Прикаспийская впадина (прикаспийская нефтегазоносная провинция НГП), включает в себя нефтегазоносные месторождения с весьма разнообразными петрофизическими характеристиками. На основе анализа которых разработаем таблицы сравнительных характеристик месторождений, разбитых на два типа по литологическому составу: карбонатные и терригенные. Так же на основе данного анализа рассмотренно геологическое строение условий залегания петрофизеческих характеристик продуктивных горизонтов нефтегазоносных месторождений Прикаспийской впадины, с предложением классификации данных месторождений по типу коллекторов и положению залежей относительно солянокупольных структур.
Распространение углеводородного сырья в Прикаспийской впадине связано с позднепалеозойским комплексом, в основном, с карбонатными породами девонского и каменноугольного возрастов. Прикаспийская впадина имеет суммарную мощность осадочных отложений в ее центральной части 20–22 км. В пермское, в основном, в кунгурское время, накоплена мощная до 7–9 км толща соленосных отложений, что привело к интенсивному развитию соляной тектоники и образованию соляных куполов в последующие эпохи. Изучение структуры соленосной толщи важно для познания геологического строения впадины и решения задач, связанных с поисковыми работами и добычей нефти и газа. Нефтегазовмещающими породами-коллекторами в надсолевом разрезе являются терригенные (песчано-алевритовые) породы с хорошими коллекторскими свойствами. Надсолевой структурный этаж имеет свыше 1300 солянокупольных поднятий, каждое из которых является потенциальной ловушкой и нефти и газа. В надсолевом комплексе основная нефтегазоносность связана с триасовыми, юрскими и нижнемеловыми отложениями. Структурные ловушки надсолевых залежей углеводородов сформированы солянокупольной тектоникой. На многих куполах впадины выделяются центральные (осевые) своды соли, ограниченные, так называемыми, первыми уступами, амплитуды которых измеряются первыми сотнями метров. Далее соль выполаживается, а затем круто погружается в глубокие межкупольные мульды. Амплитуды вторых уступов измеряются километрами. Нефтяные залежи не часто формируются непосредственно над центральными сводами поднятий соли, так как в надсолевых отложениях обычно образуются грабены, разрушающие слои-покрышки [1].
Однако известны надсводовые залежи месторождений (рисунок) Шубаркудуук, Орыкказган, Восточный Молдабек, Кенкияк, в которых над глубокопогруженными, мало-амплитудными поднятиями соли разрывная тектоника развита слабо, что способствует сохранению залежей нефти. К таким месторождениям относятся: Прорва Центральная и Восточная, Боранколь, Актобе, Королевская и др. Наиболее распространены месторождения, приуроченные к крыльям солянокупольных структур, где залежи экранируются сбросами: Акжар, Каратобе Южное, Макат и др. (рисунок), или первыми уступами соли: Мунайлы, Кульсары.
Антиклинальные складки иногда образуются над соляными карнизами. В таких условиях сформировалось крупное месторождение Котыртас Северный, Чингиз. Роль надежного экрана нефтяных структур может играть второй крутой уступ соли. Однако залежей нефти в подобных условиях выявлено мало (Кенкияк, Доссор). Имеются перспективы наращивания запасов надсолевой нефти с ловушками под соляными карнизами (рисунок). Такие месторождения известны лишь на нескольких куполах (Новобогатинское, Доссор Юго-Западный, Каратобе Южное). Изучение структуры кровли соли позволяет выявлять и определять форму соляных куполов, детально изучать их строение, оконтуривать и трассировать сводовые части кровли и крутые уступы соли, определять их амплитуды, выявлять соляные карнизы, прослеживать разрывные нарушения надсолевых отложений, обусловленные соляной тектоникой. Для этих целей используется гравиразведка и сейсморазведки, так как соль обладает пониженной плотностью и повышенной скоростью распространения упругих колебаний. Наиболее сложным этапом геофизических работ является интерпретация полей из-за сложной морфологии соляных тел, изменчивостью петрофизического разреза и сложностью геологических задач [3].
Большинство солянокупольных поднятий имеет форму куполовидных поднятий и брахиантиклиналей. Как правило, в своде они имеют центральный грабен, имеющий простирание синхронное простиранию соляного ядра. Центральный грабен ограничен с обоих сторон основными разрывными нарушениями-сбросами, радиально к которым под разными углами примыкают второстепенные разрывы, разделяющие отдельные крылья на более мелкие поля и блоки [4].
Ведущим типом залежей соляно-купольных поднятий является пластовая тектонически экранированная залежь, ограниченная в своей головной (приграбеновой) части основным тектоническим нарушением центрального грабена (Сагиз). Значительно меньшее распространение имеют пластовые сводовые, стратиграфически и литологически экранированные склоном соляного ядра залежи (Шубаркудук, Кокжеде). В триасовых отложениях выявлены подкарнизные залежи (пластовые экранированные солью карниза) (Каратобе Южное) (табл. 1).
Надсолевой литологический комплекс сложен в основном терригенными песчано-глинистыми отложениями с подчиненным присутствием карбонатных пород в верхней юре и верхнем мелу. В надсолевых отложениях открыто несколько десятков, в основном, нефтяных месторождений, в меньшем количестве – газонефтяных и газовых (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).
Нефть (в %) Каратобе Южное – легкая, мелкосернистая (0,32), парафинистая (5,4), высокомаслянистая (18,28). Нефть месторождения Шубартубек содержит серу (0,6), парафин (1,5), смолы и асфальтиты (53,1). На месторождении Кокжеде нефть тяжелее, сернистые (0,25–1,9) и парафинистые (0,6–2,43). Нефть юрских и меловых отложений месторождения Копа малосернистая, смолистые (8,75) и парафинистые (3,14). Нефтегазоносное месторождение Сагиз имеет довольно разнообразный состав попутного газа: метана (74,5–91,4 %), этана (7,2–15,7 %), пропана (0,04–0,3 %), изобутона (0,04–0,3 %), н-бутана (0,04-0,3 %), азота и редких (0,016-0,043 %), углекислого газа (0,3–0,88 %). Нефть малопарафинистая (0,33–1,1 %), малосмолистая (10,2 %) с содержанием серы 0,09–2,2 %.
К важнейшим особенностям нефтегазоносными комплексами надсолевого этажа относится также отсутствие в нем региональных и контроль нефтегазоносности зональных и локальных покрышек, представленных в основном глинистыми породами. В пределах надсолевого мегакомплекса юго-восточной части Прикаспийской впадины в основном выделяются верхнепермско-триасовой и юрско-меловой нефтегазоносные комплексы. Триасовые и верхнепермские коллекторы обладают удовлетворительными емкостными и фильтрационными свойствами [5].
В верхнепермско-триасовом комплексе открыты месторождения Копа, Макат, Сагиз, Кулсары и др. Самые высокоемкие и высокопроницаемые коллекторы – это песчаные пласты средней юры и мела. С юрско-меловым комплексом связана основная промышленная нефтегазоносность надсолевого комплекса. Так же в надсолевых толщах вскрыты месторождение Кокжеде (нижнетриасовых отложений и средней юры). Пористость коллекторов нефтегазонасыщенного комплекса составляет от 13 до 32.7 %.
Промышленная нефтегазоносностью в верхнепермских, а также верхнемеловых и палеогеновых отложениии месторождений Кенкияк и Каратюбе с миграцией нефти из нижележащих регионально нефтегазоносных комплексов.
Месторождения, расположенные севернее реки Эмбы (Дос-сор, Макат, Сагыз, Байчунас, Кошкар и др.), содержат масляные нефти [1]. Они бессернистые, имеют низкое содержание парафина, смол, почти не содержат бензиновой фракции, но отличаются высоким содержанием высококачественных смазочных масел (особенно нижнемеловые). Основным типом месторождений надсолевого этажа являются месторождения солянокупольных поднятий, сложно построенные и разбитые многочисленными разрывными тектоническими нарушениями (сбросами) на отдельные крылья, поля и блоки, распределение нефтегазоносности в пределах которых также чрезвычайно сложное (Каратобе Южное, Шубаркудук, Кокжеде, Копа, Сагиз) (табл. 1).
Типы залежей УВ в надсолевых отложениях: 1) Надсолевый, 2) Надсолевые на глубокопогруженных куполах, 3) Экранироваемые сбросом центрального грабена, 4) Экранируемые склоном соли (первый уступ, 5) Надкарнизные., 6) Контролируемые вторым уступом соли Доссор, 7) Подкарнизные
Таблица 1
Характеристика месторождений нефти и газа терригенных отложений Восточной, Юго-Восточной части Прикаспийской впадины (Астрахано-Актюбинская и Южно-Эмбенская области)
|
Геологическая х-ка |
Каратобе Южное |
Шубаркудук |
Кокжеде |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
Условия осадконакопления (У) |
Антиклинальная складка ограниченная соленым массивом |
Две бранхиактикли-нальные складки, разделенные субши-ротным нарушением |
Бранхиантиклинальная складка субширотного простирания |
|
|
Возраст отложений (В) |
Казанский ярус верхней перми (Р1–2) |
Пермо-триас |
Нижнетриасовые отложения (Т1) и средняя Юра (Ю2) |
|
|
Тип залежи (ТЗ) |
Пластовая, экранированная крутым склоном соли |
Пластовая сводная, с литологическим экранированием |
Пластовая сводная (две терригенные толщи) |
|
|
Т1; Т2; Т3 |
Ю2; Ю3 |
|||
|
Глубина залегания (Н, м) |
2400(скв63)-3010(скв69) отметка ВНК 2739 м |
375 |
450–580 |
300–375 |
|
Состав пород (С) |
Песчаники, аргелиты, глины |
Слабо-сцементированные песчаники, мелкозернистые |
Песчаники мелкозернистые, глины |
Песчаники мелко-, среднезернистые, глины |
|
Типы и классы коллекторов (ТК) |
Поровый (1–2 классы), реже кавернозный |
Поровый (1 класс), сложно каверновопоровые |
Поровый (2–4 класс), каверно-трещеноватый |
Поровый (1–3 класс), порово-каверноватый |
|
Кн |
0.67 |
0.7 |
0.7 |
0.8 |
|
Кп, % |
17.8 |
17–27 |
13–18 |
17–32 |
|
hэ, м |
17.5–39.9 |
5.8 |
6–18.7 |
+ 6–27 |
|
РН, МПа |
31 |
3.5 |
3.46–5.98 |
1.9–2.87 |
|
р, кг/м3 |
852 |
910 |
843 (Т3) 890–919 (Т3, Т2) |
884–950 |
|
Окончание табл. 1 |
|||
|
5 |
6 |
||
|
Копа |
Сагиз |
||
|
Соленосные образования кунгурского яруса нижней перьми |
Трехкрылая солянокупольная структура |
||
|
Пермо-триас, нижней и средней юры, нижнего мела и неогена |
В нижнемеловой продуктивной части выделяют горизонты Ал-I (среднеальбский), А- II и А-III (апатские), Н-IV, Н-V (неокомские), в средней юре (Ю-VI Ю-VII, Ю-VIII, Ю-IX) и в пермо-триасе (ПТ-I, ПТ-II, ПТ-III) |
||
|
Пластовая сводная, с элементами стратиграфического и тектонического экранирования |
Залежи пластовые, тектонически экранированные, пластовые литологически экранированные |
||
|
Ал-I, А-II и А-III, Н-IV, Н-V |
Ю-VI Ю-VII, Ю-VIII, Ю-IX |
ПТ-I, ПТ-II, ПТ-III |
|
|
192–659 |
31–422 |
131–748 |
174–1083 |
|
ВНК проводится на отметках – 87–1266 м |
|||
|
Разнозернистые пески и песчаники |
Песчаники мелкозернистые, среднезернистые, глины |
||
|
Поровый (1–2 классы), реже кавернозный |
Поровый (1–3 класс), порово-каверноватый |
||
|
0.58–0.68 |
0.56–0.7 |
||
|
21–28 |
20–30 |
||
|
5.4–86 |
2.4–11.3 |
2,25–18 |
9.35–15.1 |
|
1.9–7.2 |
0.9–7.0 |
||
|
23–36 |
13–45 |
||
|
868 |
795–897.2 |
||
Таблица 2
Характеристика месторождений нефти и газа карбонатных отложений Прикаспийской впадины
|
Карашыганак |
Жанажол |
||
|
1 |
2 |
3 |
|
|
У |
Рифовый массив |
Мелководный шельф |
|
|
В |
Раннепермский каменноугольный (Р1–С) |
Каменноугольный (С) |
|
|
ТЗ |
Массивная |
Пластово-массивная, нефтегазокондесатная (две карбонатные толщи) |
|
|
Н, м |
3750–5360 (ВНК-4950 м, ГНК-5150 м) |
2568 (скв. 19) – 3264 (скв. 62) ГНК (2560 м), ВНК (2663–2650 м) |
3096 (скв. 62) – 4511 (скв. 3) |
|
С |
Известняки, доломиты |
Известняки, доломиты |
Известняки |
|
ПП |
Перекристаллизация, доломитизация, выщелачивание |
Выщелачивание, доломитизация, кальцитизация |
Кальцитизация |
|
ТК |
Поровый (3–4 классы), каверново-поровый, трещинный, порово-каверново-трещинный |
Каверново-поровый, поровый (1–2 классы), каверново-трещинный, трещенный |
Поровый 5–6 классы, сложный порово-трещинный |
|
Кн |
0.92 |
0.80–0.87 |
0.82–0.89 |
|
Кр |
0.90 (), 0.89 (С) |
0.79–0.82 |
0.78–0.83 |
|
Кп, % |
6(газоконденсатной части) – 7 (нефтяной) |
11–14 |
9.5–12.6 |
|
ПР |
Линзовидный, пятнистый |
Выдержанный пластовый |
|
|
hэ.м., м |
200 газонасыщенные, 45.7 нефтенасыщенные |
7.4-18 (нефтенасыщенные), 11-26 (газонасыщен-ные) |
7.7–54 (нефтенасыщенные), 29.1–52.5 (газонасыщенные) |
|
Р, МПа |
53.8 (Р1), 56.7 (С) |
28.7–29.64 |
37.5–39.6 |
|
t, °C |
67–89 |
57–62 |
77–81 |
|
ρ, кг/м3 |
861–830 |
833–836 |
884–950 |
|
Окончание табл. 2 |
|
|
4 |
5 |
|
Кенкияк |
Тенгиз |
|
Мелководный шельф |
Рифовый массив |
|
Раннепермский среднекаменноугольный (Р1–С1) |
Каменноугольный-девонский (С1–D3) |
|
Массивная нефтяная залежь |
Массивная нефтяная залежь, наличие аномально высокого пластового давления |
|
3800–4800 |
3867–5415 (ВНК-условно принят 5415) |
|
Переслаивание песчаников и алевролитов |
Известняки биогермные, биоморфные, органогенно-обломочные, фораминиферово-водорослевые |
|
Кальцитизация средняя, перекристаллизация |
Перекристаллизации, доломитизация, выщелачивания |
|
Поровый, сложно порово-трещинный, трещинный |
Поровый, трещинный, порово-трещинный, порово-каверново-трещинный |
|
0.7–0.8 |
0.82 |
|
14–30.8 |
до 24 |
|
Пластовый, невыдержанный |
Линзовидный |
|
Суммарный продуктивный этаж охватывает 160–4300 |
– |
|
2–4 |
84.24 |
|
23 |
105 |
|
876–909 |
789 |
|
Нефть: серы (0,43–0,81), пара-финов (0.37–2.97), смол (6.2–11.4) |
Нефть сернистая (0.7), парафинистая (3.69), малосмолистая (1.14), содержит (0.13) асфальтенов |
К карбонатным отложениям подсолевого комплекса приурочены крупнейшие месторождения нефти и газа – Тенгиз, Карашыганак, Астраханское и др. Характерной особенностью подсолевых газоконденсатных и нефтяных залежей является высокое содержание в них свободного и растворенного (попутного) сероводорода (от 1 до 24 %), что усложняет их разработку (Тенгиз, Карашыганак, Жанажол), который является химическим сырьем для получения серы. В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции величина начального пластового давления колеблется от 29 до 84 Мпа. Изменения в области температур залежей достигает 105 °C (Тенгиз). Характерной особенностью подсолевого этажа провинции. является наличие в нём обширного карбонатного массива. Нефтегазовмещающими коллекторами в подсолевом разрезе, чаще всего, служат карбонатные образования и, в первую очередь, органогенные известняки (Тенгиз, Жанажол, Карашыганак) (табл. 2) [2].
В подсолевых отложениях месторождений залежи контролируются высокоамплитудными куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями (Жанажол), а также тектоно-седиментационными и рифогенными выступами (Тенгиз, Карашыганак) (табл. 2).
Интервалы глубин залегания подсолевых продуктивных комплексов колеблются от 2568–4511 м (Жанажол) и 3800–4800 м (Кенкияк) до 3750–5415 м и более (Тенгиз, Карашыганак).
Газ месторождения Карашыганапк содержит (в %): метана (70,6), этана (6,1), пропана (2,9), бутанов (1,8), азота (0,7), сероводорода (3,5), двуокиси углерода (5,6), меркаптанов (0,07); газы карбонатной толщи (2568–3264 м) месторождения Жанажол: тяжелые, этанолсодержащие, тяжелые углеводороды (33,75–35,57), метана (48,7), сероводарода (5,97); нижней карбонатной толщи (3096–4511 м): этанолсодержащие, тяжелые углеводороды (33,75–35,57), метана (48,7), сероводарода (5,97). Нефти месторождения Жанажол легкие, сернистые (0,4–1,11), парафинистые (3,95–7,10) с содержанием смол (4,23–6,28) и асфальтенов (0,43–1,78). Газовый кондесат Карашыганака содержит (в %): парафина (1,8–3,0), смол (1,0–1,7), серы (0,55–2,16), меркаптанов (0,09–0,26). На месторождении Кенкияк нефть содержит (в %): серы (0,43–0,81), парафинов (0,37–2,97), смол (6,2–11,4), а на месторождении Тенгиз смол в нефти (в %) – 0,7, парафинов – 3,69, смолистость – 1,14, асфальтенов – 0,13.
В подсолевых отложениях Прикаспийской провинции выявлены нефтяные гиганты Тенгиз, Кашаган, нефтегазоконденсатный гигант Карашыганак, газоконденсатное Астраханское месторождение, а так же: Жанажол (нефть, конденсат, газ), Кен-кияк (нефть), Имашевское (конденсат, газ), Урихтау (конденсат, газ), Алибек-мола (нефть). Газоконденсатные подсолевые месторождения имеют высокое содержание (выход) конденсата от 580 г/м³ (Астраханское ГКМ) и 614 г/м³ (Жанажол) до 644 г/см³ и более (Карашыганак) (табл. 2).