Торгайском бассейне, месторождения которого истощаются, что приводит к поиску новых залежей. Геологоразведочные работы в данном регионе проводятся начиная с 1960-х годов, и бассейн характеризуется наиболее высокой степенью изученности геолого-геофизическими методами [5]. Поэтому представляется сложным находить все новые крупномасштабные структурные нефтегазоносные пласты. По этой причине на сегодняшний день ведутся исследовательские работы по поиску и разведке перспективных нефтегазовых залежей в неструктурных ловушках [2][9][10]. По данным накопленного геолого-геофизического материала перспективными на нефть и газ являются отложения юры, нижнего мела и домезозойские отложения, а именно квазиплатформенные (мощность до 3 км), верхнего палеозоя, которые также выполняют роль фундамента данного бассейна [5][6]. В целом палеозойские отложения следует относить к мало перспективным в нефтегазоносном отношении из-за высокой дислоцированности и отсутствия надежных покрышек [3]. Все открытые месторождения с промышленными запасами углеводородов сосредоточены в основном в антиклинальных залежах, тогда как на ловушки неантиклинального типа, передаваемые в разведку или добычу в составе месторождений, приходится не более 10% учтенных запасов. Вместе с тем подсчет ресурсов региона показывает, что до 50% приходится на неантиклинальные объекты, а возможность выявления новых антиклинальных залежей практически исчерпана.

Важно отметить, что Южно-Торгайская впадина подразделяется на тектонические области из-за специфичности структуры платформенных образований и распадается на три тектонических элемента: на севере Жыланшикский, на юге Арыскумский прогибы и разделяющая их Мынбулакская седловина [6].

Бассейн представляет собой внутриконтинентальный мезозойский рифтовый бассейн, расположенный на сдвиговой зоне Урало-Тяньшанского шва общей площадью 8104 км². Главный Каратауский разлом является наиболее важным ударно-скользящим разломом в бассейне (рис. 1) [11]. Все месторождения с промышленными запасами нефти и газа открыты в Арыскумском прогибе, который характеризуется более мощным осадочным чехлом, чем другие элементы Южно-Торгайской впадины [12]. В результате влияния Тяньшаньского и Гималайского движений в Арыскумском прогибе сформировались три группы разломов, протягивающихся с северо-запада на юго-восток, которые формируют структуру бассейна системой грабен-горстов.

Рис. 1. Расположение бассейнов Северного и Южного Торгая на карте Казахстана: 1 — Арыскумский прогиб, 2 — Жыланшикский прогиб, 3 — Мынбулакская седловина (составлено автором на основе [1][11])
Fig. 1. Location of the North and South Torgai basins on the map of Kazakhstan: 1 — Aryskum trough, 2 — Zhylanshik trough, 3-Mynbulak saddle (compiled by the author based on [1][11])

Во впадине развиты Арыскумские, Акшабулакские, Сарыланские и Бозингенские грабены, которые разделены Аксайским, Ащисайским и Табакбулакским поднятиями (рис. 2).

Рис. 2. Тектонические единицы Арыскумского прогиба и расположение нефтегазовых месторождений (составлено автором на основе [1][9][11])
Fig. 2. Tectonic units of the Aryskum trough and location of oil and gas fields (compiled by the author based on [1][9][11])

В сочетании с характеристиками тектонической эволюции последовательное развитие бассейна можно разделить на четыре стадии: ранняя рифтовая стадия (J1), поздняя рифтовая стадия (J2), стадия перехода разлома в депрессию (J3) и стадия депрессии (K1) [11].

Множество положительных инверсионных структур, а именно разломы, образованные транспрессией в конце юрского и после мелового периодов, стали благоприятными ловушками для скопления углеводородов.

Предполагается, что Южно-Торгайский бассейн обладает хорошим потенциалом нефтегазоносности в неантиклинальных ловушках, которые обычно в терригенных отложениях образовываются за счет движения материала от источника сноса до бассейна осадконакопления [8]. Рассмотрим факторы, которые являются ключевыми и послужили причиной формирования неантиклинальных ловушек, а также прогнозы их обнаружения в исследуемом регионе.

Благоприятными условиями скопления углеводородов считаются наличие источника, резервуара и плотных пород, которые выполняют роль покрышки. Южно-Торгайский бассейн характеризуется множественными разломами, поэтому присутствие эффективных неантиклинальных ловушек не исключается. Кроме того, степень перспективности бассейна напрямую зависит от объема и природы осадочного наполнения и геодинамического режима развития. Данные показатели в результате обозначают районы, благоприятные для генерации, аккумуляции и консервации углеводородов [4].

Прогноз зон развития неантиклинальных ловушек проводится на основе палеоморфологического анализа, основой которого является комплекс методик фациальной диагностики отложений, обоснованного стратиграфического разделения разрезов и структурно-тектонического анализа.

Выделяют три основных критерия прогнозирования зон развития неантиклинальных ловушек: стратиграфический, определяющий приуроченность ловушек к определенной части разреза; лито-фациальный, локализующий определенную латеральную зону в стратиграфически прослеженном горизонте; и структурно-тектонический, определяющий зависимость развития латеральных зон от разнопорядковых структур [7]. Кроме этого, к вышеперечисленным критериям дополнительными специфическими для нефтегазовых месторождений можно отнести литологический, дающий представление о коллекторских свойствах пластов, и литохимический, показывающий химизм обстановки нефте- и газообразования.

Для обоснованного прогнозирования необходимо рассмотрение всех этих признаков в комплексе, т.к. каждый из них либо обуславливает, либо системно зависит от других. Такое целостное изучение возможно в рамках методик палеогеоморфологического анализа.

Роль трех вышеупомянутых основных критериев при прогнозировании зон различных генотипов неантиклинальных ловушек учтена и представлена в таблице.

Таблица. Прогнозирование зон развития различных генотипов неантиклинальных ловушек в Южно-Торгайском бассейне
Table. Prediction of zones of development of various genotypes of non-anticline traps in the South Torgai basin

Источник: составлено автором на основе [7].
Source: compiled by the author based on [7].

Преимущественное развитие на территории прогиба имеют ловушки регионального выклинивания, а также возможные ловушки эрозионно-аккумулятивной и аккумулятивной подгрупп [7]. Ловушки подгруппы регионального выклинивания распространены наиболее широко в Арыскумской и Бозингенской грабен-синклиналях.

Ряд авторов рассмотрели перспективные нефтегазоносные отложения, которыми являются неантиклинальные ловушки Арыскумской впадины [2][9][10][12]. Была выполнена огромная работа по прогнозированию залежей в неантиклинальных ловушках преимущественно литологического и стратиграфического типов, развитых в терригенных осадочных образованиях Южно-Торгайского бассейна. Для выявления перспективности на нефть и газ предлагалось проведение комплекса методов поиска неантиклинальных ловушек [2], который включает в себя 3D-МОГТ, динамический и седиментологический анализы, бассейновое моделирование, обеспечит успешность открытия промышленных запасов углеводородов и восстановит историю тектонического развития бассейна.

Поиск литологических коллекторов в склоновых областях с мощными и широко распространенными аргиллитами, отложенными в юрский период, может оказаться рентабельным, поскольку они могут быть эффективными породами-источниками, а также высококачественными плотными породами-покрышками, образующими благоприятные условия для скопления углеводородов (система «источник—резервуар—покрышка»). Учитывая, что до мелового возраста объемы воды на Земле были малы для образования «палеоокеанов» (Ларин, 2005), в последующие эпохи вплоть до настоящего времени основной объем осадков приходится на осадки прибрежной зоны [8]. Исследуемый район подвергался затоплению трижды. По результатам секвентной стратиграфии в качестве благоприятных разведочных целевых зон выделяют два типа песчаных тел, соответствующих местоположениям вокруг трех поверхностей затопления, а именно те, которые связаны с веерными телами, переплетенными в толще аргиллита или вблизи них, в раннюю и позднюю рифтовую стадию, и те, которые связаны с дельтовым фронтом, отложенным на стадии депрессии бассейна [11].

Ряд исследователей [9][10] проводил поиск литологических ловушек в пологой наклонной зоне рифтового озерного бассейна — Район А (рис. 2), где не развиты структурные ловушки. Они в основном относятся к юре, и главным управляющим фактором формирования коллекторов является надежность литологических ловушек. Исследуемые зоны находятся на юге Арыскумской грабен-синклинали и являются восточным склоном, где также простирается Каратауский ударно-скользящий разлом. Бурение аномального тела на месторождении Дощан показало, что литологическая ловушка, имеющая благоприятные условия формирования коллектора, содержит промышленные объемы нефти и газа. И ловушка образовалась из-за выклинивания песка вверх-вниз перед склоновой зоной, а роль региональной покрышки выполняет мощный слой аргиллита. Также бурением была установлена принадлежность коллекторов литологического типа средней и нижней юре. В одной из исследуемых зон месторождения Дощан площадь аномальных тел с высокой газоносностью и потенциалом для разведки составляет около 11,27 км², а объем прогнозных запасов природного газа — до 5,5 млрд м³ [10]. Высокодоходный газовый поток был получен из скважины Б-4 Дощанского месторождения. Успешное бурение показало большой потенциал по разведке литологических коллекторов в данной зоне, что доказывает необходимость проведения поиска и дальнейших исследований неантиклинальных ловушек.

Кроме того, распространение неантиклинальных ловушек в нефтегазоносных бассейнах в значительной мере зависит от литолого-фациальных условий отложения осадков. К примеру, на юге Западной Сибири перспективными зонами развития литологических ловушек являются палеогеографические области речных долин. Существовало несколько хорошо развитых речных систем как в раннебатское время, так и в более древние периоды средней и ранней юры [8].

Так как весь бассейн трижды подвергался обширному озерному затоплению, то, как следствие, наводнения, соответствующие ранней и поздней рифтовой стадиям и стадии депрессии, являются благоприятными для скоплений нефти и газа и в неантиклинальных ловушках [11].

В перспективе в этом аспекте можно рассмотреть северный Жиланшикский прогиб (рис. 1), чей нефтегазоносный потенциал не исключается, а прогнозный ресурс углеводородов составляют 10—20 тысяч тонн условного топлива на 1 км [1]. Возможно, в ближайшем будущем данное направление будет актуально и будет представлять особый интерес.

Резюмируя вышесказанное, можно сказать, что Южно-Торгайский бассейн обладает хорошим потенциалом нефтегазоносности в неантиклинальных ловушках. Особый интерес представляют литологические коллекторы с мощными и распространенными толщами аргиллитов, приуроченные к юре. Для прогнозирования неантиклинальных объектов важно знать, в каких литолого-фациальных условиях отложились осадки, и выделять те обстановки, которые благоприятны для формирования неструктурных ловушек углеводородов. А также в перспективе следует уделить особое внимание специфике геодинамического развития бассейна, генезису залежей углеводородов, которые позволят выявить закономерности распространения или приуроченности нефти и газа к определенным горизонтам.

В этой связи поиск и разработка неантиклинальных ловушек являются актуальной задачей современной науки и практики.