![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Нефтяные и газовые месторождения Северного Устюрта
Промышленная нефтегазоносность юрских, нефтеносность меловых и газоносность палеогеновых отложений доказаны на территории Устюрта. Получены прямые признаки нефтеносности верхнепалеозойских образований, что доказывает высокую их перспективность. Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений. Как отмечалось выше, нефтегазоносности Устюрта уделялось большое внимание и давалась положительная оценка его перспективности. Прямые признаки газонефтеносности из палеозойских отложений известны на южном склоне Южно-Эмбенского поднятия на площадях Жанасу и Туресай (Днепров, 1962; Замаренов, 1970). На площади Жанасу в скважине 11 из интервала 2505-2184 м получен приток нефти 0, 4 м3/с. Нефть густая, с удельным весом 0, 98 г/см3, окислившаяся, содержание смол 0, 67%, серы 0, 42%, вязкость 6, 47, кинематическая вязкость 47, 7% (Днепров, 1962). Возраст, давших приток нефти пород, определяется как позднедевонский (Дз). На Туресайской площади в скважине Г-3 признаки нефтегазоносности наблюдались в отложениях нижнего карбона в интервалах 2920-2923, 3046-3051, 3051-3056; 3124-3126, 3129-3164м (Днепров, 1962; Замаренов, 1970). Обнаружены продуктивные нефтеносные горизонты с промышленными дебитами скважин в известняках карбонового возраста на площадях Жанажол, Урихтау, Кунгурская и Синельниковская (Дальян, 1985). В последующие 30 лет, особенно после 1964 г., началось народнохозяйственное освоение Устюрта. Через него были проложены газопроводы Газли-Урал и Туркмения-Центр, железная дорога на Мангышлак. В связи с этим строительством и начавшимися поисками нефти на Устюрте были проведены геологические и геофизические исследования и в том числе пробурено значительное количество глубоких скважин, что позволило по-новому подойти ко многим вопросам его геологии, поставить вопрос о перспективах его нефтегазоносности и даже открыть в его пределах несколько не очень крупных газовых и нефтяных месторождений. В юго-восточной каракалпакской части Устюрта работали геологи и геофизики Узбекистана под научным руководством академика АН Уз.Р А. М. Акрамходжаева. В казахстанской части Устюрта проводили различные работы Западно-Казахстанское нефтеразведочное геологическое управление и его экспедиции, трест " Союзгеофизика", Турланская геофизическая экспедиция Южно-Казахстанского геологического управления, трест " Казнефтегеофизика", Западно-Сибирский геофизический трест, Всесоюзный аэрогеологический трест, московские и ленинградские научно-исследовательские институты, КазНИГРИ (г. Атырау) и Институт геологических наук им. К. И. Сатпаева МОиН РК. Проведенными работами на территории только Северного Устюрта было выявлено более 140 локальных поднятий, выяснены основные черты стратиграфии и литологии палеогеновых, меловых и юрских отложений Устюрта, подтверждено неглубокое залегание дислоцированных пород палеозоя на Центрально-Устюртском валу и широкое распространение к северу от него (ниже юры) спокойно залегающих красноцветных отложений триаса и верхней перми. Ниже подошвы последних сейсморазведкой в пределах Северного Устюрта обнаружен еще ряд субгоризонтальных отражающих поверхностей, точное стратиграфическое положение которых еще недостаточно ясно. Месторождения нефти и газа в юрских отложениях. Каракудукское месторождение расположено в пределах западной части территории плато Устюрт (рис.4).
Рисунок 4. Нефтяное месторождение Каракудук. 1-внешний и внутренний контуры нефтеносности; 2-зона отсутствия и замещения коллектора; 3-номера блоков. По Ш (подошва мела) опорному отражающему горизонту оно представляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с более крутым северным крылом, площадью 8x5 км и амлитудой 55 м. Она замыкается изогипсой 2175 м. Установлены 4 продуктивных горизонта: два в верхне- и два в среднеюрских отложениях. Из всех горизонтов получена промышленная нефть. Из первого горизонта скважина 1 в интервале 2600-2605 м получена нефть дебитом 23 м3/сутки. Из второго горизонта (интервал 2600-2610 м) получен фонтанный приток нефти с дебитом 24 м3/сутки, с газовым фактором 26 м3/сутки, а из интервала 2626-2632 м получили нефть дебитом 0, 9 м3/сутки. Нефть относится к группе легких, высокопарафинистых, малосернистых, смолистых. Содержание парафина 22%, серы 0, 03%, удельный вес нефти 0, 810 г/см3. Кинематическая вязкость при +50° - 5, 39%. Кроме того, при испытании в скважине № 7 в интервале 2942-2966 м получен фонтанный приток нефти с дебитом 45 м3/сутки. Исследование керна из интервала 2600-2605 м показывает, что кол-лекторские свойства здесь плохие, проницаемость составляет всего: на газ 2, 96, на воду 0, 55 мД, пористость полная 19, 33%, открытая 14, 85%. По нарастанию дебита нефти с глубиной можно заключить, что свойства коллекторов улучшаются (рис.5). Б А
В
Рисунок 5. Нефтяное месторождения Каракудук. А-разрезы продуктивной части отложений; Б, В – геологический разрезы по линии II-II и I-I. Арстановское нефтяное месторождение. В 1967 году на юго-западном борту Северо-Устюртской впадины было открыто Арыстановское нефтяное месторождение, продуктивность которого связана главным образом со среднеюрским отложениями (рис.). Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, субширотного простирания размером 30x9 км с амплитудой 170 м по III отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой 2150 м. Геологической службой управления " Казнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено XII продуктивных горизонтов. Кроме того, в пермотриасовых отложениях отмечен ряд возможно продуктивных пластов. При испытании XII горизонта в скважине 3, интервал 3060-3070 м, получена нефть с водой соответственно 0, 1 и 2, 8 м3/сутки. В ходе испытаний XI горизонта в скважине 3 (интервал 3020-3032 м) при гидростатическом уровне 1456 м получена нефть с водой дебитом соответственно 0, 1 и 0, 5 м3/сутки. В скважине 4 из интервала 2922-2956 м также получен приток нефти с дебитом 0, 8 м3/сутки. Самый большой дебит нефти получен в скважине 13 из интервала 2920-3102 м. Дебит нефти составляет 127 м3/сутки и газа от 11000 до 7000 м3/сутки. Этот интервал включает низы X горизонта, XI горизонт и кровлю XII горизонта. В остальных скважинах дебиты оказались низкими из-за плохих коллекторов. Из X горизонта небольшой приток нефти 1, 5 м3/сутки получен в скважине 2 из интервала 2832-2845 м, а в скважине 10 из интервала 2859-2869, 2884-2887 м приток нефти составил 0, 4 м3/сутки. Эффективная мощность горизонта установлена в пределах от 2, 4 до 12, 5 м. Наблюдается замещение коллекторов этого горизонта непроницаемыми породами в районе скважин 3 и 5. IX горизонт опробован в скважине 3 (интервал 2902-2915 м). При гидростатическом уровне 529 м получен приток воды с пленкой нефти дебитом 1, 9 м3/сутки. Из VIII горизонта скважины 2 в интервале 2720-2729 м дебит нефти равен 33 м3/сутки и газа 2541 м3/сутки. Мощность нефтенасыщенных пород колеблется от 3 до 10, 5 м. Ухудшение коллекторских свойств этого горизонта отмечено в районе скважин 3, 9 и 11 (рис.6). Продуктивность VII горизонта установлена в скважине 2. Опробован интервал 2673-2684 м, из которого получен приток нефти и газа дебитом соответственно 17, 7 и 1000 м3/сутки. Замещение коллекторов наблюдается в направлении скважин 6 и 9. Из VI горизонта нефть получена в скважине 2 в интервале 2618-2628 м дебитом 2 м3/сутки при гидростатическом уровне 700 м. Испытание V горизонта проведено в скважине 2, интервал 2569-2595 м. Получена нефть дебитом 3, 7 м3/сутки. Эффективная мощность горизонта составляет от 3 до 9, 2 м. Из IV горизонта в скважине 2 получена нефть с водой. Их дебиты соответственно равны 2, 6 и 0, 1 м3/сутки. Приток получен из интервала 2498-2538 м. Эффективная мощность пласта равна 8, 2 м. Первому, второму и третьему горизонтам по промысловой геофизике дана отрицательная характеристика их нефтегазоносности.Продуктивность горизонтов Арстановского месторождения из-за частых замещений разнозернистых песчаников глинами очень непостоянна. Открытая пористость коллекторов по лабораторным данным составляет 11-13% по промысловой геофизике - 13-15%, коэффициент нефтенасыщенности - 57-60%. Анализы, проведенные Атырауской центральной лабораторией и Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным институтом, показали, что нефти метановые по углеводородному составу, малосернистые, малосмолистые, высокопарафинистые с удельным весом 0, 813-0, 846 г/см3. О. И. Ларикова получила интересные данные при определении возраста Рисунок 6. Структурная карта по кровле коллектора Ю-IX, месторождение Арыстановское. водорастворенных газов юрских отложений. При вычислении возраста по гелий-аргоновому методу (формула В. П. Савченко) установлено, что абсолютный возраст газов составляет 365 млн. лет, что приравнивается силуру. Куанышское газоконденсатное месторождение расположено в северо-восточной части Барсакельмесской впадины и представляет собой брахиантиклиналь северо-западного простирания размером 16, 5x6, 5 км с амплитудой по кровле продуктивного горизонта 160 м. Куанышское локальное поднятие выявлено по кровле карбонатной юры сейсмическими исследованиями МОВ в 1967году. Работами структурного бурения в тоже время по поверхности мела был зафиксирован сруктурный нос, раскрывающийся на северо-запад. В 1968 году при опробовании скважины 1 в с глубини 2280 м получен приток свободного газа, конденсата и воды дебитом 128, 8 м3/сутки. Абсолютно свободный дебит газа в скважине 5 равен 251, 7 тыс. м3/сутки, а конденсата - 30 м3/сутки. В настоящее время продуктивная тольща перечислены также другими скважинами (5, 6, 7).
Рисунок 7. Месторождение Куаныш. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта нижней юры. 1- поисково-разведочные скважины; 2- контуры газоносности; 5 - разрывные нарушения; 4 -изогипсы кровли нижней юры. Месторождение в северо-западной части нарушено разрывом, который проходит перпендикулярно оси и разделяет структуру на поднятую юго-восточную часть и опущенную северо-западную. Амплитуда разрыва равна 20 м. Залежь приурочена к пласту песчаников с открытой пористостью 6%. Эффективная мощность горизонта 52-74 м. Возраст вмещающих отложений определен как среднеюрский (Л. О. Тарасова). Ниже, в отложениях рэт-лейаса выделяется перспективный горизонт, который опробован в скважине 6 в интервале 3355-3375 м. Дебит незначительный. Состав газа (%): СИ, - 68, 33; С2Н6 - 13, 78; С3Н8 - 5, 06; N - 6, 57; С02 - 2, 01. Куанышское газовое месторождение является второй на Устюрте История развития складки к концу средней юры структура имела уже современный план с более крутым северо-восточным крылом, амплитуда ее в это время достигла 140 м. В верхней юре структура продолжает расти, однако В нижнем мелу складка подвергается равномерному росту, амплитуда структуры увеличивается еще на 60 м. Переходя к верхнему мелу, темп роста складки замедляется, прирост амплитуды не превыщает 20 м. В палеоген-неогеновое время Куанышская складка несколько расформировывается. На месте данной площади по кровле мела образуется структурный нос, раскрывающийся на северо-запад. Сама складка не подвергается особой перестройке, она сохраняет общую черту и достаточную амплитуду. Таким образом, по палеотектоническому развитию Куанышское На примере Куанышской складки можно отметить, что в пределах Некоторые структурные носы, отмечающиеся по верхним горизон- Изучение Куанышского локального поднятия показывает, что в Результаты испытания продуктивной нижнеюрской толщи следующие: Скв. 1, интервал 3054-3228 м, получен дебит газа 154 тыс. м3/сутки Скв. 5, интервал 3063-4014 м, получен при 8-мм штуцере 251-363 тыс. м3/ сутки, газ при пластовом давлении 341—366 атм. Скв. 6, интервал 3219-3199 м, при штуцере 11, 3 мм дала газ дебитом 18, 6 тыс. м3/сутки, конденсата 0, 72 м3/сутки, воды 36 м3/сутки. Скв. 7, интервал 3122-3111 ж, дала в том же штуцере газ 54, 4 тыс. Другие скважины дали воду с растворенным газом. В настоящее время на месторождении ориентировочные запасы газа около 15 млрд. м3. Шахпахтинское месторождение расположено в южной части Устюрта на Шахпахтинской ступени. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субширотного простирания размером 15x4 км с амплитудой 100 м по III отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой - 1450 м. Описание месторождения ведется в основном по данным 3. С. Ибрагимова и др. (1973). Геологической службой экспедиции " Каракалпакнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено десять продуктивных горизонтов. Они сложены песчаниками, гравелитами, аргиллитами и глинами, служащими покрышкой залежей. X горизонт мощностью до 50 м имеет пористость пород 8-10% и проницаемость 0-20 мД. Газовая залежь приурочена к своду поднятия и промышленного значения углеводороды в нем не содержатся. IX горизонт мощностью до 20 м. Получены притоки газа непромышленного значения. VIII горизонт мощностью до 70 м. Пористость его пород, содержащих газ, составляет 9-10%, проницаемость - до 28 мД. Дебеты газа - до 1, 5 млн. м3/сутки. VII горизонт представлен выклинивающимися песчаниками пористостью 7-10%, дебитом газа 70-100 тыс. м3/сутки. VI горизонт тоже маломощен с пористостью песчаников 7-8%, дебитом газа до 20 тыс. м3/сутки. V горизонт мощностью до 25 м, из которого промышленного притока не получено. IV горизонт сложен хорошо проницаемой 10м пачкой песчаников при 12-16% пористости. Дебит газа, несмотря на незначительную мощность, до 270 тыс. м3/сутки. III горизонт мощностью до 5 м. Пористость песчаников с прослойками глин и алевролитов составляет 12-16% при хорошей проницаемости с дебитами газа до 700 тыс. м3/сутки. II горизонт мощностью до 40 м. Пористость песчаников достигает 20%, проницаемость - 900 мД. Дебиты газа - 700-800 тыс. м3/сутки. I горизонт мощностью 50 м. Пористость песчаников, слагающих горизонт, меняется от 3 до 21%, проницаемость достигает 1500 мД. Дебит газа составляет 500-600 тыс. м3/сутки. Общий дебит всех горизонтов равняется 4 млн. м3 сутки. Химический состав газа почти всех горизонтов одинаков, где метан составляет 85-88%, этан - 2, 3%, азот и редкие газы достигает 8%, большая доля которых встречается в нижних горизонтах. Месторождения нефти в меловых отложениях. Каражанбасское месторождение расположено на полуострове Бузачи недалеко от береговой линии моря. Это не единственное месторождение нефти, открытое здесь в меловых отложениях: описывать каждое отдельно нет необходимости. Все они сводового типа. Отличительная их особенность состоит в том, что в сторону акватории моря нарастают мощности юрских и меловых отложений, в которых обнаружены залежи нефти. Рассмотрим Каражанбасское месторождение, выявленное в слоях мелового возраста, продолжающихся под плато с четырехкратным увеличением своих мощностей, чем на полуострове Бузачи. Каражанбасское месторождение по третьему отражающему горизонту представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания с секущим разломом, который делит структуру на две части - с опущенным северо-восточным крылом и приподнятым юго-западным. Амплитуда сброса равна 100-120 м. Размеры крыльев: северо-восточного 8, 5x2 км по изогипсе - 600 м при амплитуде 110 м и юго-западного 16x4 км по изогипсе - 450 м при амплитуде 150 м (Оздоев, 1977). Первый фонтан нефти получен из скважины К-12 (интервал 291-313 м) из неокомских отложений с дебитом при диаметрах штуцера 9 мм - 68 м3/сутки, 15 мм - 103 м3/сутки, 22 мм - 158 м3/сутки. По результатам анализа нефти плотность ее составляет 0, 939 г/см3. Содержание асфальтена и смол - 21, 1; парафина - 1, 55; серы - 2, 75%. В районе Тас-Сайра, в Центральной части Северо-Бузачинского свода, обнаружены поверхностные газопроявления в виде грифонов из нижнемеловых отложений. Химический состав газа: С02 - 0, 4; СН4 - 94, 72; С2Н6 - 0, 046; C3H8 - 0, 17; N - 4, 8%. В настоящее время Бузачинский полуостров стал крупным нефтедобывающим районом Западного Казахстана, внесшим значительный вклад в приращение энергетических ресурсов страны (рис.8). На самом плато признаки нефтеносности меловых отложений на площади Жайлыган, а также на других структурах ранее указывались В. С. Муромцевым и др. (1968), С. Е. Чакабаевым и др. (1973). Признаки газа установлены в меловых отложениях северо-восточной части Северного Устюрта на Тунгуруксорской седловине - 3. Е. Булекбаевым и др. (1970). В дальнейших работах меловые отложения требуют большего внимания при поисках нефти и газа. Месторождения газа в палеогеновых отложениях. Газовые месторождения описаны в основном по данным 3. Е. Булекбаева и др. (1970). Шикудукское месторождение расположено на западном борту Косбулакской впадины и входит в состав Авровской группы структур. По I отражающему опорному горизонту (подошва палеогена) локальное поднятие представлено в виде брахиантиклинали размером 6, 5x3, 5 км по замкнутой изогипсе - 1100 м. Однако площадь газопроявлений в 2-3 раза больше и достигает 14, 6x6 км. Пробуренными скважинами здесь обнаружены два продуктивных пласта, верхний из которых приурочен к кровле тасаранской
Рисунок 8. Каражанбас. Геолого-литологический профиль. 1 - нефтенасыщенная порода; 2 -водонасыщенная; 3 -тектоническое нарущение; 4 - индексы продуктивных пластов и горизонтов; 5-поверхность триасовых отложений; 6 - скважина. По материалам ПО “Мангистау Мунайгаз”
свиты верхнего эоцена. Он залегает в юго-западной части месторождения в интервале 617, 5-633 м, а в северовосточной - в интервале 635, 5-659 м. Эффективная мощность составляет 3, 2-5, 0 м. Открытая пористость алевролитовых пород-коллекторов достигает 28-30%, газонасыщенность - 50%. Дебит газа при диафрагме 3 мм равен 6, 3-6, 7 тыс. м3/сутки, пластовое давление 28 атмосфер, высота залежи до газоводяного контакта 20 м. Второй (нижний) горизонт является более мощным. Он вскрыт в интервале глубин 637-693, 7 м с общей мощностью 19 м (скв. 8) и 42 м (скв. 3), эффективная мощность - 11-24 м. Интенсивно насыщена газом только верхняя часть пласта мощностью 1, 5-4 м. Дебит ее при диафрагме 3 мм составил 5-6, 3 тыс. м3/сутки. Пластовое давление оказалось низким - 25, 2 атмосферы. Площадь второго продуктивного горизонта 12x4 км, высота залежи до газоводяного контакта 13-15 м. Коэффициент газонасыщенности очень низок (0, 34-0, 48%). Открытая пористость коллекторов из интервала 654-690 м - 30, 5-40, 7%. Газопроницаемость сухих образцов меняется в широких пределах -27-1039, 5 мД. Химический состав газа - метановый. Содержание метана в I продуктивном горизонте - 91, 4-95%. Кроме метана обнаружены этан, пропан и другие тяжелые углеводородные газы. Содержание углекислого газа не превышает 1%, количество азота с редкими газами равно 5, 2%, удельный вес (по воздуху) - 0, 5864 г/см3. Во II продуктивном горизонте содержание метана 90-94%, углекислого газа - 0, 1-0, 7%, азота вместе с редкими газами - 5, 5-9, 3%, удельный вес в пределах 0, 571-0, 5910 г/см3. неэоценовых отложениях. Оно расположено у северных чинков Устюрта в 100 м от газопровода Средняя Азия-Центр и приурочено к структурам Мынсуалмасской ступени. Газ содержится в алевролитах верхней части Кумского горизонта верхнего эоцена на глубине 330-450 м, под мощной толщей глин олигоцена и белоглинского горизонта. Шагырлы-Шумыштинское месторождение газа открыто в верхне- эоценовых отложениях в восточной части Мынсуалмасской тектонической стуени. В 1959 г. при геологической съемке масштаба 1: 200 000 в нескольких картировочных скважинах были получены фонтаны горючего газа из алевритов кумского горизонта на глубине 330-450 м. (рис.9). Площадь газоносности порядка 600 км2, средняя эффективная мощность пласта 5-7 м, пористость 36%, проницаемость 22 мД. Давление газа около 40 атмосфер, свободный дебит до 160 тыс. м3/сутки. В состав газа входит 86-96% метана, незначительное количество этана (доли процента) с полным отсутствием высших гомологов. Содержание углекислого газа колеблется от 0, 05 до 2, 35%, азота - 0, 5-7, 32%, гелия - 0, 0158-0, 3575%. Относительный удельный вес газа изменяется в пределах 0, 5439-0, 6118 г/см3.
Рисунок 9. Месторождение Шагырлы-Шомыштинское А-структурная карта; Б-профиль по скважинам 9, 10, 12, 26, 50, 48. Базайское месторождение связано с поднятиями Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак. Газоносный горизонт приурочен к кровле тасаракской свиты верхнего эоцена и назван аккулковским. В конце 50-х годов при анализе геофизических полей Р. Г. Гарецким и В, И Шрайбманом близ северо-восточного чинка Устюрта по
Рисунок 10. Месторождение Базайское А-структурная карта; Б-профиль пол скважинам 15, 16, 17, 18. При бурении структурно-поисковых скважин (глубиной до 600-800 м) на палеогеновых отложениях вскрыты различные части верхнего эоцена, олигоцена н неогена. На всю мощность палеоген пройден только скв. Г-11 и Г-16. В разрезе Базайского поднятия выше мергельной толщи сенона (мощностью более 200 м.) со стратиграфическим несогласием залегает преимущественно глинистая тасаранская свита среднего-верхнего эоцена общей мощностью 300—320 м. К верхней части тасаранской свиты, параллелизуемой с кумским горизонтом и представленной пачкой тонко перемежающихся глин, алевритов и песков, приурочен газоносный пласт. Продуктивная пачка перекрыта преимущественно глинистыми отложениями верхнего эоцен-олигоцена (мощностью 255-355 м) и песчано-глинистыми породами нижнего-среднего миоцена (мощностью 0-150 м). Базайское газовое месторождение приурочено к двум куполовидным поднятиям (Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак), осложняющим большую брахиантиклинальную складку Базайского поднятия, входящего в состав Базайско-Аккулковской зоны поднятий. Эта зона поднятий является осложненной юго-западной частью Челкарской мегасинклинали. Куполовидные поднятия Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак разделены седловидным перегибом. Базайское поднятие протягивается в направлении с СЗ на ЮЗ на 48 км (по стратоизогипce +40 м кровли чеганской свиты нижнего олигоцена) при ширине в северной части 16 и в южной - 5 км.. Поднятие имеет симметричное строение, пологий свод и относительно крутые крылья. На крыльях наклон кровли чеганской свиты составляет 30-45°. Северная периклиналь поднятия пологая, южная более крутая. Амплитуда структуры относительно соседних мульд составляет по поверхности нижнего Газовая залежь в пределах Базайского поднятия открыта в 1964 г. при аварийном открытом фонтанировании газа в скважине на куполе Промышленно-газоносным горизонтом является пачка часто пере- Продуктивный горизонт состоит из двух пачек, представляющих собой чередование пропластков (до 10-13) разнозернистых алевритов, и алевритистых глин. Эти пачки разделяются глинистой перемычкой (мощностью от 2 до 19 м), однако месторождение монопластовое, так как перемычка из-за незначительной мощности и наличия алевритовых прослоев обладает плохими экранирующими качествами. I (верхняя) пачка является основной газосодержашей в пределах купола Жаманкоянкулак. Общая мощность 10-17 м, эффективная -5-13, эффективная газонасыщенная - 2, 7 - 9, 7 м. На куполе Жаксыкоянкулак эта пачка имеет незначительные общую (1-8, 5 м.) и эффективную газонасышенную (0, 8-8, 7 м) мощности. II (нижняя) пачка является основной газосодержащей на куполе Породы-коллекторы характеризуются следующими физическими параметрами: открытая пористость 28, 5-44, 9%; газопроницаемость 189-1144 м/дарси, газонасыщенность 85-87%. Базайское газовое месторождение состоит из двух залежей, приуроченных к Жаксыкоянкулакскому и Жаманкоянкулакскому куполовидным поднятиям, но представляет один газовый резервуар, так как имеет единый газо-водяной контакт. Залежь газа пластовая, сводового типа, частично литологически В связи с этим этаж газоносности на первой площади варьирует от 35 до 55 м; на второй - от 27 до 58 м. Общая площадь газоносности 371 км2. Максимальные размеры газовой залежи купола Жаманкоянкулак - 20 х 10 км. Абсолютно свободные дебиты газа колеблются от 186 до 591 тыс. м3 /сутки. Газы сухие (уд. вес 0, 58 - 0, 587), метановые (94-96%), содержат также тяжелые углеводороды (C2H2 - 0, 11 - 0; 34%; С3Н8 - 0, 09 - 0, 12%), азот (до 5%), гелий (до 0, 087%). Содержание двуокиси углерода достигает 6 %. Газы залежи идентичны газам, растворенным в водах отложений тасаранской свиты. Пластовые вода хлоркальциевые, бессульфатные с минерализацией 53 - 82 г/л, плотность 1, 04 г/см. Давление насыщения пластовых вод 31-35 атм. Запасы газа Базайского месторождения по категории В + C1 При поисково-разведочных работах на Базайском месторождении Учитывая данные о регионально прослеживающейся высокой биту- Кызылойское месторождение выявлено в 35 км к западу от Базайского. По кровле аккулковского продуктивного горизонта свод поднятия оконтуривается изогипсой - 270 м. Поднятие имеет широтное простирание. Размеры 19x13, 5 км, амплитуда 50 м. Коллекторские свойства алевролитовых пород весьма высокие: открытая пористость достигает 36-37%, газонасыщенность - 70-80%. Свободный дебит газа достигает 200-325 тыс. м3/сутки. Состав газа преимущественно метановый. Содержание метана составляет 91, 3%, тяжелых углеводородов 0, 4%, азота с редкими газами 8, 3%, углекислоты 1, 5%. Относительный удельный вес газа в среднем составляет 0, 623 г/см3. Северо-Кызылойское месторождение расположено в 10 км к северу от Кызылойского. Оно занимает сводовую часть одноименной брахиантиклинали с амплитудой всего 15 м. Аккулковский продуктивный горизонт вскрыт на глубине 462-483 м. Общая мощность горизонта составляет 7, 5-8, 5 м, эффективная - 2, 6 - 4 м. Горизонт сложен глинистыми алевритами, которые по сравнению с кызылойскими коллекторами менее проницаемы. При испытании продуктивного горизонта был получен газ дебитом 6, 5 и 7, 5 тыс. м3/сутки при диафрагмах 5 и 10 мм. Пластовое давление составило 33 атмосферы. Состав газа аналогичен составу газа Кызылойского месторождения. Таким образом, все выявленные газонефтяные месторождения на территории Устюрта по типу ловушек относятся к сводовым. Не исключена возможность открытия месторождений, литологически экранированных, особенно в западной части исследуемой территории. Открытые месторождения нефти приурочены к юрским и меловым отложениям, а газовые - к юрским и палеогеновым. Причем юрские нефти и газы резко отличаются от меловых нефтей и палеогеновых газов по своим физико-химическим свойствам. Однако вышеописанные выявленные месторождения нефти и газа и их запасы не отвечают прогнозным оценкам запасов углеводородов нефтегазоматеринских пород, выделенных в второй главе. Как считают многие исследователи, одной из главных особенностей нефтематеринских пород является способность не только генерировать значительное количество углеводородов, но и отдавать их. Такую возможность имеют породы, концентрация органического вещества в которых достигает 0, 3% на породу (Маймин и др., 1959) (рис.11).
Рисунок 11. Месторождение Кызылойское А-структурная карта; Б-профиль Эмпирически считается доказанным, что суммарное содержание органического вещества во всех производящих породах данной неф-тегазоматеринской толщи должно превышать 1 млн. тонн в расчете на 1км2 площади, а количество эмигрировавших из них углеводородов 1000 т/км2 (Ботнева и др., 1984, с. ПО). По подсчетам в нефтематеринских породах Устюрта в 1 м3 содержится около 20 кг органического вещества. Исходя из вышеизложенного, нетрудно подсчитать потенциальные возможности нефтематеринских толщ. По самым скромным данным получается, что из общего объема углеводородов продуцированных мезозой-кайнозойскими нефтема-теринскими породами, если даже аккумулировались в залежи и в дальнейшем сохранились треть от них, то на сегодня запасы выявленных месторождений Устюрта не составляют и 5% от прогнозных.
|