Научная электронная библиотека
Монографии, изданные в издательстве Российской Академии Естествознания
Абилхасимов Х. Б.,
Глава 7. Оценка перспектив нефтегазоносности ПАЛЕОЗОЙСКОГО КОМПЛЕКСА Прикаспийской впадины
В Прикаспийской впадине нефтегазопроявления в виде притоков нефти и газа, признаков в керне, шламе и буровом растворе установлены в большом стратиграфическом диапазоне от девонских до неогеновых включительно. Все они приурочены к определенным тектоническим элементам и комплексам отложений, содержащих породы-коллекторы и покрышки.
Особенности пластовых резервуаров, фильтрационно-емкостные свойства пород, свойства покрышек надсолевых и подсолевых литолого-стратиграфических комплексов описаны различными исследователями в отчетах, монографиях и статьях по Прикаспийскому бассейну. Всеми исследователями отмечается литолого-фациальная изменчивость подсолевых отложений по площади и неоднородность по качеству пластов-резервуаров, в связи, с чем в каждой прибортовой зоне выделялись «свои» нефтегазоносные комплексы (НГК).
Уточненная литолого-стратиграфическая характеристика палеозойских нефтегазоносных комплексов и новые данные по нефтегазоносным природным резервуарам, полученным в последние годы в казахстанской части Прикаспийской впадины изложены ниже.
Нефтегазоносные комплексы северной бортовой и прибортовой частей довольно детально описаны в монографии «Нефтегазоносность палеозойской шельфовой окраины севера Прикаспийской впадины» (авторы: Куандыков Б.М., Матлошинский Н.Г., Сентгиорги К. и др.). Ниже приводятся данные по нефтегозоносности приведенные в указанной работе.
Выделяются восемь НГК, из них пять, связаны с карбонатными отложениями. Все они приурочены к одноименным литолого-стратиграфическим комплексам отложений.
Самыми древними породами, в которых были отмечены признаки нефти, являются нижнедевонские в северной части Прикаспийской впадины. Из койвенских отложений в скв. D-6 на месторождении Карачаганак был получен слабый приток нефти.
Среднедевонский эйфельский комплекс (D2ef) с промышленными залежами углеводородов установлен на Чинаревском выступе фундамента. На ряде структур отмечены нефтепроявления и признаки нефти. Литологически НГК сложен, преимущественно, карбонатными отложениями. На Чинаревском месторождении выявлены две газоконденсатные залежи – бийская и афонинская, расположенные на глубине 4830–5180 м. Ловушки имеют сложную тектоно-седиментационную природу, породами-коллекторами являются органогенные известняки, доломиты и известняки органогенно-детритовые.
На Карачаганакском месторождении нефтяная залежь, приуроченная к карбонатно-терригенным отложениям, вскрыта скважинами Д-1 и ДР-6. Слабый приток газа с конденсатом получен на Первосоветской площади при испытании интервала 4908–4935 м. Коллектор представлен известняками. Признаки в керне из бийского горизонта в виде запаха и выпотов конденсата зафиксированы в интервале 4680–4691 м в скв. П-41 Первосоветская. При испытании в колонне интервала 4679–4709 м получен приток пластовой воды с аномальным газоводяным фактором. Слабое газопроявление отмечено при испытании пластоиспытателем в скв. 2 Ю. Первосоветская. Коллекторские свойства бийских и афонинских отложений характеризуются незначительными величинами пористости и проницаемости. Пористость по ГИС достигает 22–28 %, по керну не превышает 6–8 %. Рифогенные породы-коллекторы бийского горизонта – каверново-трещинного типа, по данным ГИС значения пористости колеблются в пределах 3,3–10,1 %, в среднем составляя 4,8–5,2 %. Коллекторы афонинского горизонта представлены, преимущественно, темноцветными известняками. По данным ГИС, пористость пород составляет 3,4–9,6 %. Эффективные толщины пластов – коллекторов обоих горизонтов колеблются в пределах 18,4–76,6 м. В данном НГК в северной бортовой и прибортовой зонах могут быть развиты ловушки массивного и массивно-пластового типов.
Живетско-нижнефранский терригенный нефтегазоносный комплекс (Д2gv-Д31p-kn) выделяется по аналогии с Волго-Уральской нефтегазоносной провинцией. Данная толща включает отложения живетского, а также пашийский горизонт франского яруса, продуктивные в пределах всех нефтегазоносных областей Волго-Уральской провинции. Ближайшей к северному борту площадью, где вскрыт пашийский горизонт с нефтяной залежью, является Ташлинская (Оренбургская область). Здесь при испытании интервала 5366–5374 м в скважине П-25 получен приток легкой нефти дебитом 25 м3/сут. В данном НГК коллекторами нефти и газа являются песчано-алевролитовые породы. Открытая пористость составляет 14–19 %, проницаемость – 50–1460 мД. Покрышкой для продуктивного комплекса служат глины и аргиллиты кыновского горизонта. В Казахстанской части северной бортовой зоны залежь нефти в пашийском песчаном горизонте выявлена при бурении скважины П-48 Приграничная на одноименном выступе фундамента. Кровля продуктивного горизонта расположена на глубине 4444 м, толщина пласта – 10 м. Дебит нефти при опробовании интервала 4442–4457 м составил 12 м3/сут, газа – 2,3 тыс. м3/сут при штуцере – 4 мм. Нефть по составу легкая, малосернистая. Породами-коллекторами залежи являются песчаники, характеризующиеся пористостью по ГИС 7,0–14 %. Покрышка состоит из глин тиманского горизонта толщиной около 5,0 м. Выявленная залежь по типу пластовая, вероятно, тектонически-экранированная.
В скважине П-61 Кутяковская в процессе бурения при забое в ардатовских отложениях на глубине 5600м отмечалось интенсивное газопроявление с облегчением и переливом бурового раствора, на поверхности которого фиксировались пленки нефти. Интенсивные притоки нефти и газа получены в скважинах на Чинаревском месторождении из ардатовских и муллинских отложений. На площади Карашиганак живетско-нижнефранский комплекс пород сложен более глинистыми образованиями, признаки нефти и газа в них не выявлены. Таким образом, данный НГК имеет свое развитие лишь в приподнятых частях северной бортовой зоны.
Верхнедевонско-турнейский терригенно-карбонатный НГК (D3-C1t) включает верхнефранские, фаменские и турнейские отложения широко развит в прибортовых зонах Прикаспийской впадины. Литологический состав его изменчив. В северной части бассейна преобладают карбонатные породы. Здесь в фаменских отложениях признаки нефти и газа отмечены в скв. П-41 Первосоветская, Г-1 Щучкинская, в турнейских – в скв. П-61Кутяковская, Г-2 Карповская.
На месторождении Карачаганак из отложений франского яруса были получены, преимущественно, притоки нефти, их дебиты при испытании колебались в пределах 326–1653,9 т/сут, газа – достигали 171,4 тыс. м3/сут.
В связи с этим, в разрезе выделена нефтяная оторочка толщиной 200 м, частично располагающаяся в отложениях фаменско-турнейского возраста. Позже из одновозрастных пород в скважине D-15 при испытании получен фонтан газа с конденсатом.
На месторождении Чинаревское газонефтяная залежь с небольшой газовой шапкой приурочена к карбонатным породам турнейского возраста. Суммарная эффективная толщина нефтенасыщенной части разреза достигает 50 м, пористость варьирует от 4,0 до 9,0 %. По данным испытания проницаемость пород-коллекторов достигает 200 фм2. Тип залежи-пластово-массивная.
Газоконденсатная залежь в турнейских карбонатных отложениях выявлена также на структуре Рожковская. Из интервала 4344–4365 м в скв. U-10 был получен приток углеводородов: дебит газа при 11 мм шайбе достигал 233 тыс. м3/сут, конденсата – 239 м3/сут.
Визейско-среднекаменноугольный карбонатный нефтегазоносный комплекс (С1v-C2b) включает отложения визейского, серпуховского, башкирского, а в отдельных случаях московского ярусов и является наиболее продуктивным. Признаки нефти и газа и их промышленные залежи установлены во всех бортовых зонах. Данный комплекс играет главную роль в формировании в нем залежей массивного типа. Все залежи содержат от 0,9 до 27 % сероводорода.
На севере Прикаспийской впадины в зоне бортового уступа визейско-башкирский комплекс продуктивен на структурах Дарьинская, Ростошинская и Чаганская. При испытании скважины Г-1 Дарьинская в интервале 4259–4266 м получен фонтан нефти и газа. Дебит нефти при 8 мм штуцере достигал 54,2 м3/сут, газа – 2,2 тыс. м3/сут. Фонтан газа из башкирских отложений получен в скв. 2 Чаганская, Средняя открытая пористость по ГИС и керну меняется от 8,4 до 29,5 %, проницаемость – до 8,0 мкм2.
Ростошинское газовое месторождение приурочено к предполагаемой органогенной постройке визейско-башкирского бортового уступа. Коллекторами являются органогенно-детритовые оолитовые и псевдооолитовые известняки башкирского и верхней части серпуховского яруса. Коллекторы – порового и, в меньшей мере, порово-кавернового типов. Величина пористости изменяется в пределах 4,4–12 %. Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта. По типу залежь – массивная. Нефтепроявления отмечены при испытании башкирских отложений в скв. 28 Цыгановская, запах и выпоты нефти – в керне скв. П-41 Первосоветская. Коллекторами служат пористые и трещиноватые карбонатные разности.
Обильные нефте-газопроявления отмечались в карбонатных отложениях московского яруса среднего карбона (скважины Г-2,6 Карповская, Г-1 Щучкинская, П-45 Первосоветская, П-48 Приграничная).
В расположенной во внутренней части бассейна локальной рифовой постройке Карачаганак основная продуктивная толща приурочена к отложениям визейско-башкирского возраста. Залежь – нефтегазоконденсатная, массивная, высота газоконденсатной части составляет 1420 м. Коллекторы-порового и порово-кавернового типов. Среднее значение пористости для газоконденсатной части – 10,7 %, для нефтяной – 9,4 %.
Нижне-среднекаменноугольный терригенный нефтегазоносный комплекс (С1+2) включает отложения от турнейского яруса нижнего карбона до подольского и мячковского горизонтов включительно. В северной прибортовой зоне в отдельных зонах породы данного НГК толщиной 80–120 м являются покрышкой для визейско-башкирского нефтегазоносного комплекса. Залежей нефти и газа в нем не обнаружено, отмечались лишь признаки нефти и газа в процессе бурения скважин на Карповской и Чапуринской площадях. Повышенные газопоказания и пленка нефти в буровом растворе отмечались в скв. 1 Щучкинская при бурении верейских отложений. Нефтепроявления в процессе испытания в виде незначительных притоков нефти наблюдались в скв. 2 Чаганская. В скв. Г-1 Дарьинская Южная из верейских отложений, сложенных аргиллитами с редкими прослойками песчано-алевритовых и карбонатных пород, при испытании интервалов 5304–5316 м и 5433–5446 м получен непромышленный приток нефти дебитом 0,1 м3/сут, газа – 300 м3/сут [4].
Нижнепермский нефтегазоносный карбонатный комплекс (Р1a-a) выделен в объеме ассельского, сакмарского, артинского ярусов и филипповского горизонта кунгура. По всему северному обрамлению впадины нижнепермские отложения представлены органогенными и органогенно-обломочными известняками с прослоями доломитов и реже – ангидритов. В районе нижнепермского уступа выявлена Тепловская группа газоконденсатных месторождений, приуроченных к биогермным постройкам сакмаро-артинского возраста. Их геологическое строение и нефтегазоносность описана во многих отчетах и опубликованных материалах. Тип коллектора – поровый, каверно-поровый, каверно-порово-трещинный. Пористость меняется от 5,5 до 12 %. Среднее значение проницаемости составляет 17 фм2, а максимальная достигает 1000 фм. Покрышкой залежей служат соленосно-терригенные отложения кунгура и верхней перми. Артинские карбонатные породы продуктивны также на Карачаганакском нефтегазоконденсатном месторождении. На отдельных площадях описываемой территории нефтеносными являются сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Западно-Тепловская, Гремячинская, Ульяновская). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей – пластовый, сводовый. Небольшая залежь в филипповских карбонатных отложениях разведана над основной газоконденсатной залежью на месторождении Карашиганак. Здесь же нефтяные пласты выявлены в выше залегающих карбонатно-терригенных отложениях внутри соляного массива. Толщина этих пластов равна 100–150 м.
В восточной прибортовой зоне девонские отложения изучены плохо, имеются лишь сведения по нескольким площадям, где вскрыты эти породы. Средне-верхнедевонский перспективный нефтегазоносный комплекс (НГК) в данном регионе является перспективным. Нижнедевонские отложения толщиной 135 м выявлены на площади Акжар Восточный в скв. Г-5 в интервале глубин 5808–5673 м. Литологически они представлены известняками коричневато-серыми, серыми, брекчиевидными, плотными, глинистыми. Породы смяты в мелкие микроскладки. В свежем сколе породы отмечался резкий запах бензина, по трещинам наблюдались единичные выпоты нефти. Девонские карбонатные отложения всех трех отделов выявлены на Темирском сводовом поднятии в скважине Кумсай П-4. Признаки нефти и газа в них не отмечены.
В Актюбинском Приуралье при испытании скважины № 6 Изембет из верхнедевонских терригенных отложений получен небольшой приток горючего газа. Наиболее перспективным данный НГК является на Жаркамысском поднятии. Здесь в последние годы сейсмическими работами прослежена толща КТ-III. Ожидаемые ловушки – массивного и пластового-массивного типов. Покрышкой могут служить глинистые и плотные карбонатные отложения турнейского и визейского ярусов.
Визейско-среднекаменноугольный нефтегазоносный комплекс на Темирском поднятии является перспективным, притоки нефти и газа из нижнекаменноугольных отложений наблюдались в скважинах Г-4 Сев. Бактыгарын, П-37 Бактыгарын, Г-1Аккудук. Наиболее полно данный НГК представлен и изучен в Жанажол-Торткольской зоне, где выявлены месторождения Кенкияк, Жанажол, Алибекмола, Кожасай, Урихтау и др. Литологически комплекс сложен доломитами, органогенно-обломочными и пелитоморфными известняками, содержащими тонкие прослойки терригенных пород. В разрезе ряда месторождений (Жанажол, Алибекмола и др.) выделяются две толщи: КТ-I и КТ-II, в возрастном отношении охватывающие, соответственно, гжельско-мячковскую и верхневизейско-башкирскую толщи пород, разделяющиеся терригенными породами – межкарбонатной толщей (МКТ).
Толща КТ-I имеет меньшее по сравнению с КТ-II распространение по площади и выявлена в пределах площадей Жанажол, Урихтау, Алибекмола, Ащисай, Северная Трува, Восточный Жагабулак, Алибекмола Южный. Из них на месторождениях Жанажол, Алибекмола, Урихтау, Мортук Восточный в толще КТ-I установлены нефтегазоконденсатные залежи, а на месторождениях Жагабулак Восточный, Северная Трува, Алибекмола Южный, Ащисай – нефтяные. Все залежи пластово-массивного или массивного типа. Максимальная толщина верхней карбонатной толщи (290 м) установлена на месторождении Жанажол. Из всего разреза 200 м составляет газовая шапка с конденсатом, 90 м – нефтяная оторочка. Коллекторами являются доломиты и известняки, пористость которых равна 14–16 %, проницаемость – до 240 мД. Толщина межкарбонатного слоя подольского возраста варьирует в пределах 80–540 м.
На месторождении Алибекмола газоконденсатная часть толщи КТ-I составляет 16 м, нефтяная – варьирует в пределах 2,5–46 м. Пористость пород-коллекторов в среднем равна 9,0 %. В отличие от других месторождений данной зоны нефтегазонакопления, на месторождении Алибекмола продуктивный горизонт выявлен и в межкарбонатной толще. Эффективная нефтенасыщенная толщина его равна 4,0 м, пористость – 7,0 %. Коллектором является карбонатный пласт, залегающий в терригенной толще.
Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа приурочена к толще КТ-I на месторождении Кожасай. Толщина газоконденсатной части достигает 293 м, нефтенасыщенная колеблется от 17 до 45 м. На месторождении Урихтау газонасыщенная толщина составляет 73 м, а нефтенасыщенная – 12 м. Меньшие нефтегазонасыщенные толщины (Нг = 16 м, Нн = 8,0–16 м) обнаружены на месторождении Мортук Восточный.
С толщей КТ-II связаны, преимущественно, нефтяные залежи. На месторождениях Кожасай, Мортук Восточный, Жанажол, Северная Трува в нижней карбонатной толще выявлены нефтегазоконденсатные залежи. На многих месторождениях залежи КТ-II находятся в стадии разведки. Нефтенасыщенная часть толщи на месторождениях колеблется в больших пределах – от 50 м на Жанажоле до 328 м на Восточном Жагабулаке и 506 м на Синельниковском. Признаки нефти в керне и буровом растворе наблюдались при бурении карбонатных пород башкирского возраста на площади Кокжиде.
Значение пористости пород-коллекторов нижней карбонатной толщи – небольшое, изменяется от 0,04 до 0,1.
Нижне-среднекаменноугольный терригенный нефтегазоносный комплекс развит на западном склоне Жаркамысского поднятия. Литологически разрез представлен переслаивающимися грубообломочными, песчано-алевролитовыми и глинистыми отложениями нижнего карбона с включением маломощных карбонатных пластов. В восточной прибортовой зоне с визейскими карбонатно-терригенными отложениями связано месторождение Лактыбай. Залежь нефти находится на глубине 3880–4760 м, по типу – многопластовая, тектонически экранированная сбросами. Толщина карбонатных пластов составляет 30–140 м, пористость их не превышает 6,0 %. Пористость песчано-алевролитовых пластов несколько выше, колеблется от 10 до 15 %. Толщина терригенных горизонтов колеблется от 23 до 182 м. На площади Тускум Северный при бурении скв.Г-6, Г-7 отмечались признаки нефти на глубине 3779–4033 м в известняках нижнего-среднего карбона. Залежь, вероятно, аналогична месторождению Лактыбай.
На месторождении Жанатан продуктивный пласт толщиной 6,6–33 м сложен песчано-глинистыми и карбонатными отложениями. Глубина его залегания – 3779–3844 м. Коллектором служат песчаники уплотненные, пористость которых в среднем равна 9,0 %. Нефть этих месторождений – малосернистая 0,1–0,3 %, характеризуется средней плотностью. Признаки нефти в породах нижнего карбона отмечены в скв. № 42 Каратобе.
Нижнепермский нефтегазоносный терригенный комплекс (Р1a-as) представлен неравномерно переслаивающимися песчано-алевритовыми и глинистыми породами. На ряде площадей развиты гравелиты и мелкогалечные конгломераты. Одна из характерных особенностей комплекса – пространственная изменчивость его литологических особенностей даже в пределах локальных поднятий, что предопределяет зональное развитие коллекторов и формирование литологически ограниченных залежей. С этим НГК связаны многопластовые нефтяные месторождения Кенкияк, Бозоба, Каратобе (ассельские, сакмарские, артинские горизонты), Акжар Восточный. На месторождении Кенкияк в разрезе терригенных нижнепермских отложений установлено шесть продуктивных горизонтов P1к, P-I, P-II, P-III, P-IV, P-V, разделенных хорошо прослеживающимися глинистыми разделами и стратиграфически приуроченных к кунгурскому, артинскому, сакмарскому и ассельскому ярусам. Выделенные продуктивные горизонты представляют собой линзообразный тип залежи, не подчиняющийся структурному положению, вероятно, они образовались при вертикальной миграции из нижележащего карбонатного резервуара. На месторождении Акжар Восточный залежь литологического типа, коллектором служат трещиноватые, пластинчатые глины, напоминающие доманикиты. Коллектор такого типа встречен пока только в среднедевонских отложениях месторождения Карашиганак. В Остансукском прогибе при бурении скважины П-38 Остансук во время проходки интервала 3482–3490,5 м отмечено разгазирование раствора и появление пленок нефти. При опробовании интервала 3460–3512 м получен слабый приток нефти с газом и водой дебитом 1,7 м3/сут., из интервала 3469–3536 м получен слабый приток разгазированной нефти. Нефтегазоносность артинских отложений установлена на площади Северный Беркут. При испытании скважины № 1 из интервала 4325–4370 м получен приток нефти дебитом 40 баррелей/сут. Коллекторами являются карбонатные песчаники с низкими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость находится в пределах 5,0–12 %, а проницаемость – 0,1–4,0 мД.
В южной и юго-восточной частях Прикаспийской впадины девонские отложения, как и на востоке, практически не изучены и по аналогии с северной бортовой зоной здесь прогнозируется развитие перспективного средне-верхнедевонского терригенно-карбонатного и карбонатного нефтегазоносных комплексов.
В пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы этот НГК по данным сейсморазведки представлен карбонатно-терригенными отложениями. Толщина эйфельско-нижнефранских отложений достигает 1,2–1,4 км. Здесь ожидаются залежи, преимущественно, пластово-массивного типа.
Выше залегает верхнедевонско (верхнефранско) – турнейский карбонатный НГК., с которым связаны перспективы нефтегазоносности месторождений Тенгиз и Кашаган. Притоки нефти из этого комплекса к настоящему моменту получены лишь на месторождении Тенгиз. Область распространения карбонатных резервуаров ограничивается глубоководными (глинисто-карбонатными) отложениями, играющими роль надежного латерального флюидоупора. Роль покрышки для залежи выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные отложения кунгурского яруса толщиной 465–1655 м. Пористость пород-коллекторов изменяется от 0,3 до 0,18.
Залежи нефти и газа массивного типа в визейско-среднекаменноугольном карбонатном нефтегазоносном комплексе выявлены на месторождениях Тенгиз, Кашаган, Королевское, Актоты. Аналогичная залежь прогнозируется на структуре Тажигали, расположенной в пределах Приморского вала, выделяющегося по поверхности подсолевых отложений и имеющего субширотную ориентировку. В процессе бурения в 1978 году скважины Г-13, после вскрытия терригенных артинских и карбонатных отложений карбона, на глубине забоя 3819 м наблюдались интенсивные нефтегазопроявления. Дебиты газа через 12 мм штуцер визуально оценивались в 600 тыс. м3/сут, а нефти – до 70 м3/сут. Коллекторами в рассматриваемом комплексе служат известняки различных типов: органогенные, обломочные, хемогенные. Пористость пород-коллекторов изменяется от 0,03 до 0,24, проницаемость – от 0,001 до 200–300 млд. В разрезе установлено три типа коллектора: поровый, трещинный, каверно-поровый и трещинно-каверново-поровый. Покрышкой служат глинистые отложения артинско-ассельского возраста и соленосные породы кунгурского яруса.
В нижнепермском карбонатном нефтегазоносном комплексе продуктивными являются артинские отложения на структуре Кайран на глубине 3126–3710 м. Залежь нефти приурочена к карбонатной постройке толщиной более 500 м. Коллектор представлен высокопористыми биогермными отложениями с редкими прослоями доломитов. Значение пористости варьирует от 2,0 до 22 % со средним значением 9 %. Тип залежи – массивный.
На структуре Южная, где нижне-среднекаменноугольные и ассельские отложения представлены карбонатными отложениями, в процессе бурения наблюдались нефтепроявления.
В пределах зоны развития карбонатного шельфа на Южно-Эмбинском палеоподнятии выделяется перспективный верхнедевонско-турнейский карбонатно-терригенный нефтегазоносный комплекс, который сложен, преимущественно, терригенными разностями. Карбонатные прослои встречаются лишь в разрезе верхнего девона. Коллекторами в карбонатных пластах являются трещиноватые и кавернозные известняки, а среди терригенных разностей – гравелиты, песчаники и алевролиты. В этой толще на площади Жанасу, в пределах зоны развития карбонатного шельфа, в интервале 2505–2696 м установлены три залежи тяжелой окисленной нефти, имеющих пластовое залегание. Дебиты нефти при испытании не превышали 0,1–0,3 м3/сут. Открытая пористость в известняках составляет 6,0–18 %, проницаемость – 50–900 мД. Коллекторские свойства терригенных отложений – более низкие.
Визейско-среднекаменноугольный, преимущественно, карбонатный нефтегазоносный комплекс, сложен известняками, доломитами, глинами и песчаниками. В этой зоне признаки нефти и газа отмечались на многих площадях. Так, в скв. Г-3 на площади Туресай наблюдалось выделение горючего газа из терригенных отложений
нижнего карбона (инт. 3130–3140 и 3154–3164 м). Газ по составу – азотный, с незначительной примесью углеводородов. Породы алексинского и тульского горизонтов обладают хорошими коллекторскими свойствами – пористость песчаников колеблется в пределах 17–35 %. В скважине П-1 Сазтюбе Южный из карбонатных пород нижнего карбона (интервал 4158–4185 м) получен приток газа дебитом
11 тыс. м3/сут, конденсата – 1,0 м3/сут., Приток нефти и конденсата из среднекаменноугольных отложений получен на площади Бекбулат.
В скважине Г-3 Елемес Западный отмечено нефтепроявление по керну в среднекаменноугольных отложениях в интервале 4467–4471 м. Керн представлен известняком буровато-коричневым органогенно-обломочным, с прослоями мелкокристаллических тонкослоистых известняков, к которым приурочены пятна нефти. С глубины 4394 до 4526 м в процессе бурения отмечались газопроявления. По данным газокаротажа суммарные газопоказания составили 29 % от фоновых. В составе газов установлены тяжелые УВ.
Выше залегает карбонатный нижнепермский нефтегазоносный комплекс, из которого были получены притоки нефти и газа в скважине Г-1 Елемес при забое 3913 м. Дебиты нефти при 9 мм штуцере превышали 300 м3/сут., газа – 20600 м3/сут. Нефть по составу легкая (0,8322–0,8355 г/см3), малосернистая и сернистая (0,35–0,85 %), сероводорода не содержит. Газовый фактор нефти колеблется от 165 до 263 м3/м3, пластовая температура в залежи составляет 102°, пластовое давление превышает 20 МПа. Из карбонатного разреза нижнепермского возраста в скв.Г-2 Сазтюбе из интервалов 3751–3760 и 3765–3768 м после неоднократных солянокислотных обработок получен промышленный приток нефти дебитом 28 м3/сут, газа – 47 тыс. м3/сут.
Залежи нефти, газа и конденсата выявлены в юго-западной части Южно-Эмбинского палеозойского поднятия на структуре Толкын. Продуктивные горизонты обнаружены в доломитах и биогермных известняках ассельского и артинского возраста. Структура сбросами разбита на блоки. По аналогии с залежами, выявленными в восточной прибортовой зоне, в карбонатном разрезе месторождения Толкын выделены две толщи – КТ-I и КТ-II, разделяющиеся глинистым прослоем. С нижней карбонатной толщей ассельского возраста связана нефтяная залежь, а с верхней артинской – газоконденсатная. Тип залежи – пластовый, тектонически экранированный. Пористость пород-коллекторов толщи КТ-I колеблется от 6,0 до 0,23 % (в среднем – 12 %), КТ-II – от 6,0 до 15 % (в среднем – 9,0 %). Покрышками для залежей служат плотные разности сульфатно-карбонатных отложений кунгура и глинистые породы триаса и пермотриаса.
На северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия, который отличается преимущественным терригенным типом подсолевого разреза карбона-нижней перми, средне-верхнедевонские отложения бурением не вскрыты. Согласно данным сейсморазведки, эта толща здесь также представлена терригенными отложениями, в связи, с чем в этом перспективном НГК следует ожидать залежи пластового и литологического типов.
На юго-восточном склоне Гурьевского и Биикжальского палеоподнятий по сейсмическим данным последних лет в верхних частях девонского комплекса выделяются локальные структуры, перспективные в нефтегазоносном отношении, где ожидаются ловушки пластово-массивного типа.
Турнейско-серпуховский терригенный нефтегазоносный комплекс развит на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия и в пределах Биикжальского палеоподнятия. Так, на месторождении Тортай признаки нефти отмечались в турнейских отложениях, а залежь нефти приурочена к тульскому горизонту среднего визе. Здесь на глубине 2794–3276 м выявлены четыре нефтяных горизонта пластовых, литологически ограниченных. Первоначальные дебиты нефти через 5 мм штуцер колебались от 24 до 27 м3/сут., газа – достигали 900 м3/сут. Коллекторы относятся к трещинно-поровому типу. Песчаники характеризуются открытой пористостью, достигающей 17 %. Из терригенных пород визейского яруса нижнего карбона притоки нефти получены также в скважине СГ-2 Биикжал (инт. 5200–5742 м), П-2 Улькентобе Ю.З. (5140 м), Г-4 Улькентобе (инт. 5276–5282 м).
Среднекаменноугольный карбонатно-терригенный НГК на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия и в пределах Биикжальского палеоподнятия сложен терригенными разностями с прослоями глинистых известняков. Толщина этого комплекса пород небольшая, находится в пределах 150–250 м. Нефтепроявления в процессе бурения отмечались в скв. Г-3Биикжал, на месторождениях Тортай и Равнинная с глубины 2842–3276 м получены притоки нефти и газа. Первоначальные дебиты нефти на месторождении Равнинная составили 88–92 м3/сут, газа –
2,8 м3/сут. Пластовые давления и температура в залежах составляют, соответственно, 21–45 МПа и 80–95 °С. Газовый фактор нефти в залежи «А» месторождения Тортай, где породами-коллекторами являются карбонатные породы, не превышает 11 м3/сут. По условиям залегания и типу ловушки – пластовые сводовые, литологически – и тектонически экранированные. В скв. 16 Ушмола при испытании пластоиспытателем интервалов 4580–4644 м, 4652–4762 м из среднекаменноугольных отложений получен разгазированный раствор со следами нефти. Газ – сухой. Нефть – малосернистая, смолистая, плотность ее-879,4 г/см3. В скв. Г-16 на площади Маткен при совместном испытании интервалов 5207–5217 и 5156–5165 м получен приток нефти дебитами 5,1–14,4 м3/сут при штуцере диаметром 7 мм. По данным поискового бурения, обнаруженные скопления нефти и газа – незначительные, вероятно, приурочены к линзообразным ловушкам внутри толщи. Региональной покрышкой выявленных залежей служат подсолевые нижнепермские отложения и сульфатно-галогенная толща кунгура, а зональными покрышками – пропластки глин и аргиллитов внутри толщи.
Нижнепермский нефтегазоносный терригенно-карбонатный комплекс (Р1a-as) изучен по всей юго-восточной окраине Прикаспийской впадины. Как и в восточной части Прикаспийской впадины, он представлен неравномерно переслаивающимися песчано-алевритовыми и глинистыми породами, гравелитами, конгломератами. В данном НГК выявлено небольшое по запасам нефтяное месторождение Шолькара, получены притоки нефти на площади Уртатау-Сарыбулак (месторождение Сарыбулак Северо-Западный). Продуктивный горизонт на Шолькаре залегает на глубине 3528–3560 м. и приурочен к верхним частям песчано-глинистого разреза артинского возраста. На месторождении Сарыбулак Северо-Западный, расположенном на северо-западном склоне Южно-Эмбинского поднятия, продуктивный горизонт по данным бурения скв. Г-9 на глубине 2865–2872 м также связан с артинскими отложениями. Тип залежей – пластовый, литологически экранированный. В нижнепермских отложениях нефтепроявления наблюдались в скважине Г-11 Ушмола в интервале 4547–4550 м и в скважине П-6 Кумшеты с глубины 4558м. Признаки нефти на глубине 3935 м отмечались в скважине Г-1 Аиыршагыл. На структуре Аккудук в скв. Г-2 из интервалов 3626–3600 м, 3340–3300 м получен приток воды с плёнкой нефти. В междуречье Урал-Волга фонтан газа из артинских отложений получен в скв. Г-2 Кобяковская. При забое 5219 м его дебит при 15 мм штуцере достигал 500 м3/сут.
В пределах Астраханского палеозойского поднятия выявлены средне-верхнедевонский и визейско-башкирский нефтегазоносный комплексы, с которыми связано одноименное нефтегазоконденсатное месторождение массивного типа. Основные запасы газоконденсата его приурочены к отложениям нижнего – среднего карбона. В ряде скважин на месторождении Астраханское получены притоки нефти и конденсата из артинско-нижнекунгурских (филипповских) отложений. В юго-восточной части Астраханского поднятия, в пределах Республики Казахстан расположено Имашевское газоконденсатное месторождение. В 1988 г. в скв. Г-4 Имашевская из интервала 4012–4088 м из отложений северо-кельтменского горизонта башкирского яруса получен фонтан газа и конденсата дебитами при 10 мм диафрагме, соответственно, 306 тыс. м3/сут., и 89,9 м3/сут. Выход стабильного конденсата составил 240 см3/м3. Содержание кислых компонентов в газе –27 %, в том числе сероводорода – 17 %, углекислого газа – 10 %. Коллектор представлен известняками мелко-порово-кавернозными. Пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 10–25 %. Пластовое давление (расчетное) составило 630 атм. Месторождение находится в разведке. Выделенные на Астраханском месторождении нефтегазоносные комплексы на территории РК являются перспективными.
Границы выделенных районов и зон нефтегазонакопления в подавляющем большинстве случаев совпадают с контурами тектонических элементов. Литолого-фациальный состав подсолевых пород, гидрогеологическая обстановка и термобарические условия были благоприятными для нефтегазообразования на большей части впадины. Региональная сульфатно-галогенная толща кунгура служит надежным флюидоупором. Различный фазовый состав УВ в подсолевом комплексе (нефть, газ, газоконденсат) обусловлен различными глубинами размыва. С позиции условий миграции и аккумуляции жидких и газообразных углеводородов наибольшие перспективы открытия крупных месторождений углеводородов приурочены, как правило, к приподнятым зонам – к крупным сводам, валообразным поднятиям, внутренним бортовым зонам. Оценка нефтегазоносности палеозойских отложений, составленная автором на основе нефтегазогеологического районирования, позволила выделить области и зоны, различные по степени перспективности (рис. 7.1).
Высокоперспективные районы и зоны – выявленные крупные месторождения нефти и газа вдоль бортовой зоны, а также локальные поднятия с благоприятными литолого-фациальными особенностями разреза, в котором прогнозируются резервуары с надежными региональной и локальными покрышками.
Перспективные – это площади, где в подсолевом палеозойском комплексе получены промышленные притоки или установлены месторождения УВ в надсолевых отложениях, а также имеются благоприятные геологические условия для скопления и сохранения УВ.
Возможно перспективные районы – это районы, где единичными скважинами вскрыта лишь верхняя часть подсолевого разреза, но по сейсмическим данным о составе пород подсолевые палеозойские отложения могут содержать продуктивные горизонты. Имеются благоприятные условия для скопления и сохранения залежей УВ.
Малоперспективные районы и зоны характеризуются ухудшением литолого-фациальных условий осадконакопления, ненадежной покрышкой, неблагоприятной обстановкой для формирования и сохранения скоплений УВ. Своды структур нередко глубоко эродированы и осложнены дизъюнктивными нарушениями.
Рис. 7.1. Схема перспектив нефтегазоносности палеозойского комплекса Прикаспийской впадины. Составил: Абилхасимов Х.Б. с использованием материалов ВНИГНИ, ВНИГРИ, ИГН им.К.И.Сатпаева, ПГО «Гурьевнефтегазгеология»
Районы с невыясненными перспективами приурочены к наиболее погруженной части впадины, где слабо изучен структурный план подсолевого комплекса, и установлена значительная толщина предполагаемых нефтегазоносных толщ.
В пределах Прикаспийской нефтегазоносной провинции выделяются Северо-Прикаспийская НГО, Эмбинско-Актюбинская НГО, Приморская нефтегазоносная область (НГО), и Центрально-Прикаспийская область с невыясненными перспективами.
Северо-Прикаспийская нефтегазоносная область охватывает северную бортовую часть впадины. В пределах внешней прибортовой зоны выделяется Тепловско-Токаревский газоконденсатный район. В этом районе в подсолевом комплексе промышленные залежи конденсата установлены в толще нижнепермских подсолевых отложений на поднятих – Западно-Тепловское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Токаревское, Каменская. Перспективными здесь являются карбонатные отложения от верхнемосковского подъяруса среднего карбона до филипповского горизонта кунугурского яруса нижней перми. Мощность этого комплекса достигает 1200 м и более. В пермских отложениях скопления УВ связаны с рифогенными структурами. В пределах внутренней прибортовой зоны впадины можно выделить Карачаганакско-Кобландинский нефтегазоконденсатный, а также Озинковско-Рожковский, Новоузеньский и Северо-Челкарский перспективные районы.
В пределах Кобландинско-Тамдинского вала пробуренная глубокая скважина КОБ-3 на структуре Кобланды, подтвердила наличие карбонатных отложений позднедевонско-раннепермского возраста. Мощность отложений – более 600 м. Данное открытие позволяет прогнозировать наличие глубокопогруженных карбонатных структур в глубокой части впадины, на склонах карбонатных платформ.
Перспективы Кобландинского подсолевого поднятия связываются не только с нижнепермским и каменноугольным комплексами отложений, где встречены хорошие коллекторы, представленные известняками и доломитами с Кп = 6–12 %, но с девонскими отложениями, которые представлены, в основном, доломитами с Кп = 4–10 %.
По полученным результатам бассейнового моделирования и технологии тепловой геотомографии, возможно на Кобландинском блоке отложения среднего – нижнего девона ниже отражающего горизонта П2d (глубина 7000–7200 м) также могут быть перспективны. Помимо Кобландинского поднятия, выделяются ещё ряд подсолевых структур, которые хотя и имеют размеры и амплитуду меньше поднятия Кобланды, однако могут рассматриваться как перспективные объекты.
Тамдинская структура по подсолевому комплексу отложений в тектоническом плане расположена в пределах свода Тамдинского выступа по фундаменту. Совместно с Кобландинской структурой, массивная структура Тамдинского поднятия образует единую приподнятую карбонатную зону – Кобланды-Тамдинский вал, протягивающийся вдоль северо-восточного борта Прикаспийской впадины. Он отделён от Соль-Илецкого свода РФ узким Линёвско-Изобильненским синклинальным прогибом, по северному борту которого проходит граница крутого склона нижнепермского карбонатного уступа. С востока и юго-востока Кобланды-Тамдинский вал ограничен Новоалексеевским прогибом, а с юго-запада – погружением в глубоководную часть Прикаспийской впадины.
Строение Тамдинского поднятия по подсолевому комплексу во многом сходно с поднятием Кобланды, и можно предположить наличие таких же пластов-коллекторов в нижнепермском и карбоново-верхнедевонском комплексах отложений, мощность которых может быть на 100–150 м больше, чем на Кобланды. Также выделяется по волновой картине на сейсмических разрезах наличие толщи доломитов среднедевонского возраста.
Отложения верхнего и среднего девона развиты, в основном, в сводовой части Тамдинского поднятия. На временных и глубинных разрезах они выделяются отдельными объектами в подсолевом осадочном комплексе в виде биостром (?), к которым с запада, юга и востока примыкают более молодые отложения карбона и нижней перми. В глубоководной части разреза верхнее-среднедевонские отложения следятся в сокращенной мощности до 100 м (против 700–800 м на своде поднятия, а в отдельных объектах и до 900 м).
Озинковско-Рожковский перспективный район приурочен к одноименной моноклинали подсолевого комплекса. Поверхность подсолевого комплекса здесь резко погружается в южном направлении с глубины 3,0 до 6,0 км. Мощность подсолевых отложений здесь резко сокращена и составляет 1,0–2,0 км. В пределах всего района развита региональная соленосная покрышка кунгура. УВ сюда могли поступать с юга из депрессий центральной погруженной части впадины.
Новоузеньский и Челкарский перспективные районы по подсолевому комплексу совпадают с Новоузеньской моноклиналью и Челкарской тектонической ступенью. На юге эти районы примыкают к Центрально-Прикаспийской зоне депрессий. Поверхность подсолевого комплекса в пределах этих районов по данным сейсморазведки погружается в южном направлении от 6 до 8 км. Мощность подсолевого комплекса здесь сокращена и составляет 1,5–3,0 км. Увеличение мощности происходит в южном и западном направлениях. В пределах рассматриваемых районов в подсолевом комплексе развиты локальные поднятия, представляющие определенный интерес для нефтепоисковых работ.
На юго-востоке и востоке Прикаспийской нефтегазоносной провинции выделяется Эмбинско-Актюбинская НГО. В тектоническом плане и при нефтегазогеологическом районировании, представляется достаточно сложной. Резко меняется литолого-фациальный состав подсолевых отложений по площади и разрезу, что отражается на распространении нефтегазоносных комплексов. Рассматриваемая область включает на севере Темирский нефтеносный, Остансукский газонефтеносный, Актюбинский высокоперспективный, Болгарско-Сорокульский перспективный районы. К западу от Тортколь-Жанажольского и Темирского районов выделен Боржер-Акжарский высокоперспективный район, Коскульско-Байганинский перспективный район, Карашунгыл-Намазтакырский перспективный районы, и Новоалаексеевский район с невыясненными перспективами, Тортколь-Жанажольский газонефтеносные районы, на юге – Южно-Эмбинский, Маткен-Биикжальский.
Темирский нефтеносный район расположен на севере Астраханско-Актюбинской нефтегазоносной области и совпадает по подсолевому комплексу с одноименной зоной валообразных поднятий. В подсолевом комплексе здесь установлены промышленные скопления УВ на площадях Кенкияк, Урихтау, Бозоба. Получены признаки нефти на площадях Арансай и Аккудук. Перспективными в рассматриваемом районе являются девонско-нижнепермские отложения, среди которых выделяют два нефтеносных комплекса: верхнекаменноугольно-нижнепермский терригенный (Тр-1), визейско-башкирский карбонатный (КТ-2) и перспективный карбонатный франско-турнейский.
Для верхнекаменноугольно-нижнепермского комплекса основным флюидоупором служит сульфатно-галогенная толща кунгурского яруса. Покрышкой для верхневизейско-башкирской карбонатной толщи является терригенный верхнекаменнугольно-нижнепермский комплекс. В продуктивных толщах преобладают коллекторы порового и порово-трещинного типа. В подсолевом комплексе здесь выявлено значительное количество локальных поднятий, которые могут быть ловушками для УВ. В формировании этих локальных структур преобладающую роль играл тектонический фактор.
Остансукский перспективный район совпадает с одноименным прогибом. С запада он примыкает к Темирскому нефтегазоносному району. В Остансукском районе на площади Алибекмола из карбонатов каменноугольных отложений (КТ-1, КТ-2) получены промышленные притоки нефти и газа.
К западу от Жанажол-Торткольского газонефтеносного и Темирского нефтеносного районов выделен Боржер-Акжарский высокоперспективный район, Коскульско-Байганинский перспективный район, Сарыкумак-Егендинский малоперспективный, Карашунгыл-Намазтакырский перспективный районы, а на севере – Актюбинский и Новоалексеевский малоперспективные районы.
Боржер-Акжарский высокоперспективный район приурочен к одноименной тектонической ступени, осложненной валами и локальными поднятиями. В подсолевом комплексе в терригенных отложениях нижней перми выявлены месторождения Акжар Восточный и Каратюбе. На месторождении Акжар Восточный перспективные ресурсы составляют более 1,2 млрд бар. Ресурсы подсолевых структур могут быть достаточно высокими и оценены в процессе доизучения этого района. Сульфатно-галогенная толща кунгура служит надежной региональной покрышкой.
Блок Жаркамыс Восточный располагает двумя потенциальными в нефтегазовом отношении комплексами: нижнепермский и пермо-триасовый (в основном, структуры примыкания и подкарнизные ловушки). Интерес представляет возможная связь соляного карниза Киндысай с близлежащим карнизом Южное Каратюбе с доказанной нефтеносностью. Развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура Жаркамысской зоны верхнепермские терригенные отложения выдвигаются, как перспективный объект для поисков залежей нефти.
Коскульско-Байганинский перспективный район соответствует одноименной зоне положительных структур. Кровля подсолевых отложений залегает здесь на глубине 5,4–6,0 км, а мощность их сокращена до 2,0–3,0 км. По сейсмическим данным в рассматриваемом районе под кунгурской соленосной толщей развиты терригенные нижнепермские отложения, ниже которых залегают терригенно-карбонатные породы нижнего карбона и девона. В подсолевом комплексе развиты крупные локальные поднятия, которые могут быть благоприятными ловушками для аккумуляции УВ.
Сарыкумак-Егендинский малоперспективный район приурочен к Западно-Байганинской моноклинали. Подсолевой комплекс здесь погружен на глубину 6,0–7,0 км, мощность его резко сокращена и составляет 1,0–2,5 км. По поверхности фундамента здесь выделяется Ащекульский выступ. Подсолевой комплекс в рассматриваемом районе предположительно представлен терригенными отложениями.
Болгарско-Сорокульский перспективный район совпадает по подсолевым отложениям с одноименным сводовым поднятием, которому по поверхности фундамента соответствует выступ. Поверхность подсолевого комплекса здесь зафиксирована на глубине 5,5–6,0 км, а мощность его сокращена и составляет 1,0–3,0 км. На склонах сводового поднятия, где отмечается возрастание мощности подсолевого комплекса, возможно обнаружение ловушек неантиклинального типа.
Подсолевое поднятие Бестау расположено в межкупольной зоне между соляными грядами Новодонецко-Хобдинская и Шанды-Аккудукская в пределах Бестауского выступа по фундаменту. Отмечается унаследованность отложений девона и нижнего карбона. По интерпретации разных исследователей структура представлена в виде вала субмеридионального простирания, на котором выделяются отдельные вершины-поднятия: Бестау Сев., Бестау Юж., Аккудук, Дамба Ю-В. При наличии коллекторов в подсолевых отложениях и других условий поднятие может представлять крупное месторождение УВ. Данные новых сейсмических материалов подтвердили наличие структур в виде цепочки поднятий на узком валу субмеридионального простирания, протягивающихся через всю Бестаускую зону с юга на северо-восток. Поднятие Бестау оказалось разделенным на две вершины: Бестау Северная и Бестау Южная. Восточная и Западная периклинали поднятия осложнены тектоническими нарушениями по глубоким подсолевым горизонтам П3, П2d, П2t.
Актюбинский район с невыясненными перспективами приурочен к одноименной зоне поднятий. Подсолевые отложения здесь залегают на глубине порядка 2,0 км на востоке и погружаются на западе до 5,0 км. Качество имеющегося на сегодня по данному району геолого-геофизического материала не позволяет однозначно говорить, что девонско-нижневизейские отложения в его пределах здесь представлены карбонатными породами.
Жанажол-Торткольский нефтегазоносный район совпадает с одноименной зоной валообразных поднятий. В рассматриваемом районе в подсолевом палеозойском комплексе промышленные скопления УВ установлены на площадях Жанажол, Урихтау, Синельниково, Кожасай, Южный и Восточный Мортук, признаки нефти получены на площади Тортколь. Перспективы здесь связываются с несколькими нефтегазоносными комплексами, охватывающими весь разрез от девонских до нижнепермских отложений. Выделяются крупные нефтегазоносные комплексы – терригенный верхнегжельско-артинский, карбонатный визейско-гжельский и третий перспективный карбонатный франско-турнейский. В рассматриваемом районе можно выделить Жанажол-Синельниковскую и Урихтау-Кожасайскую газонефтеносные, Тускумскую, Торткольскую и Восточно-Торткольскую перспективные зоны.
В рассматриваемом нефтегазоносном районе региональной покрышкой служит сульфатно-галогенная толща кунгура, а зональными покрышками – нижнеподольская терригенная толща и пропластки глин и аргиллитов внутри карбонатных толщ. Преобладают коллекторы каверно-порового, порового и порово-трещинного типа.
Южно-Эмбинский, Маткен-Биикжальский газонефтеносный районы. Нефтегазоносность выражена в виде нефтегазопроявлений и пульсирующих притоков на многих структурах (Тортай, Равнинная, Карашунгул, Улькентобе Юго-Западное и др.). Однако месторождений с промышленными запасами нефти пока не обнаружено. В пределах рассматриваемого района можно выделить Табынай-Шолькаринскую газонефтеносную, Сарыбулакскую и Сазтюбинскую высокоперспективные и Торесай-Диярскую малоперспективную зоны.
Южные склоны Гурьевско-Биикжальского и Северо-Каспийского сводовых поднятий, несмотря на большие глубины залегания подсолевого комплекса, представляют определенный интерес для нефтегазопоисковых работ. Здесь следует ориентироваться не только антиклинальные структуры, но главным образом на стратиграфически экранированные и неантиклинальные ловушки, связанные с палеорусловыми отложениями и конусами выноса.
В Маткен-Биикжальском районе бурение велось с целью выявления карбонатных построек в среднекаменноугольных отложениях. Однако разрезы оказались терригенными, преимущественно глинистыми. Малоамплитудные поднятия, выявленные сейсморазведочными работами, образованы за счет аккумуляции глинистых и карбонатно-глинистых пород на тектонически-приподнятых блоках.
В этой и других зонах юго-восточного борта Прикаспийской впадины необходимо изменить стратегию поисков залежей углеводородов с целью опоискования ловушек неантиклинального типа в нижнепермских и каменноугольных отложениях.
Из Биикжальского типа разреза получен фонтанный приток нефти и нефтепроявления из карбонатно-терригенных пород верхневизейских отложений (Биикжал СГ-2, Улькентобе Юго-Западное П-2). Нефтегазопроявления отмечены из известняков башкирского яруса и газопроявления из терригенных пород среднего визе нижнего карбона. В скважине Улькентобе Юго-Западное П-2 получен приток нефти 70 т/с. В зоне развития этого типа разреза широко развито АВПД. Региональной покрышкой служит сульфатно-галогенная толща кунгура, а зональными покрышками – нижнеподольская терригенная толща и пропластки глин и аргиллитов внутри карбонатных толщ. Залежи нефти и газа, которые ожидается встретить в нижнепермских и каменноугольных отложениях, будут приурочены к структурным или стратиграфическим ловушкам. Обоснованием выделения такого типа ловушек является хорошая информативность временных разрезов сейсмических профилей и присутствие аналогичных пластов-коллекторов во вскрытом разрезе месторождений Сазтобе, Тортай.
Приморская нефтегазоносная область выделяется на юге Прикаспийской НГП. В ее состав включены Астраханский газоконденсатный, Мынтобинско-Новобогатинский перспективный, Гурьевско-Кульсаринский высокоперспективный районы, и Тенгиз-Кашаганский нефтегазоносный район.
Астраханский газоконденсатный высокоперспективный район. В этом районе Имашевское поднятие выделено по отражающим горизонтам П1 и П2. Выделяется несколько локальных структур (Кордуан, Шортанбайская, Кызылоба, Котяевская). Скважина Имашевская Г-6 вошла в артинские отложения на глубине 3820 м. В скважине Кордуан П-2 визейско-башкирские отложения сложены органогенными известняками трещиноватыми, представляющими собой рифы.
В северной части Имашевского поднятия, в пределах Шортанбайской структуры, отмечается замещение карбонатных пород на терригенно-карбонатные. На Шортанбайской площади выделено собственно Шортанбайская и несколько небольших локальных структур. Предполагается, что в пределах последних карбонатные породы связаны с рифовыми постройками позднекаменноугольного возраста. Аналогичные постройки ожидаются, как было уже описано в главе 6 на структурах Караколь Южный, Бахиритдин и др.
Мынтобинско-Новобогатинский высокоперспективный район расположен между Астраханским и Каратонским нефтеносными районами. Перспективными могут быть отложения от девона до нижней перми. Прогнозируется карбонатный состав отложений.
В южной части междуречья Урал-Волга, параметрические скважины Кордуан П-2 и П-52 вскрыли артинские, ассельско-сакмарские нижней перми, башкирские среднего карбона, но не вышли из последних. На Кордуане вскрытый скважинами разрез представлен преимущественно карбонатными породами девонско-нижнепермского комплекса. Наибольшая мощность последнего отмечается в местах развития карбонатных пород.
В Междуреченской тектонической ступени по подсолевой части выделены перспективные структуры с глубиной залегания 6500–7000 м: Мынтеке Юж., Сазанкурак, Сазанкурак Зап., Манаш, Исатай, Исатай Северный и Забурунье.
В пределах Октябрьской тектонической ступени выделяется структура Центральный Бахаридин, примыкающая на северо-западе к Кобяковской структуре, а на юго-западе к структуре Алга. Пробуренная скважина КБ-101 вскрыла мощную толщу отложений нижнепермского, карбонового и позднедевонского возраста. По данным газового каротажа и ГИС на разных глубинах выделены 7 перспективных на обнаружение углеводородов интервалов, общей толщиной в несколько сотен метров. В районе выявлены локальные структуры Новобогат Западный, Новобогат Центральный, Жанаталап, Ровное и самое большое из которых Сарайшик, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ.
Тенгиз-Кашаганский нефтегазоносный район приурочен к одноименному сводовому поднятию. Здесь выявлены Тенгизское, Королевское и Кашаганское нефтяные. Потенциальные ресурсы УВ сосредоточены в карбонатном девонско-каменноугольном комплексе под выявленными надсолевыми месторождениями Прорва, Пустынная и Тажигали Юго-Западное.
Структура Южная остается перспективным объектом, несмотря на отрицательные результаты бурения 3 глубоких скважин, в связи со своими размерами и возможными потенциальными запасами. Наличие признаков УВ по результатам испытания показывает, что продолжение геологоразведочных работ на данной структуре остается целесообразным в девонском комплексе.
Структура Мунайбай, это объект, который также представляет несомненный поисковый интерес.
Развитие карбонатных построек подтверждено данными сейсмики и бурения на выявленных структурах по палеозою: Ансаган, Северный Култук, Пионерская-Максат, Прорва Глубокая, Буйыргын и Кокмай на востоке.
В пределах акватории Северного Каспия и прилегающих к морю прибрежной зоны выявлены высокоперспективные структуры, распространение которых показано на схеме.
Все палеозойские подсолевые структуры, сформированные на девонской карбонатной платформе, развитые в акваториальной части, обладают высокими перспективами нефтегазоносности. Здесь уже выявлены месторождения – Западный Кашаган (Кер-Оглы), Восточный Кашаган, Актоты. По новым данным интерпретации сейсмических материалов выявлено по отражающим горизонтам палеозоя поднятие Кашаган Северный (условное название).
Южно-Жамбайское палеозойское поднятие находится в одной нефтегазоносной зоне с Астраханским газоконденсатным месторождением. Близкое расположение Южно-Жамбайской структуры к указанным газоконденсатным месторождениям позволяет высоко оценивать перспективы ее нефтегазоносности. В пределах поднятия Жамбай-море выделено пять крупных поднятий: Сев. Косарна, Косарна, Юж. Косарна, Сев. Едил, Карабулак. Кроме того, в пределах этой зоны перспективны поднятия Караколь, Караколь Южный.
Трехбратское подсолевое поднятие и расположенные вблизи него локальные поднятия меньших размеров также представляются перспективными, прогнозируется сокращение мощности карбонатной палеозойской толщи и наличие в ее составе терригенных пропластков.
Выявленная и изученная западная морская часть Шубарбалинского палеозойского локального поднятия представляет значительный интерес для нефтегазопоисковых работ. Несомненно, восточная часть этой структуры распространяется на суше, где происходит ее замыкание. Близкое расположение и одинаковые литолого-фациалъные условия формирования с Тенгизским месторождением позволяют высоко оценивать перспективы нефтегазоносности Шубарбалинской структуры.
Структура Курмангазы находится в одной зоне с Каракульско-Смушковской зоной дислокаций и Южно-Астраханской группой поднятий, в ней отсутствует региональная соленосная покрышка. Поэтому, несмотря на значительное количество пробуренных скважин, не было выявлено ни одного промышленного скопления УВ. Кашаганские месторождения и структура Курмангазы расположены по разные стороны от Аграхано-Гурьевского разлома.
Гурьевско-Кульсаринский высокоперспективный район с севера непосредственно прилегает к Тенгизско-Каратонскому нефтеносному району. Перспективы связываются в основном с девонскими и каменноугольными отложениями, которые представлены преимущественно карбонатными породами. Подсолевые структуры Тасым, Айранколь и Алтыкулак представляют собой аккумулятивные осадочные накопления зоны отмелей карбонатных платформ.
Центрально-Прикаспийская (внутренняя) часть впадины отнесена к землям с невыясненными перспективами нефтегазоносности. Эта область отождествляется с наиболее погруженной зоной впадины, где кровля подсолевых палеозойских отложений зафиксирована на глубине 8–10 км и более. Мощность подсолевого палеозойского комплекса здесь по геофизическим данным изменяется от 3–4 км на сводах поднятий (Аралсорская, Болшеузеньское) до 6–7 км и более в депрессии (Хобдинская, Камышсамарская и др.). В пределах отрицательных структур докунгурское палеозойское время в центральной части впадины преобладали нисходящие движения, в результате чего здесь накопились, видимо, терригенно-карбонатные отложения. Центрально-Прикаспийской область, до сих пор остается слабо изученной как бурением, так и геофизичес-
кими методами разведки.
Изложенные особенности геологического развития исследуемого региона позволяют отметить их определяющее влияние на формирование зон нефтегазонакопления и входящих в их пределы месторождений УВ.
Несмотря на высокую изученность бортовых зон впадины «карбонатное» направление поиска углеводородов полностью не исчерпано.
Типовые разрезы природных резервуаров вышеуказанных НГО отражены на ри. 7.2–7.3.
Проведенная предварительная переоценка ресурсов УВС Прикаспийской впадины методом геологических аналогий позволила уточнить и увеличить прогнозные ресурсы нефти, газа и конденсата подсолевых отложений Казахстанской части Прикаспийской впадины. Перспективная толща отложений Прикаспийской впадины выделяется в стратиграфическом объеме от нижней перми до девона, включительно.
В Тепловско-Токаревской зоне нефтегазонакопления, в пределах Федоровского блока, Павловской и Чинаревской структур, ресурсный потенциал геологических запасов оценивается по: карбону – 20,5 млрд. м3 газа, 21,8 млн. т конденсата, девону – 15,2 млрд. м3 газа, конденсата 8,1 млн. т. Вероятна нефтяная залежь в среднем девоне.
Рис. 7.2. Типовые разрезы Приморской и Эмбинско-Актюбинской НГО
Рис. 7.3. Схематизированные типовые разрезы палеозоя Северо-Каспийской НГО и Центрально-Прикаспийской области (с использованием материалов Э.М. Воцалевского)
На месторождении Рожковское пробурены 8 поисково-разведочных скважин и одна параметрическая П-3, вскрыли подсолевой разрез вплоть до кровли верхнего девона (фаменский ярус), т.е. изучили на полную мощность продуктивный интервал. Установлено наличие двух газоконденсатных залежей, связанных с турнейским ярусом и бобриковским горизонтом визейского яруса. Выявлена залежь легкой нефти в башкирском ярусе среднего карбона. Извлекаемые запасы составляют: пластового газа: по категории С1 – 21587 млн. м3, С2 – 11199 млн. м3; сухого газа: по категории С1 – 18936 млн. м3, С2 – 9688 млн. м3; конденсата: по категории С1 – 9628 тыс. м3, С2 – 5101 тыс м3;
В Кобланды-Тамдинской зоне нефтегазонакопления (структуры – Кобланды, Тамды) – по категории С3 + Д1 + Д2 – 500/125 млн. т.
В Кенкияк-Жанажолской зоне нефтегазонакопления прогнозное содержание нефтяных углеводородов в структуре Бестау – по категории С3 + Д1 + Д2 – 300/80 млн. т. В пределах Темирской площади, геологические ресурсы, по предварительной оценке, на структурах Бахтыгарын, Арансай, Сев. Мортук, Кырыккудук, Итассай в продуктивных толщах КТ-I, КТ-II, D3fm – составляют более 380 млн. т нефти. В Жаркамысском своде – по категории С3 + Д1 + Д2 – 606/143млн. т.
Величина прогнозных ресурсов в Мынтобе-Новобогатинском своде (структуры Мынтобе, Новобогатинское, Сарайшик, Ровное) по категории С3 + Д1 + Д2 составляют 3640/1060 млн. т. Всего по данной оценке геологические ресурсы газа блока Сарайшык по Р50 составляют 189,4 млрд. м3, геологические ресурсы конденсата, 137,5 млн. тн. Наиболее значительными по запасам являются Новобогатинск Центральный и Ровное, которые содержат почти 50 % всех ресурсов блока: 50,0 и 41,5 млрд м3 свободного газа; 36,6 и 30,1 млн. т конденсата соответственно. Геологические ресурсы блока Жаик оценены в 286,9 млн. т условного топлива. Потенциальные геологические ресурсы по категории Д0 + С3 на площади Тасым оцениваются около 1 млрд. т нефти.
Начальные извлекаемые ресурсы газа и конденсата в подсолевом разрезе перспективных структур Забурунье: конденсат ~ 16,5 млн. т, газ ~ 47,9 млрд. м3, Мынтеке Южный: конденсат ~ 17,2 млн. т, газ ~ газ ~ 53,0 млрд. м3 с учетом сероводорода,
В Гурьевско-Кульсаринском своде (структуры Айранколь, Алтыкулак) по категории С3 + Д1 + Д2 составляют – 3080/922 млн. т.
В Приморском нефтегазоносном районе в пределах блока Кокмай на структуре Жеменей в девонско-каменноугольном комплексе прогнозируется более 110 млн. т извлекаемых запасов условного топлива.
В акватории Каспийского моря по категории С3 величина перспективных геологических ресурсов нефти в пределах структур Кайран, Кашаган, Актоты составила 9,63 млрд. т, свободного газа – 1395 млрд. м3, растворенного газа – 4641 млрд. м3.
По северной акватории Каспийского моря суммарные начальные ресурсы углеводородов палеозойских отложений составляют 25,2/9,5 млрд. тонн. Из них перспективная и прогнозная части по категории С3 + Д1+2 составляют: нефть – 5,738/1,56 млрд. т.
В качестве эталонных в подсолевых отложениях взяты месторождения, выявленные в бортовых частях бассейна.
Согласно расчетам, общие потенциальные ресурсы УВ по подсолевым отложениям до глубины 7,0 км оценены в 37,5 млрд. т, из них нефти – 21,8 млрд. т. Прогнозные ресурсы нефти составляют 17,3 млрд. т, извлекаемые – 4,6 млрд. т.
После проведенных нефтепоисковых работ последних лет изменилась геологическая модель строения ряда структур на суше, появились перспективные объекты на шельфе Каспийского моря. Наибольший прирост прогнозных ресурсов наблюдается в Приморской НГО в результате учета ресурсов акватории Каспийского моря.
На схеме размещения крупнейших месторождений и перспективных районов Прикаспийской впадины показаны выявленные гигантские и крупные месторождения и нефтегазоносные районы Прикаспийской впадины, с которыми связываются будущие перспективы обнаружения крупных объектов в подсолевом комплексе.
Имеющиеся в настоящее время оценки прогнозных ресурсов углеводородов Прикаспийской впадины показывают, что они реализованы не более чем на 30 % (из 40 млрд. т условного топлива разведано около 12 млрд. т).
По расчетам разных экспертов нефтегазоносный потенциал впадины минимум вдвое превышает разведанные запасы. По данным Ю.А. Воложа и др., прогнозные (геологические) ресурсы в объеме 70 млрд. т или при коэффициенте извлечения 0,4–28 млрд. т извлекаемых запасов. С учетом наличия надежной соленосной покрышки и АВПД (до 2-х), коэффициент аккумуляции будет, вероятно, выше и, соответственно, прогнозные ресурсы. Подсолевой комплекс до глубины 3–5 км хорошо изучен, и именно здесь в карбонатных отложениях позднего палеозоя выявлены основные разведанные запасы углеводородов. Результаты сейсмических исследований прошлых лет позволяют сделать заключение, что крупные внутрибассейновые карбонатные постройки уже выявлены. Возможно открытие еще нескольких карбонатных построек в пределах выявленных карбонатных платформ. Однако если даже все предполагаемые и достоверно установленные, но еще не разведанные, карбонатные массивы окажутся продуктивными их суммарные запасы будут меньше прогнозных ресурсов бассейна. Некоторые исследователи (Волож Ю.А., Гаврилов В.П. и др.), в данное время, предполагают, что в подсолевом комплексе Прикаспийского бассейна, помимо карбонатных массивов, существуют объекты другого типа, способные аккумулировать в себе гигантские по запасам месторождения. Такими объектами могут быть подводные конусы выноса нижнепермского возраста.
Эти объекты были выделены в начале девяностых годов при анализе региональных профилей, которые пересекали центральную котловину Прикаспийского бассейна. На этих профилях они отображаются в виде крупных аккумулятивных форм, сложенных низкоскоростным (менее 4,0 км/с) комплексом пород, погребенных кунгурской соленосной толщей. Большие глубины накладывают серьёзные ограничения на характер проведения здесь поисковых работ, поскольку в этом случае рентабельными объектами поисков могут рассматриваться только очень крупные по размерам резервуары, способные обеспечить большую плотность концентрации углеводородного сырья и высокие дебиты продуктивных скважин.
Ресурсный потенциал резервуаров, связанных с подводными конусами выноса ранее не оценивался. Такие глубоко залегающие объекты в Прикаспийской впадине до настоящего времени не подтверждены бурением. Поэтому о перспективах этих структур и их ресурсном потенциале можно судить исключительно исходя из общетеоретических соображений, широко используя метод аналогий. Мировой опыт нефтепоисковых работ свидетельствует, что с подобными структурами могут быть связаны гигантские по размерам месторождения углеводородного сырья.
О возможном наличии подобных подводных конусов выноса в пределах Восточно-Европейской платформы, описано Н.К. Фортунатовой (2007). Ею выделяется два типа этих образований, соответствующих различным стадиям развития седиментационного бассейна. Подводные конусы первого типа формируются в пределах
глубокого шельфа и склона бассейна в процессе выноса органогенно-обломочного материала из зоны рифообразования по межрифовым каналам. Подводные конусы второго типа (глинисто-карбонатные) формируются в регрессивный тектоно-седиментационный этап развития палеобассейна.
Это новое высокоперспективное направление крупных скоплений углеводородов для Прикаспийской впадины. Огромный потенциал подсолевых отложений только частично реализован в подсолевом карбонатном комплексе. Не менее значительная часть его, вероятно, связана с рассматриваемыми конусами выноса.
Таким образом:
- На севере и северо-востоке Прикаспийской впадины перспективными являются структуры – Кобланды, Тамды, Бестау, Ширак.
- В пределах Темирской и Жанажолской карбонатных платформ высокоперспективны площади: Темирский, Коскольское, Киндысай, Саркрамабас, Жагабулак Юго-Западный, а также девонский комплекс под выявленными месторождениями.
- В Мынтобинско-Новобогатинском районе перспективны выявленные локальные структуры Мынтобе, Новобогатинское, Жанаталап, Ровное и Сарайшик, в подсолевом разрезе которых прогнозируются карбонатные отложения позднедевонско-нижнепермского возраста, с которыми могут быть связаны промышленные скопления УВ.
- В Гурьевско-Кульсаринском районе перспективны структуры Айранколь и Алтыкулак.
- Высокие перспективы в подсолевых отложениях прибрежной зоны связаны со структурами – Имашевское, Караколь, Бахиритдин, Жамбай, Тажигали, Пустынное. Прогнозируется развитие девонских карбонатных построек на западе в районе Каратона, Ансагана и на площадях Буйыргын и Кокмай на востоке от Тенгиза.
- В акватории Северного Каспия связаны со структурами Шубарбалинское, Трехбратское, Жамбай Южный морской, Караколь Южный, Кашаган Северный.
- Помимо карбонатных массивов, возможно существование перспективных объектов, связанных с подводными конусами выноса нижнепермского возраста.
- Развитые в подкарнизных частях соляных куполов кунгура верхнепермские терригенные отложения также являются перспективными объектами для поисков залежей нефти. Такие объекты выявлены в пределах северной, восточной и юго-восточной бортовых зон Прикаспия.