Строение и нефтегазоносность фаменско-нижнекаменноугольных отложений Южного Зауралья (Кустанайская седловина)

В тектоническом отношении Южное Зауралье охватывает Кустанайскую седловину с глубинами залегания палеозойских отложений 200–500 м, перекрытых песчано-глинистыми образованиями верхнего мела – палеогена. Седловина разделяет Западно-Сибирскую и Южно-Тургайскую впадины с мощными юрско-кайнозойскими чехлами, содержащими многочисленные залежи УВ, в том числе и в верхних выветрелых частях палеозойского разреза. Территориально седловина охватывает смежные части областей (российской Курганской и казахстанской Кустанайской). Маломощные платформенные мел-кайнозойские отложения здесь бесперспективны на нефть и газ. Изучение нефтегазоносности палеозойских отложений велось с 1940-х гг. Были обнаружены проявления нефти и газа в карбонатах верхнего девона – нижнего карбона. Но месторождений выявлено не было. Из-за высокой дислоцированности и эродированности этого комплекса, отсутствия гранулярных коллекторов, надежных покрышек и ловушек министерства геологии РФ и РК в 1970-х гг. прекратили нефтепоисковые работы. Но ряд исследователей продолжал положительно оценивать перспективы нефтегазоносности. В результате после 30-летнего перерыва нефтепоисковые работы на отдельных блоках Кустанайского и Курганского Зауралья были возобновлены. Результаты этих работ подтвердили негативные оценки перспектив нефтегазоносности. Тем не менее в ряде недавних публикаций утверждается высокая перспективность палеозойских отложений Южного Зауралья. Причем во всех положительных рекомендациях не уделяется должного внимания особенностям нефтепроявлений, результатам испытаний, условиям залегания (структуре) и сохранения возможных залежей нефти или им не придается существенного значения. В нефтяной геологии перечисленные аспекты представляют основу для достоверного прогнозирования. В то же время изученность палеозойских отложений региона достаточна для достоверной оценки перспектив нефтегазоносности.

Краткие сведения изученности

Первые предположения о нефтегазоносности палеозойских отложений Зауралья, в том числе и Кустанайского района, были высказаны еще в 1930-х гг. в связи с открытием месторождений нефти в палеозойских отложениях Волго-Уральской провинции. Они были основаны на сходстве карбонатных разрезов палеозоя. В девонских и каменноугольных осадочных породах Зауралья местами также были обнаружены твердые битумы.

В 1958 г. в картировочной скв. 100 на Новонежинской площади в визейско-серпуховских известняках отмечены мелкие полости с густой нефтью [1]. Это послужило основанием для смены стратегии геолого-разведочных работ. В 1959–1973 гг. выполнены значительные объемы работ по изучению строения и нефтегазоносности палеозойских отложений Кустанайской области. Геофизические работы с бурением колонковых скважин проведены на Кустанайском опорном профиле протяженностью около 130 км. Выход керна составлял около 80 %, что позволило подробно изучить разрезы палеозоя и их нефтегазоносность. Всего было пробурено около 250 скважин глубиной от 400 до 1600 м. Детально со сгущением скважин до 0,5–1 км изучены Новонежинская, Лесная и Щербаковская площади, где отмечено большое количество нефтепроявлений, а в скв. 119 при испытании получена тяжелая нефть. На участках детальных работ исследованы состав и структура палеозойских отложений, составлены разрезы и геологические карты, подробно изучены состав нефтей и битумов, коллекторы, ОВ, водоносность [2, 3]. На Кустанайском опорном профиле и Новонежинском участке отрабатывались сейсмические профили МОВ и в опытном порядке — МОГТ с кратностью 72. Опорные горизонты и протяженные отражающие площадки отсутствовали, что связано со сложными геолого-тектоническими условиями. Для изучения глубоких горизонтов отложений палеозоя в 3,8 км к западу от скв. 119 в 1971–1973 гг. Актюбинским трестом пробурена параметрическая скв. П-2 глубиной 2951 м со вскрытием вулканогенно-осадочных пород нижнего – среднего девона, однако нефтепроявле-ний и коллекторов выявлено не было.

В Курганском Зауралье изучение нефтегазоносности палеозойских отложений в значительных объемах также проводилось в XX в. В 1970-1985 гг. пробурено более 60 скважин глубиной от 950 до 2800 м, среди них 12 параметрических со вскрытием палеозойских пород на многие сотни метров и с высоким выходом керна: залежей и существенных нефтепроявлений установлено не было [4, 5].

В начале XXI в. после длительного перерыва начался новый виток изучения нефтегазоносности палеозойских отложений Южного Зауралья силами мелких частных компаний и при поддержке некоторых исследователей-оптимистов [6].

В Кустанайской области в 2005-2008 гг. проведены сейсморазведочные работы МОГТ в объеме 170 пог. км, северо-западнее оз. Кушмурун пробурена сухая скважина глубиной 2800 м. Затем в 2010– 2011 гг. на Новонежинской площади по результатам сейсмических исследований пробурено три скважины. Сейсморазведка МОГТ, как и ранее, оказалась малоинформативной из-за крутых углов падения. Первые две скважины заложены на аномалии типа залежи на востоке Новонежинской площади, в пределах развития вулканогенно-осадочной триасовой туринской свиты, которая рассматривалась как покрышка. Первая скважина прошла вулканогенно-осадочные образования туринской серии и на глубине 1615 м вскрыла терригенные осадки предположительно карбона без нефтепроявлений. Вторая скважина глубиной 2250 м не вышла из триасовых отложений. Обе скважины сухие. Третья скв. Н-1 (Новонежинская) глубиной 1496 м пробурена рядом со скв. 119 и из нее после соляно-кислотной ванны получено около 2 т тяжелой нефти. В восточной части Курганской области в 2007– 2008 гг. в Вагай-Ишимской зоне по результатам проведенных с высокой кратностью сейсмических исследований на условно выделенных структурах пробурены глубокие скважины — Северо-Приволь-ная-1 (2402 м), Южно-Мокроусовская-1 (2400 м), Михайловская-2 (2897 м), Курган-Успенская-1 (2503 м). Существенных признаков УВ в палеозойских отложениях в новых, как и в ранее пробуренных, скважинах не обнаружено. Следует отметить, что в недавних работах по Курганскому Зауралью подробно представлены сведения о составе, коллекторах, флюидах, геохимии, результатах опробования по множеству глубоких скважин [4, 5]. Эти материалы не дают оснований для положительной оценки нефтегазоносности.

Структура верхнедевон-нижнекаменноуголь-ных толщ и история их формирования

Рассматриваемый район расположен в пределах Кустанайской седловины, перекрытой чехлом платформенных верхнемел-кайнозойских отложений толщиной до 500 м. Поверхность палеозойских отложений (подошва чехла) седловины характеризуется незначительными уклонами на север и юг и подъемами на запад и восток (рис. 1).

Палеозойские отложения района имеют сложное строение. Здесь сочленяются герциниды Урала и каледониды Казахстана. Сочленение происходит по субмеридиональной сутуре, которая с востока ограничена Валерьяновской окраинно-континентальной вулканической дугой, сложенной осадочными, вулканогенными и интрузивными образованиями среднего палеозоя. Валерьяновская дуга (зона) маркирует внешнюю границу активной окраины Казахстанского микроконтинента и Уральского палеоокеана (рис. 2). Особенно активный вулканизм в ее пределах отмечается в поздне-визейско-серпуховском и башкирском веках [7–9].

Восточнее дуги доюрский комплекс представлен нижнепалеозойскими и докембрийскими интенсивно дислоцированными и метаморфическими образованиями, перекрытыми с перерывом и угловым несогласием преимущественно осадочными складчатыми отложениями верхнего девона – нижнего карбона платформенного облика. Накопление этого складчатого комплекса происходило на западной окраине Казахстанского микроконтинента, в задуговых сравнительно неглубоких морских бассейнах, покрывающих весь Тургайский прогиб и значительные площади Центрального Казахстана.

Карбонатно-терригенные фаменско-нижнека-менноугольные отложения на значительных площадях были частично или полностью уничтожены из-за длительной эрозии (пермь – ранний мел). Только в двух менее приподнятых зонах Боровской и Вагай-Ишимской сохранились наиболее полные фаменско-нижнекаменноугольные разрезы (см. рис. 1). Более интенсивной эрозии подверглась Вагай-Ишимская зона, здесь от эрозии сохранились фаменско-турнейские и местами нижневи-зейские отложения. В Боровской зоне установлены отложения от фаменских до серпуховских и башкирских.

На остальной (большей) части Тургайского прогиба и Центрального Казахстана рассматриваемые отложения сохранились только в разрозненных синклинальных структурах.

Боровская зона имеет субмеридиональную ориентировку, она расположена между Валерья-новской осадочно-вулканогенной зоной (окраинно-континентальной дугой) и Убоганской ан-тиклинорной зоной с Кушмурунской триасовой депрессией. Она начинается в 60 км севернее Костаная, простирается на юг на 300 км при ширине 40–60 км и занимает площадь приблизительно 15 тыс. км2. Севернее и южнее на продолжении Боровской зоны на домеловую поверхность выходят нижнепалеозойские образования с мелкими останцами фаменско-каменноугольных пород [10–12].

Вагай-Ишимская зона сплошного развития фаменско-нижнекаменноугольных отложений находится на продолжении Убоганской тектониче-

Рис. 1. Схема строения палеозойских образований Южного Зауралья Fig. 1. Scheme of Palaeozoic formations, the Southern Trans-Urals

Складчатые комплексы Урала (герциниды) ( 1 , 2 ): 1 — на дневной поверхности, 2 — под чехлом мела – кайнозоя; 3 — Вале-рьяновская осадочно-вулканогенная зона (дуга); 4 — шельфовые терригенно-карбонатные комплексы D₃fm-C₁s (I — Боровская зона, II — Вагай-Ишимская зона); дислоцированные комплексы PR-D₂ (каледониды Казахстана) ( 5 , 6 ): 5 — на поверхности, 6 — под чехлом мела – кайнозоя (V — Убоганская зона); 7 — вулканогенно-осадочные породы триаса под чехлом мела (IV — Кушмурунский грабен); 8 — изогипсы поверхности палеозоя, км; 9 — Валерьяновская сутура; 10 — основные разломы; 11 — скважины: 1 — Н1 и 119, 2 — КУ1, 3 — Щербаковская; 12 — разрезы: КОП — Кустанайский, НП — Новонежинский; 13 — граница Кустанайской (РК) и Курганской (РФ) областей

Fold complexes of the Urals (Hercynides) ( 1 , 2 ): 1 — at day surface, 2 — under Cretaceous – Cenozoic cover; 3 — Valer’yanovsky sedimentary-igneous zone (arch); 4 — shelf terrigenous-carbonate sequences D₃fm-C₁s (I — Borovsky zone, II — Vagai-Ishimsky zone); faulted and folded sequences PR-D₂ (Caledonides of Kazakhstan) ( 5 , 6 ): 5 — at day surface, 6 — under Cretaceous – Cenozoic cover (V — Ubogansky zone); 7 — Triassic igneous-sedimentary rocks under the Cretaceous cover (IV — Kushmurunsky graben); 8 — structural contours of Palaeozoic Top, km; 9 — Valer’yanovsky suture; 10 — major faults; 11 — wells: 1 — Н1 and 119, 2 — КУ1, 3 — Scherbakovskaya; 12 — cross-sections: КОП — Kustanaisky, НП — Novonezhinsky; 13 — boundary of Kustanaisky (Republic of Kazakhstan) and Kurgansky (RF) regions

Рис. 2. Палинспастическая схема конца визейского времени [7]

Fig. 2. Palinspastic scheme of the Visean time end [7]

0         400 км

Палеогеографические обстановки ( 1 – 4 ): 1 — мелководный шельф, 2 — глубоководный шельф, 3 — озерно-аллювиальные равнины, 4 — суша; осадочные комплексы ( 5 – 7 ): 5 — карбонатные, 6 — терригенные, 7 — вулканогенные комплексы (а — вулканиты активных континентальных окраин известково-щелочного состава, б — островодужные вулканиты известково-щелочного состава).

VAA — Валерьяновская вулканическая дуга, KOK — Кокчетавский массив. Бассейны: CSB — Чу-Сарысуйский, TNB — Тенизский, SDB — Сырда-рьинский

Paleogeographic environments ( 1 – 4 ): 1 — shallow shelf, 2 — deep shelf, 3 — lacustrine-fluvial plains, 4 — onshore; sedimentary sequences ( 5 – 7 ): 5 — carbonate, 6 — terrigenous, 7 — volcanogenic sequences (а — non-alkalic volcanites of active continental margins, б —non-alkalic island-arc volcanites).

VAA — Valer’yanovsky volcanic arc, KOK — Kokchetavsky massif. Basins: CSB — Chu-Sarysuisky, TNB — Tenizsky, SDB — Syrdar’insky ской зоны. Ее площадь в пределах Кустанайской седловины, где отсутствуют юрские и нижнемеловые отложения, составляет около 10 тыс. км2 [4, 5].

Складчатый фаменско-нижнекаменноуголь-ный комплекс в обеих зонах сложен преимущественно карбонатными породами: светло- и темно-серыми пелитоморфными и органогенно-детритовыми известняками с маломощными прослоями рифогенных, глинистых и кристаллически-зернистых известняков, доломитов, ангидритов, вулканомик-товых песчаников и алевролитов, туффитов, темно-серых и черных мергелей и кремнистых аргиллитов. Визейские известняки местами битуминозные, черные, окремненные. По скважинным данным и магнитным аномалиям выделяется серия мелких штоков и даек диабазов, диабазовых порфиритов и диоритов.

На отдельных участках сохранились континентальные пестроцветные терригенные и вулканогенно-терригенные породы среднего – верхнего карбона с телами андезитобазальтовых порфиритов общей толщиной в сотни метров. Пермские отложения в районе достоверно не установлены. В Кушмурунской депрессии и в небольших грабенах Вагай-Ишимской зоны известны осадочно-вулканогенные образования триаса (туринская серия). Они с резким угловым несогласием залегают на терригенно-карбонатной толще карбона или более древних породах и перекрыты меловыми и кайнозойскими отложениями. Туринская серия представляет собой многократное чередование горизонтов терригенных континентальных пород, базальтов и липаритов общей толщиной до 1500 м.

В среднем карбоне Уральский палеоокеан закрылся, начались коллизия и орогенез Казахстанского и Восточно-Европейского континентов. Орогенез со складкообразованием продолжались до конца перми. Наиболее интенсивные дислокации в это время произошли в Валерьяновской зоне — фронтальной части орогенеза [13].

Рис. 3. Геологический разрез Боровской зоны по Кустанайскому опорному профилю Fig. 3. Geological cross-section along the Kustanaisky base survey line, the Borovsky zone

1 — нефтепроявления

1 — oil shows

В Боровской и Вагай-Ишимской зонах складкообразование также было достаточно интенсивным. Там широко проявлена дизъюнктивная тектоника, в том числе сдвиги и сдвигонадвиги. Палеозойские породы обеих зон смяты в узкие линейные складки с углами падения в среднем 35–45, редко 15–20°. Это подтверждено замерами углов напластования во всех скважинах по Кустанайскому опорному профилю с одинаковым вертикальным и горизонтальным масштабами (рис. 3).

Палеозойские отложения Боровской зоны севернее и южнее Кустанайского опорного профиля детально изучены по материалам многих десятков скважин и данным геофизических исследований, в результате построена схематическая геологическая карта (рис. 4), на которой четко видны субмеридиональные узкие складки с крутыми углами падения и многочисленные разломы. В сводах антиклиналей залегают турнейские или фаменские известняки, а в южной антиклинали — эффузивы D1-2 [3].

Возможно нефтегазоносные пласты выходят на домеловую эрозионную поверхность и нарушены многочисленными разломами. На сейсмических разрезах, проведенных через Боровскую и Вагай-Ишимскую зоны, наблюдаются разломы и короткие отражающие площадки с углами падения палеозойских слоев до 30° (рис. 5, 6). Более протяженные отражения с меньшими наклонами относятся к триасовым менее дислоцированным отложениям. Слои с более крутыми углами падения по данным сейсморазведки МОГТ характеризуются «прозрачной» сейсмической записью; например, в районе скважин 2П–Н-1 по керну углы падения составляют от 40 до 60°(см. рис. 5).

Скважинные материалы подтверждают высокую дислоцированность и раздробленность палеозойских отложений и в Вагай-Ишимской зоне. Так, в скв. КУ-1 (Курган-Успенская) глубиной 2503 м, пробуренной вблизи с границей Казахстана, под меловыми отложениями начиная с глубины 500 м трижды вскрыты палеонтологически обоснованные фаменские карбонаты, надвинутые на турней-ские слои с фораминиферами [14, 15]. Углы падения в верхних блоках составляют 10–30°, в средних 30– 70° и ниже 2000 м снова 10–30°. На глубине 1177– 1318 м вскрыто тело базальтов и долеритов. Нижняя пластина с малыми углами наклона слоев, вероятно, является автохтонной, а верхние более дислоцированные аллохтонные, опрокинутые и надвинутые.

В скв. Лебяжьевская-2 (также с повышенным выходом керна) под триасовыми базальтами на глубине 650–1100 м залегают фаменско-турнейские известняки с двумя пластами базальтов, толщина каждого составляет приблизительно 10 м. Углы падения пород от 45 до 75°. Палеозойские отложения Вагай-Ишимской зоны осложнены триасовыми грабенами, выступами дофаменских пород, многочисленными разломами (рис. 7), что неблагоприятно для сохранения залежей УВ.

Нефтепроявления, результаты испытаний

В Боровской зоне отмечены многочисленные нефте- и реже газопроявления из фаменско-нижне-каменноугольных карбонатных и терригенно-кар-

Рис. 3, окончание

Fig. 3, end.

бонатных отложений (рис. 8; см. рис. 3, 4). Наиболее значительные проявления жидкой и полужидкой нефти наблюдались около Кушмурунской депрессии с триасовыми траппами на Новонежинской площади, где согласно ряду публикаций открыто Новонежинское месторождение [5, 17]. Но в литературе отсутствует подробная информация об особенностях этих проявлений. Без этого трудно оценить их значение для прогноза. Поэтому приведем подробную характеристику новонежинских нефтепроявлений с выводом о разрушенном месторождении.

Первые существенные нефтепроявления на Новонежинской площади отмечены в картировоч-ной скв. 100 глубиной 1004 м, в 11 км севернее пос. Новонежинка. Скважина вскрыла терригенно-кар-бонатную визейско-серпуховскую толщу, по данным ГИС коллекторы отсутствуют. На глубине 418– 501 м в отдельных пустотах известняков размером 2–3 см встречается полужидкая нефть. В призабойной части среди известняков вскрыто 50 м диабазов. К востоку и к западу от скв. 100 в 1–2,5 км пробурено девять скважин глубиной от 615 до 1055 м при толщине мел-палеогеновых отложений до 200 м. Диаметр скважин колонкового бурения изменялся от 131 до 91 мм. На профиле выявлена полоса известняков нижнего карбона, слагающая здесь антиклиналь с крутыми углами падения. Две восточные скважины вскрыли триасовые траппы (см. рис. 8). В карбонатах и вулканитах отмечались проявления УВ в виде битумов и мелких скоплений нефти (2–3 см). По ГИС коллекторы отсутствуют.

Поэтому испытания на приток флюидов не проводились.

В скв. 119 в интервале глубин от 481 до 625 м (забой) вскрыты визейско-серпуховские известняки с мелкими гнездами, содержащими нефть. С глубины 524 м и до забоя во время бурения с промывочной водой выходила нефть в виде пленок. Испытания открытым забоем проводились 1,5 месяца в интервале 481–625,2 м. Обсадная колонна диаметром 108 мм посажена до 481 м и зацементирована на 270 м от башмака. Сначала на глубине 555 м закачивалась горячая вода и поставлена соляно-кислотная ванна. За девять дней получено 220 л нефти. В дальнейшем проводилось торпедирование перспективного интервала, дополнительное закачивание горячей воды, постановка соляно-кислотных ванн с концентрацией кислоты 12–14 %. Уровень воды был снижен до 600 м. При этом дебит нефти снизился с 30 до 3– 4 л/сут. После этого в скважине трижды взрывали торпеды, при этом наблюдалось незначительное повышение дебита нефти. За 1,5 месяца получено около 1 т нефти. Уровень воды восстанавливался очень медленно, с декабря 1959 г. по ноябрь 1960 г. он поднялся с 470 до 240 м, при этом сверху образовался столб нефти высотой 19 м. Нефть тяжелая с плотностью 0,911 г/см3, смолистая (10 %), парафинистая (5,3 %), содержание серы 0,45 %. Выход легких фракций низкий: до 200 °С — 0,8 %, до 300 °С — 14 %, содержание масел (мазута) — 50,8 %. По УВ-составу нефть относится к группе нафтеново-метановых со значительным количеством ароматических УВ [2, 3, 18].

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 4. Геологическая карта палеозойских отложений Боровской зоны в районе Кустанайского опорного профиля и Щербаковского участка [3]

Fig. 4. Geological map of Palaeozoic deposits in the area of Kustanaisky base survey line and Scherbakovsky site, the Borovsky zone [3]

3 км

1 — взбросы, взбросонадвиги; 2 — разрывы, субширотные разломы, сбросы; скважины ( 3 – 7 ): 3 — глубиной 1500 м, 4 — глубиной 600–1200 м, 5 — глубиной до 300 м, 6 — с нефтепроявлениями (жидкая нефть), 7 — с элементами залегания пород по ориентированным кернам; 8 — сейсмические профили; 9 — линии геологических разрезов; 10 — граница между Щербаковской и Лесной площадями

1 — reverse faults, oblique thrust faults; 2 — breaks, roughly EW trending faults, normal faults; wells ( 3 – 7 ): 3 — 1500 m deep, 4 — 600–1200 m deep, 5 — up to 300 m deep, 6 — with oil shows (liquid oil), 7 — with rock dip and strike determined from oriented core; 8 — seismic survey lines; 9 — lines of geological cross-sections; 10 — boundary between Scherbakovsky and Lesnaya sites

Для изучения нефтегазоносности всего карбонатного фаменско-нижнекаменноугольного разреза на Новонежинском профиле в 1970-1973 гг. трестом Актюбнефтегазразведка пробурена глубокая скв. 2П (2951 м), расположенная в 3,8 км западнее скв. 119 в присводовой части условно выделенной по картировочным скважинам Новонежинской антиклинали (см. рис. 8). Скважина вскрыла весь разрез нижнего карбона и фамена и на глубине 2734 м вошла в вулканогенный комплекс D1-2. С глубины от 1270 до 2660 м вскрыто шесть даек диабазов мощностью в первые метры. Углы падения пород составляют 15–20°.

При бурении визейских и верхнетурнейских известняков в глинистом растворе наблюдались газопроявления. По газовому каротажу также отмечены повышения до 2,5 %. Газ с глубины 1255 м метановый, содержит пентан (2,4 %) и гексан (27,6 %). Три выделенных по ГИС интервала по 10–16 м на глубинах от 1252 до 1705 м были перфорированы и испытаны пластоиспытателем КИИ-146. Притоков флюидов не получено. В фаменских и нижнетур-нейских отложениях коллекторов, нефте- и газопроявлений не отмечено. Таким образом, в скв. 2П не установлено коллекторов, притоков нефти, газа, воды и существенных признаков нефтегазоносно-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Рис. 5. Сейсмический разрез по Новонежинскому профилю Fig. 5. Seismic time section along the Novonezhinsky Line

2П 108 100 120

t , мс

Видны тектоническая раздробленность фаменско-нижнекаменноугольных отложений и неоднозначность первичной интерпретации за исключением подошвы триаса (Т2). Длина разреза — 30 км

One can see tectonic fragmentation of Famennian-Lower Carboniferous deposits and ambiguity of initial interpretation (except for Triassic Base, Т2). Cross-section length is 30 km сти, кроме отмеченных выше признаков газа. По керну все породы плотные, массивные, разбиты частыми трещинами, залеченными вторичным кальцитом.

В 2012-2013 гг. на Новонежинском участке пробурена и испытана скв. N-1 глубиной 1496 м. Она расположена вблизи скв. 119 (см. рис. 5). С глубины 562-567 м поднят известняк темно-серый, органогенно-обломочный, трещиноватый. В трещинах наблюдаются обильные проявления жидкой нефти. В скважине в течение ноября – февраля проведена перфорация шести интервалов по 2-5 м на глубинах 549–640 м и выполнено свабирование, притока флюидов не получено. В марте - апреле 2013 г. скважина обработана соляно-кислотным раствором с концентрацией 18 %, в результате получено около 2,5 м3 нефти. Нефть тяжелая (920 кг/м3), с высоким содержанием парафина, смол и асфальтенов.

Итак, результаты испытаний скважин 119 и N-1 оказались аналогичными. Притоков флюидов не

получено или они незначительны, что указывает на отсутствие коллекторов или их очень низкое качество. И в глубокой скв. 2П, вскрывшей весь фамен-ско-нижнекаменноугольный разрез, коллекторские горизонты также не установлены. Нефть в небольших количествах удалось получить только после обработки разреза соляной кислотой. Кислота растворила вторичный кальцит, который запечатывал мелкие гнезда нефти. Все это указывает на то, что на Новонежинской площади обнаружено не месторождение нефти, как считают некоторые геологи, а следы разрушенной в конце палеозоя – начале триаса залежи. К такому же выводу по результатам испытания скв. 119 раньше пришел и известный нефтяник А.А. Клубов [18].

На Кустанайском опорном профиле и Щербаковской площади нефтепроявления отмечены в 46 скважинах (см. рис. 3, 4). Наиболее четкие нефте-проявления зафиксированы на Щербаковской площади. Проявления в основном встречены в визей-

Рис. 6. Сейсмические разрезы в Вагай-Ишимской зоне

Fig. 6. Seismic sections in Vagai-Ishimsky zone

B

CDP 0

1800 t , мс

М7                                         М9

851 876  901 926  951 976 1001 1026 1051 1076 1101 1126

KZ

к

D -C

Показано сложное складчатое строение фаменско-нижнекаменноугольных отложений, разбитых разломами [16] A — в северной части зоны, B — в южной

Complicated folded structure of Famennian-Lower Carboniferous deposits broken by faults is demonstrated [16] A — northern part of the zone, B — southern part of the zone

Рис. 7. Геологическая схема восточной части Курганского Зауралья [5]

Fig. 7. Geological framework of the eastern part of Kurgansky Trans-Urals [5]

Мокроусово III{?

I Вк-52

D

Вк-55

Вк-54

т

т

А-3

А-2-А-4

D

D

Нв-10

т

Нр

Вк-58

т

Вк-43

D Нм-1 1-2

D 3 -C 1

RF-PZ 1 Вк-8

_Нис-1 Вк-57 _Нр-1 °

—• с Нл-4

Нк-4

D 3 -C 1 Микушино

II Варгаши

Тп-1

Нкр-1 т ------1-U-Mokr

D 3 -C 1

Зл-35

III sPZ Ндм-1

m Нс-1

I

P1

Вк-56

C

II

D 3 -C 1

о ^ ^ ;n _и Лебяжье Ly ft)

D 1-2

0       15 км

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

Усл. обозначения к рис. 7

Legend for Fig. 7

• 1    — триасовые эффузивно-осадочные отложения; 2 — верхнепалеозойские пестроцветные терригенные отложения, порфириты андезитобазальтовые; 3 — верхнедевон-нижнекарбоновые терригенно-карбонатные отложения; 4 — нижне-среднедевонские красноцветные терригенные отложения, вулканиты; 5 — сланцы, кварциты, эффузивы, карбонаты рифея — нижнего палеозоя; 6 — нижнепермские граниты; 7 — границы основных структур; 8 — разломы; 9 — глубокие скважины

Зоны: I — Валерьяновская, II — Боровская, III — Вагай-Ишимская, IV — Петуховская

• 1    — Triassic sedimentary-volcanic deposits; 2 — Upper Palaeozoic variegated terrigenous deposits, andesite-basalt porphyrite; 3 — Upper Devonian-Lower Carboniferous deposits; 4 — Lower-Middle Devonian red-coloured terrigenous deposits, volcanites;

• 5    — Riphean-Lower Permian shale, quartzite, volcanic rocks, carbonates; 6 — Lower Permian granite; 7 — boundaries of major structures; 8 — faults; 9 — deep wells

Zones: I — Valer’yanovsky, II — Borovsky, III — Vagai-Ishimsky, IV — Petukhovsky

Рис. 8. Геологический разрез по Новонежинскому профилю Боровской зоны Fig. 8. Geological cross-section along the Novonezhinsky Line of Borovsk zone

Скв. Новонежинская

N-1 119

г

З

0,5

Н, км г г

г г г

г

2П гT

Ct-D fm

Ct-D fm

Бор

2 км

² ЕЕ ³

4        5

1 — диабазы, базальтовые порфириты; 2 — базальты, их туфы; осадочные комплексы ( 3 , 4 ): 3 — карбонатные, 4 — терригенные; 5 — нефтепроявления

1 — diabase, basalt porphyrite; 2 — basalts, their tuffs; sedimentary sequences ( 3 , 4 ): 3 — carbonate, 4 — terrigenous; 5 — oil shows

г

г

г

г г г г г г

г г_г^ггг^г_ггг^г

ско-серпуховских карбонатах. Поровые коллекторы обычно отсутствуют или характеризуются очень низкими параметрами. Общая пористость составляет 5,6–8 % (открытая 1,8–4,7 %) при проницаемости 0,0037 мД и нефтенасыщенности 0,2–0,24 %. Основные проявления битумов и вязкой нефти установлены в виде гнезд, запечатанных вторичным кальцитом, в трещинах и мелких кавернах. Более частые нефтепроявления выявлены в скважинах, пробуренных вблизи крупных разломов. Нефти тяжелые, нафтеново-метановые, маслянистые, частично окисленные. На Щербаковской площади в скв. 3Щ (интервал 522–637 м) при полном осушении ствола получен приток азотно-метанового газа дебитом 8–10 м3/сут [19, 2, 3].

В Курганском Зауралье в пределах Вагай-Ишимской зоны визейско-серпуховские отложения, с которыми связаны основные нефтепроявле-ния в Боровской зоне, размыты. В Боровской зоне в Курганском Зауралье фаменско-нижнекаменно-

угольные отложения не выявлены [4, 14]. В большинстве скважин Вагай-Ишимской зоны коллекторы и нефтепроявления в фамене – турне отсутствуют. Местами зафиксированы только слабые признаки нефтегазоносности. В скв. Михайловская-2 (рис. 9) отмечены незначительные выходы метана в процессе бурения, а в интервале 2350–2370 м наблюдались битуминозные примазки. В скв. Лебя-жьевская-2 под триасовыми траппами из закарсто-ванных турнейских известняков в интервале 680 м отмечено разгазирование глинистого раствора метаном [19].

Генерация и сохранение УВ

По скважинам Кустанайского опорного профиля и Новонежинской площади средние содержания Сорг в терригенных фаменско-нижнекаменноуголь-ных отложениях составляют 0,4 % при единичных значениях до 1 % [3]. По содержанию Сорг потенциал для генерации УВ оценивается от слабого до удовлетворительного. Генерация УВ подтверждается

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS

Рис. 9. Схема расположения скважин, вскрывших палеозойские отложения в восточной части Курганской области [15]

Fig. 9. Location map of wells that encountered Palaeozoic deposits in the eastern part of the Kurgansky region [15]

Т-У

ВК-55

Скв. Кругловская

Ю-М-1

Т-К

ВК-53

ВК-51

Курган

ВК-34

ВК-58

ВК-54

ВК-40

ВК-52

Скв. Дубровнинская-1 ВК-56

ВК-59

Скв. Варгашинская-10

ВК-36

Скв. Сухменьская-1

Скв. Лебяжьевские

Скв. Речновская-1

Скв. Воскресенская-1

Скв. Дмитриевская-1

Скв. Михайловская-1   Скв. Северо-Кошелевская-1

В-И

Скв. Медведевская-1

С-П-1

Скв. Западно-Петуховская

Скв. Чистовская-1

ВК-49

ВК-46

ВК-30 ВК-37   ВК-41  ВК-44

1 — структурно-поисковые и глубокие скважины; 2 — крупные разломы

Зоны: В-И — Вагай-Ишимская, Т-К — Тюменско-Кустанайская (Валерьяновская), Т-У — Тобольский выступ на продолжении Боровской зоны.

Скважины:С-П-1—Северо-Привольная-1,Ю-М-1— Южно-Мокроусовская-1, К-У-1 — Курган-Успен-ская-1, ВК — Восточно-Курганские

1 — structural-prospecting and deep wells; 2 — major faults

Zones: В-И — Vagai-Ishimsky, Т-К — Tyumensky ( V a l e r’yanovsky), Т-У — Tobolsky Uplift on the Borovsky zone extension.

Wells: С-П-1 — North Privol’naya-1, Ю-М-1 — South Mokrousovskaya-1, К-У-1 — Kurgan-Uspenskaya-1, ВК — East Kurgansky

40 км

как выявленными нефтегазопроявлениями, так и наличием битумов. Наибольшее количество биту-моидов (0,013-0,018 %) отмечено в верхнетурней-ских, нижне- и средневизейских отложениях.

Коллекторские свойства Кустанайского Зауралья изучены по многочисленным образцам из скважин Новонежинского участка и Кустанайского опорного профиля. Результаты указывают на фактическое отсутствие поровых коллекторов. Открытая пористость обычно не превышает 2,4 %, а в образцах с пористостью до 8–10 % практически нет проницаемости, за исключением единичных образцов.

Таким образом, в палеозойских отложениях Кустанайского района возможны только трещинный, карстовый или трещинно-карстовый типы коллекторов. Результаты исследований многочисленных скважин (испытания, откачки) показывают, что и такие коллекторы встречаются редко. Как показали материалы глубокой скв. Новонежинская-2П, на глубинах более 0,8-1 км отсутствуют и трещинно-карстовые коллекторы; четыре выделенных по каротажу объекта в этой скважине на глубинах от 1252 до 1760 м при испытании оказались сухими. Пласты возможно продуктивных отложений D₃fm-C 1 в пределах выявленных антиклиналей имеют углы падения от 10–15 до 40–60° и выходят на эродированную домезозойскую поверхность, что приводит к разрушению залежей.

В Курганском Зауралье в недавно пробуренной скв. Курган-Успенская-1 с высоким выходом керна в дислоцированных фаменско-нижневизей-ских отложениях исследования ОВ и битумоидов выполнены под руководством известного геохимика Н.В. Лопатина [4]. В большинстве образцов

карбонатов и аргиллитов содержание органического углерода варьирует от 0,1 до 0,5 % при содержании битумоидов меньше 0,005 %. Не установлено толщ, которые могли быть отнесены даже к бедным источникам нефти и газа. Катагенез ОВ палеозойского комплекса в этой и других скважинах Ва-гай-Ишимской зоны высокий — от мезокатагенеза до апокатагенеза (АК3-5). Сделан вывод, что в районе скв. Курган-Успенская-1 нефтегенерация завершилась в конце карбона. При таком уровне зрелости ОВ могли формироваться только скопления газа. Однако тектоническая нарушенность палеозойских отложений, их неудовлетворительные коллекторские свойства и покрышки не способствовали накоплению и сохранению и таких залежей.

В скв. КУ-1 по ГИС в фаменско-турнейских карбонатах в интервале 1560-2460 м выделено четыре объекта для испытаний толщиной по 7–13 м. На всех четырех объектах проводились снижения уровня жидкости от 810 до 890 м, при этом уровни оставались неизменными, что указывает на отсутствие коллекторов.

О низкой емкости коллекторов палеозоя в Южном Зауралье свидетельствуют и гидрогеологические данные. Притоки воды в скважинах Новонежинского участка и Кустанайского опорного профиля отсутствуют или не превышают 0,3 л/с. Водоносность палеозойских пород связана только с открытой трещиноватостью и карстами в верхней части разреза палеозоя (до глубин 500–700 м). Верхнемеловой водоносный горизонт гидравлически связан с зоной трещиноватости палеозойских пород. Региональным водоупором для единого па-леозой-мелового водоносного комплекса являются палеогеновые глины. Воды хлоридно-сульфатно-

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ И РЕЗУЛЬТАТЫ ГРР

натриевые с минерализацией от 3 до 15–46 г/л. В формировании вод превалировала инфильтрация, седиментационные воды до глубин 700 м уничтожены, ниже воды нет. Это означает, что до этих глубин разрушены и возможно существовавшие до триаса (перми) залежи УВ. Не получено притоков воды из палеозойских отложений глубже 1000 м при испытании в ряде скважин Вагай-Ишимской зоны. Так, в параметрической скв. Дмитриевская-1 (Ндм-1) проведено испытание палеозойских отложений в открытом стволе в интервале 1058–2735 м, представленном переслаиванием эффузивных и тер-ригенно-карбонатных пород. Притока флюида не получено. Параметрическая скв. Воскресенская-1 (НВС-1) на глубине 1100–2415 м вскрыла битуминозные известняки и глинистые фаменско-турнейские сланцы. Из интервалов 1057–1094 и 1126–1175 м получено соответственно 1 и 3,4 м3 глинистого раствора.

Заключение

Поисковые работы на палеозойские залежи нефти в Южном Зауралье с перерывами проводились начиная с 1950-х гг. За полувековую историю изучения пробурено более 300 скважин глубиной от 500 до 1500 м и около 15 глубиной 2500–3000 м. В результате установлены структурные условия и емкостные свойства, неблагоприятные для формирования и сохранения залежей УВ. Несмотря на отрицательные результаты геолого-разведочных работ, в ряде последних публикаций перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Южного Зауралья снова оцениваются положительно. Это обосновывается наличием нефтепроявлений и Новонежинского "месторождения", недостаточной изученностью сейсморазведкой, сходством разреза палеозоя региона с Предуральем и его слабой дислоцированностью, наличием залежей нефти в Западной Сибири [4, 16, 17, 19]. При этом по палеозою Кустанайской области прогнозные ресурсы оцениваются в 5,44 млрд т усл. топлива [20], а по Курганской — 600 млн т усл. топлива [4]. Предлагается продолжить детальные сейсмические исследования и бурение. Однако это противоречит изложенным выше результатам анализа накопленных материалов.

Проявления нефти и газа установлены в многочисленных скважинах Боровской и Вагай-Ишимской зон, характеризующихся практически сплошным развитием дислоцированных и в разной степени эродированных фаменско-нижнекамен-ноугольных терригенно-карбонатных отложений толщиной до 3–4 км. Первая зона площадью около 15 тыс км2 расположена в Кустанайской области, вторая площадью 10 тыс. км2 — в Курганской.

Обе зоны находились в обширном задуговом бассейне на активной окраине Казахстанского микроконтинента в тылу Валерьяновской окраинно-континентальной вулканической дуги. В этом бассейне в шельфовых условиях накапливались

карбонатные и терригенные отложения и существовали условия для первоначального нефтегазо-накопления.

Наличие нефтепроявлений в верхней части разреза палеозоя является указанием на то, что нефть существовала до периода денудации, т. е. до конца раннего карбона. Однако коллизионные процессы с интенсивным складкообразованием и магматизмом в конце карбона и последующая длительная денудация до середины мела разрушили гипотетические залежи УВ или препятствовали их формированию.

В процессе коллизии фаменско-нижнекамен-ноугольные отложения были разбиты многочисленными разломами и смяты в довольно крутые складки. При этом происходило разрушение залежей, а возможная миграция УВ шла в основном в атмосферу. Одновременно вторичные процессы вели к ликвидации поровых и трещинных коллекторов. Разрушению залежей, наряду с тектонической раздробленностью, способствовал выход крутозалега-ющих перспективных пластов на эрозионную поверхность. На разгерметизацию пластов и потерю ими УВ указывает и их очень низкая газонасыщен-ность.

В течение поздней перми – раннего мела продолжалась активная денудация, уничтожившая на значительных площадях фаменско-нижнекаменно-угольные отложения. Сохранились две сравнительно крупные зоны с этими отложениями — Боровская и Вагай-Ишимская. Но интенсивная дислоцирован-ность палеозойских отложений не позволяет изучить их структуру современными геофизическими методами, в том числе сейсморазведкой МОГТ.

В триасе излияния траппов и обновление разломов привели к возобновлению слабой миграции нефти в верхней трещиноватой части разреза (500– 700 м). На это указывает приуроченность основных нефтепроявлений к краям Кушмурунского грабена и к триасовым эффузивам. Из-за вторичных процессов минералообразования отсутствуют коллекторы, проявления нефти находятся в отдельных мелких емкостях, запечатанных вторичным кальцитом. Отсутствуют надежные покрышки.

Одна из разрушенных залежей обнаружена вблизи кушмурунских траппов на Новонежинской площади. Это нефтепроявление в некоторых работах именуется месторождением. Тяжелая нефть там запечатана вторичным кальцитом в отдельных гнездах. Испытания показали, что извлечение такой нефти возможно только путем разрушения породы или с использованием соляно-кислотных ванн.

Для сравнения отметим, что в детально изученной Шу-Сарысуйской впадине, расположенной в центре Казахстанского микроконтинента, сходная морская нижнекаменноугольная терригенно-кар-бонатная толща слабо дислоцирована и охватывает площадь около 200 тыс км2. В местах развития соленосных пермских отложений установлены ме-

OIL AND GAS POTENTIAL AND GEOLOGICAL EXPLORATION RESULTS сторождения газа с разведанными запасами менее 100 млрд м3.

Следует также отметить, что залежи нефти в палеозойских отложениях Западной Сибири обязаны своим существованием юрским нефтегазоматеринским породам, примыкающим к выветрелым доюрским карбонатным выступам. В Южном Заура-

лье выступы палеозойских отложений перекрыты пестроцветными терригенными породами верхнего мела с очень низким коэффициентом газонасы-щения.

Таким образом, по сумме факторов палеозойские отложения Южного Зауралья не могут быть отнесены к нефтегазоперспективным объектам.