Новые аналитические данные по геохимии пород, усовершенствование которых продолжается, дали возможность количественно определить в ряде образцов керна как в целом, так и в виде индивидуальных соединений органического вещества. Полученные данные позволили с большой точностью установить количественное распределение органики в осадочных отложениях Мангышлака и Устюрта.

В настоящей статье дается обзор существующих аналитических данных о  геохимии органического вещества, а также выносятся на обсуждение результаты экспериментов, полученных в лаборатории нефти и газа Института геологических наук им. Сатпаева и их значение для нефтематеринских толщ.

Совокупный анализ геолого-геофизических, геохимических и буровых данных позволяет высказать предположения о возможном распространении в стратиграфическом объеме и величине генерационного потенциала нефтегазоматеринских комплексов. Следует отметить, что до сих пор не выработаны общепринятые, обоснованные и убедительное представления об источниках углеводородов, направлениях миграции и условиях формирования месторождений Южного Мангышлака. Возраст предполагаемых нефтегазопроизводивших комплексов по представлениям различных авторов изменяется от юрского до верхнепалеозойского.

Наиболее важными критериями отнесения пород к категории нефтегазоматеринских является общее содержание органического вещества, его тип, условия породообразования, уровень термической зрелости, которые определяют способность пород генерировать углеводороды. Содержание органического углерода отражает только общий возможный уровень потенциальных возможностей генерации углеводородов определёнными осадочными комплексами. Более полная количественная характеристика может быть получена при анализе пород методом программируемого пиролиза, который позволяет количественно определить остаточный генерационный потенциал пород, уровень их термической зрелости и тип рассеянного органического вещества.

Согласно данным по составу биомаркеров, среди изученных нефтей Мангышлака выделены две группы, образование которых связано с двумя различными предполагаемыми нефтематеринскими комплексами, первый из которых в возрастном отношении охватывает интервал от среднего триаса до нижней юры и представлен морскими и прибрежно-морскими глинистыми осадками среднего-позднего триаса и озерными глинистыми отложениями ранней юры. Второй комплекс сложен прибрежно-морскими, озерными и аллювиально-дельтовыми алевролито-глинистыми образованиями средней юры.

Рассмотрим вкратце условия осадконакопления триасовых толщ Мангышлака.

Геохимические и фациально-палеогеографические исследования показывают, что седиментация триасовых отложений происходило в наиболее благоприятных условиях для нефтегазообразования.

Раннетриасовое время. Литолого-фациальные комплексы отражают изменение ландшафтных обстановок в пространстве Мангышлака, накоплением преимущественно песчано-глинистых красноцветов с прослоями сероцветов с маломощными прослоями карбонатных пород в верхах разреза.

Породам характерны низкое содержание органики с окислительной обстановкой осадконакопления, и лишь в аргиллитах мелководного моря возникали условия, благоприятные для редукции валового железа с незначительным потенциалом нефтегазогенерации.

Предсреднетриасовое время. Произошло поднятие территории Мангышлака, что привело к размыву нижнетриасовых отложений. Последовавшая трансгессия моря в среднем триасе охватила значительную часть территории, где в нормальных морских условиях отлагались известняки, аргиллит с прослоями туфогенных пород.

После непродолжительного перерыва и слабых тектонических движений, приведших к размыву, началось позднетриасовое время с развитием глинистых осадков прибрежного характера мелководного моря и песчаных, аллювиальных отложений. Верхнетриасовым отложениям характерно высокое содержание органического вещества в отдельных отложениях до 5%, что значительно повышает их нефтегазогенерирующие свойства.

Фациальные различия при рассмотрении одновозрастных образований, в целом, невелики. Наиболее существенные изменения фациальных обстановок наблюдаются в широтном направлении, что обусловлено распространением морских трангрессий в восточном направлении, как в триасовом, так и в юрском периодах. Более значительные изменения отмечаются для юрского этапа, поскольку в структурно-тектоническом отношении впадина была дифференцирована в большей степени. Это могло обусловить появление различных подтипов нефтей, формировавшихся в западных и восточных частях региона.

В пределах Жетыбай-Узеньской ступени наиболее обогащены органическим веществом отложения среднеюрского возраста и средне-верхнего триаса.

В средней юре концентрация С орг  достигает в отдельных случаях 10% при средних значениях 1,2-1,3%, что соответствует среднему по величине генерационному потенциалу. Близкие величины отмечаются для среднего-верхнего триаса. Однако юрские отложения северной бортовой зоны не достигли необходимого уровня термической зрелости. Меловые, нижнеюрские и нижнетриасовые отложения в пределах Жетыбай-Узеньской ступени практически не обладают значимым потенциалом из-за очень низкого содержания органического вещества.

В погруженных зонах Южно-Мангышлакской впадины наблюдается близкая обогащенность пород органическим веществом. Наиболее высокие средние концентрации отмечены для пород средней юры и верхнего триаса, которые соответствуют породам со средней величиной генерационного потенциала.

Следует отметить, что такие же значения полученны и для нижнемелового комплекса отложений, который обладает более высокими концентрациями С орг. Образования среднего и нижнего триаса в минимальной степени обогащены органическим веществом. Интересно отметить, что в отложениях палеозойского возраста содержание органического углерода изменяется в широких пределах — от сотых долей процента до 2%. Такие концентрации С орг в палеозойских породах установлены на площадях Ащисор, Баканд, Саукудук, Кенестюбе, где средние значения составляют около 1%. Эти породы имеют высокую степень термической зрелости и поэтому обладают практически нулевым генерационным потенциалом.

Мезозойские отложения южного борта Южно-Мангышлакского прогиба содержат пониженное количество органического вещества. Здесь, как и в пределах других зон, наиболее высокие содержания свойственны среднеюрским образованиям, однако по абсолютной величине они не достигают значений, характерных для пород со средней величиной генерационного потенциала. Отложения нижнего мела и триаса здесь потенциалом практически не обладают.

Для зоны Песчанномысско-Ракушечного поднятия характерно несколько иное распределение органического вещества в породах. Здесь им наиболее обогащены отложения среднего триаса, в которых средние содержания достигают уровня более 2%, что соответствует породам с высоким генерационным потенциалом.

В отличие от других зон, породы верхнего триаса практически не обладают генерационными способностями, хотя в отдельных случаях С орг достигает значения более 2%, тогда как среднее значение не превышает 0,5%. Отложения средней юры имеют более низкие концентрации С орг  по сравнению с центральной и северной бортовой частями Южно-Мангышлакского прогиба (около 1%). Наиболее низкие значения характерны для образований нижнего триаса и верхнего палеозоя.

Район Карагиинской седловины отличается наиболее высокими концентрациями С орг  нижнеюрских отложений, здесь отложения обладают сравнительно высоким потенциалом (С орг среднее содержание более 2%). Близкие значения имеет породы верхнего триаса. Для всех других стратиграфических уровней установлены низкие содержания органического вещества в породах.

По геохимическим данным, наиболее высоким генерационным потенциалом в пределах Южно-Мангышлакского прогиба обладают породы среднего триаса — количество углеводородов, освобождающихся при программируемом пиролизе, изменяется от 0,12 до 8,5 мг на грамм породы (для образца углекислых пород среднего триаса Оймашинской площади — до 108 мг УВ/г породы), составляя в среднем 3, 7 мг УВ/г. Верхнетриасовые и юрские отложения имеют близкие генерационное способности, при пиролизе проб верхнетриасового возраста количество углеводов колеблется от 0,34 до 7,34 мг УВ/г породы (среднее 1,9); для нижней юры — от 0, 45 до 3, 4 (среднее — 1, 35 мг УВ/г), для средневерхней юры — от 0, 25 до 21,1 (среднее 2,72 мг УВ/г).

Таким образом, по условиям образования пород и значениям содержания в них органических веществ можно сделать вывод о нефтематеринских свойствах и потенциале нефтегазоносности триасовых и юрских отложений сознательно опуская наиболее хорошо изученные меловые породы.

Нефтегазоматеринскими свойствами обладают нижнетриасовые отложения, отлагающиеся в условиях прибрежного мелководья с литологическим замещением глинисто-песчаных осадков. Перспективы которых подтверждены открытием трех месторождений.

В среднетриасовых отложениях на данное время открыто 7 месторождений нефти, что доказывает качество основной продуктивной толщи и обладание перспективами обнаружения новых месторождений.

Верхнетриасовые отложения: по условиям осадкообразования, обладают генерационным потенциалом терригенные породы, в которых открыто 7 месторождений нефти. Ритмично построенные отложения обладают благоприятным сочетанием отсортированных песчаных пластов и флюидоупоров, свидетельствующих о высоких перспективах отложений этого возраста.

Мезозойские отложения, особенно юрские, хорошо изучены в пределах Северо-Устюртского бассейна, в отличие от рядовых. Их нефтематеринские свойства доказаны открытием в них многочисленных месторождений углеводородов в пределах осадочных бассейнов Казахстана. На территории Северного Устюрта комплекс биохимических показателей нефтегазоматеринских свит имеют четкие границы по диагностическим признакам нефтегазопроизводящих отложений.

Фактической основой для установления нефтегазоносного потенциала обсадных толщ Северо-Устюртского бассейна явились многочисленные исследования люминесцентно-битуминологические анализы определение содержания сульфидной серы, всех форм железа, установление условий осадконакопления, благоприятных для образования углеводородов. В приводимых исследованиях рассмотрение анализов велось по отдельным стратиграфическим уровням и площадям с целью определения существования принципиальной возможности выявления четких диагностических признаков потенциала нефтегазопроизводящих отложений.

Различия в величине генерационного потенциала нефтегазоносности достаточно уверенно можно проследить по степени обогащенности пород органическим веществом (содержанию органического углерода в породах) с учетом его генетического типа, что является отражением благоприятных или неблагоприятных условий накопления исходного органического вещества с высоким или низким потенциалом.

Анализ обогащенности пород низким углеродом в пределах Устюрта показал, что наиболее высокое и среднее содержание органического вещества отмечается в отложениях средне- и раннеюрского возраста, которые достигают средних значений более 2% и 1,8 – 1,9% соответственно.

В породах, содержащих углистые прослои, содержание органического углерода может достигать 7,0-24,2%, что отмечается в зонах, которые являлись областями угленакопления. В первую очередь, к таким элементам может быть отнесена Центрально-Мангышлакская зона, где известны буроугольные месторождения юрского возраста, зоны Байчагырского выступа, Актумсыского поднятия. В этих зонах возрастание содержания органического вещества связано с процессами угленакопления.

Другой тип с повышенными концентрациями органического вещества отмечается в районах с прибрежно-морскими или озерными обстановками осадконакопления. В них возрастание доли органических остатков происходит преимущественно за счет увеличения количества аквагенного (сапропелевого или аморфного) органического вещества. Как правило, такие зоны связаны с устойчиво прогибавшимися центральными частями прогибов.

Как уже отмечалось, анализ фациального состава и условий накопления юрских отложений свидетельствует о возрастании роли континентальных обстановок в восточном направлении, что предопределяет снижение углеводородного генерационного потенциала в этом направлении. Многими исследователями установлено значительное снижение битуминозности среднеюрских отложений до фоновых значений (первые сотые доли процента) в восточных частях Северного и Южного Устюрта (площади Теренкудук, Аламбек, Байтерек, Кокбахты, Шахпахты и др.) и возрастание количества битумойдов в западных районах (Арыстановская, Каракудук и др.).

Общий уровень величин современных геотермических градиентов составляет для районов северо-западного обрамления Северо-Устюртской системы прогибов от 2, 45 до 3,5 °C/100 м.

Ограниченные геотермические данные по северо-западным районам Северного Устюрта позволяют отметить возрастание палеотемператур на близких глубинах от Прорвинской зоны Прикаспийской впадины к Кызан-Токубайскому валу (Горшков, Волкова, 1981).

В пределах площади Култук и Мурынсор зафиксирован подъём палеоизотермы 90 °C до подошвы нижнемеловых отложений, что свидетельствует об оптимальных геотермических условиях для нефтеобразования в отложениях пределах юры и верхнего триаса. Южнее, на площади Кырын, такой уровень палеотемператур отмечен для отложений на глубинах около 1500 м.

В депрессионных зонах восточной части Северного Устюрта можно предполагать близкую катагенетическую зональность мезозойских отложений, которая соответствует уровню главной фазы образования углеводородов на глубинах от 2000 — 2.500 м до 4 км.

Таким образом, вероятные генерационные комплексы в разрезе осадочного чехла Северного Устюрта определяются с достаточно высокой степенью достоверности. Также достаточно надежно определяются положение границы предполагаемых зон генерации углеводов, расположенных главным образом в пределах Култукского, Саамского, Кулажатского и Косбулатского прогибов. На достигнутом уровне изученности в качестве наиболее вероятного регенерационного комплекса следует рассматривать только юрский комплекс пород, который в зонах прогибов вполне может генерировать жидкие и газообразные углеводороды. В пользу этого, в частности, свидетельствуют и исследования биомаркеров нефтей известных месторождений. Что касается остальных уровней осадочного чехла пород палеозойского возраста и, особенно, его доверхнепермской секции, то предположения о его генерационных возможностях и потенциале находятся на уровне слабой изученности как на территории Мангышлака, так и на казахстанской части Устюрта

С. М. Оздоев, М. А. Машрапова, Н. Тлеуберди

(Институт геологических наук им. К. И. Сатпаева, Алматы, Казахстан)

Литература:

  1. Даукеев С.Ж. и другие. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Том 3. Нефть и газ. Алматы, 2002 г., 248 с.
  2. Оздоев С.М. Тектоника и нефтегазоносность Северного Устюрта. Алма-Ата, Наука, 1977 г. 105 с.
  3. Оздоев С.М. Геология и перспективы нефтегазоносности структур с обращенным рельефом. Алматы, НИЦ «Гылым», 2002 год, 268 с.
  4. Баранова Т.Э., Белов Е. В. Характеристика рассеянного органического вещества мезозойских отложений Устюрта.// Геология и нефтегазоносность Устюрта. Ленинград, 1973 год, с. 51-61.
  5. Сыдыков Ж.С. и др. Гидрогеотермические условия Арало-Каспийского нефтегазоносного региона. Алма-Ата, 1977 год. 184 с.