К оглавлению журнала

 

УДК 551.247.1(574.12)

© Б.А. Искужиев, В.В. Семенович, 1992

ПЕРСПЕКТИВЫ НАДСОЛЕВОГО НЕФТЕНОСНОГО КОМПЛЕКСА ЮГО-ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОГО БАССЕЙНА

Б. А. ИСКУЖИЕВ (ПГО Атыраунефтегазгеология), В. В. СЕМЕНОВИЧ (МГУ)

В течение пятидесяти лет основным объектом нефтепоисковых работ в Прикаспии являлись надсолевые отложения, сначала мела и юры, а затем триаса и верхней перми после открытия в них залежей нефти на Кенгияке (1959 г.).

В то же время высказывались предположения о перспективах подкунгурского подсолевого комплекса палеозоя, нефтегазоносность которого была установлена вдоль всей восточной окраины Восточно-Европейской платформы от Печорской синеклизы до южных районов Урало-Поволжья. В Прикаспии она была подтверждена получением промышленных притоков нефти на Кенкиякском (1969 г.), газа на Западно-Тепловском (1973 г.) месторождениях, открытием уникальных Астраханского, Карачаганакского и Тенгизского нефте- и газоконденсатных месторождений в 1979 г. Было доказано, что подсолевой структурный этаж заключает в себе огромные ресурсы нефти и газа, и Прикаспийский бассейн может стать новой крупной базой их добычи в Казахстане и СНГ в целом. Однако подсолевой этаж залегает в прибортовых частях Прикаспийской мегасинеклизы на глубине 4–6 км, а к центру синеклизы до 14 км. Поиски залежей нефти в нем связаны с трудностями технического и технологического порядка, а освоение открытых залежей требует решения сложных экологических проблем.

После открытий, связанных с подсолевым комплексом, на второй план отошли новые аспекты нефтегазоносности надсолевых отложений, прежде всего в юго-восточной части Прикаспия в старом добывающем Эмбинском районе. Однако в течение последних 20 лет здесь открыто более 20 нефтяных месторождений (рис. 1), среди которых крупное Кенбай. Получены новые данные о строении соляных диапиров и связанных с ними различных структурных форм, установлены антиклинальные типы ловушек, более целенаправленно начали изучать терригенный комплекс верхней перми и триаса. Поэтому необходимо рассмотреть возможности расширения добычи углеводородного сырья из надсолевых отложений и их значение для развития экономического потенциала Казахстана.

Кратко охарактеризуем особенности строения некоторых месторождений, открытых в последние годы.

Месторождение Кенбай (рис.2, рис.3) включает участки Молдабек Восточный и Котыртас Северный, расположено между месторождениями Орызказган, Кырыкмылтык, Жолдыбай Северный. Оно открыто в старейшем нефтяном районе только в последние годы.

По поверхности соли (VI отражающий горизонт) свод купола (участок Молдабек Восточный) располагается на глубине 740 м, размеры поднятия по изогипсе минус 820 м составляют 5,2x1,8 км, амплитуда 80 м. Соляно-купольное поднятие асимметрично, ориентировано с юго-запада на северо-восток; юго-восточный склон его моноклинально погружается в этом же направлении и в районе Котыртаса Северного осложнен “карнизом” соли. Северо-восточный склон ограничен крутым уступом. По поверхности триасовых отложений (V отражающий горизонт) поднятие Молдабек Восточный представляет собой антиклиналь овальной формы с размерами 4,0x1,8 км по изогипсе минус 660 м, переходящую в структурный нос Котыртас Северный, осложненный серией погребенных субмеридиональных и оперяющих сбросов, разделяющих структуру на ряд блоков. По кровле среднего триаса Котыртас Северный является брахиантиклинальной складкой размером 4,6x1,5 км по изогипсе минус 1070 м и амплитудой 135 м. Структурный план юрско-мелового комплекса (III отражающий горизонт) площади Молдабек Восточный соответствует структуре кровли триаса, поднятие Котыртас Северный по вышележащему комплексу пород не фиксируется.

Нефтегазоносность площади установлена в 1985 г., промышленные залежи углеводородов сосредоточены в среднем триасе (участок Котыртас Северный) на глубинах 1050–1300 м (см. рис. 3) и в юрско-меловом комплексе на участке Молдабек Восточный на глубинах 350–620 и 200–340 м. В разрезе месторождения Кенбай выделены три горизонта (М-1 М-III) в отложениях нижнего мела, семь горизонтов (Ю-1 Ю-VII) в юре и шесть горизонтов (Т, Т-I Т-V) в триасе. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Горизонт М-I, содержащий 2/3 всех разведанных запасов, залегает в кровле барремского яруса и прослеживается по всей площади. Общая мощность его от 40 до 75 м, высота залежи 84 м. Дебиты газа по горизонту изменяются от 3650 до 5200 м3/сут. при 5 мм штуцере, нефтиот 5 до 20 м3/сут., максимальный приток 74 м3/сут (таблица).

Триасовые объекты в основном фонтанирующие, дебиты нефти варьируют от 0,3 до 45,0 м3/сут., дебит газа достигает 46 000 м3/сут.

Завершенное разведкой месторождение Кенбай с балансовыми запасами промышленных категорий более 93 млн. т, в которых извлекаемые запасы превышают 30 млн. т, передано в разработку и является на сегодня наиболее крупным в Эмбинском нефтеносном районе.

Месторождение Матин, расположенное в 32 км к северо-востоку от месторождения Макат, открыто в 1986 г. Нефтегазоносность связана с мезозойским комплексом. Надсолевое антиклинальное поднятие юго-восточного простирания осложнено тектоническими нарушениями, которые разделяют структуру на три крыла: северо-западное, восточное и южное.

В пределах северо-западного крыла установлено 4 нефтяных горизонта: аптский и три среднеюрских (Ю-II Ю-IV). На восточном крыле - нефтеносны неокомские (М-I М-II) и среднеюрские (Ю-IЮ-IV) отложения. На южном крыле продуктивен только апт.

Дебиты нефти продуктивных горизонтов изменяются от 0,12 до 16,2 м3/сут., газа -43 тыс. м3/сут.

Нефть в поверхностных условиях имеет следующую характеристику: плотность 0,864–0,883 г/см3, содержание серы 0,15–0,30 %, парафина 0,59– 0,67%, вязкость при 20°С–42–163 мПа· с.

Открытое в 1988 г. месторождение Кырыкмылтык расположено в районе нефтяных месторождений Жиланкабак, Даулеталы, небольших по запасам, и приурочено к “гравитационному” языку, соединяющему минимумы силы тяжести Кызылколь и Карамурат. Это сложно построенная структура. Нарушениями она разделена на ряд блоков, где нефтеносны отложения триаса, юры и нижнего мела. Тип залежей пластовые, тектонически экранированные. Возможности промышленной добычи связываются с юрским комплексом, где выделяются четыре (Ю-I Ю-IV) нефтяных горизонта. Объекты фонтанирующие, дебиты их при 7 мм штуцере составляют 24,0–38,5 м3/сут. Триасовая и меловая нефть тяжелая, высоковязкая, смолистая. Горизонты (Т-I Т-V и М-IМ-V) малодебитны (0,2–1,7 м3/сут при различных уровнях), запасы незначительные.

Месторождение Орысказган открыто в 1978 г. и связано с соляно-купольной структурой криптодиапирового типа. Свод купола овальный, вытянутый в северо-восточном направлении. Трехлучевым грабеном надсолевые отложения структуры разделены на три крыла: юго-западное, северо-западное и юго-восточное. На глубине 300–574 м установлена промышленная нефтеносность нижнемеловых (пласты А, Б) и среднеюрских (Ю-1Ю-III) отложений присводовой части юго-восточного крыла, а также центрального поля (юрские горизонты Ю-IV Ю-VI и Ю-VIII) юго-западного крыла структуры. Юрско-меловая нефть характеризуется плотностью 0,871–0,894 г/см3, невысоким содержанием серы (0,31–0,51 %), низким выходом бензиновых (до 200 °С) фракций – 2,0– 3,28 %.

В районе крутого уступа соли, на юго-восточном крыле структуры, в тектонически экранированной ловушке в триасовых отложениях в диапазоне глубин 840–965 м выявлено семь (Т-1Т-VII) высокодебитных горизонтов. Триасовая нефть отличается от юрской меньшей плотностью (0,798–0,849 г/см3), большим выходом бензиновых фракций (до 200 °С – 10,0–38 %). Месторождение разрабатывается.

В 1982 г. на площади Жолдыбай Северный открыты газонефтяные залежи в средней юре и выявлен газоносный горизонт в отложениях триаса. Структура расположена на соляной гряде Жолдыбай Жолдыбай Северный Бажир, где наименьшая глубина соляного ядра составляет 800 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные, приурочены к антиклинальному поднятию, осложняющему соляной “карниз”. Глубина залегания юрских горизонтов (нефтяной и два газоносных) 620–760 м. Дебиты нефти от 7,1 до 60 м3/сут., газа до 100 000 м3/сут. при 7 мм штуцере. Месторождение передано в разработку.

Открытие месторождения Кенбай, расположенного среди ранее открытых и являющегося крупнейшим среди надсолевых месторождений района, свидетельствует о слабой изученности надсолевого комплекса Эмбы и возможности значительных открытий.

Расположение перечисленных месторождений в старом нефтяном районе, небольшая глубина продуктивных горизонтов, высокие товарные свойства нефти, минимальные по сравнению с подсолевым комплексом затраты на разведку делают добычу нефти высокорентабельной. Применение при разведке указанных месторождений пробной эксплуатации повышает уровень подтверждаемости запасов и заметно ускоряет их промышленное освоение. В условиях рыночных отношений приобретают особую значимость и могут быть успешно разрабатываться с пользой для народа не только крупные, но и небольшие по запасам и даже забалансовые месторождения с тяжелой нефтью.

Проведенный совместно с геофизиками анализ показывает, что значительный нефтепоисковый интерес представляет территория, заключенная в междуречье Уил Эмба, и в особенности участок к северу от месторождений Молдабек Котыртас, Орысказган, Копа. Район практически не изучен сейсморазведкой, по данным структурно-картировочного бурения изобилует нефтегазопроявлениями. Первоочередными объектами для поискового бурения являются площади Айыртау, Каракудук, Кожа, Барлыбай Северо-Западный БарлыбайСамай, Тамдыколь, Ойыл и другие.

Наряду с поисковым бурением, необходимо усилить сейсморазведочные работы по изучению надсолевого комплекса одновременно с переинтерпретацией всего накопленного материала,

Результаты геолого-разведочных работ последнего десятилетия показали, что в старом районе Эмбы есть предпосылки открытия не только мелких, но и крупных залежей в надсолевых отложениях. Эти залежи находятся на небольшой глубине. Освоение их в районе с развернутой инфраструктурой несомненно эффективно и поможет народно-хозяйственному развитию Западного Казахстана.

Участок

Горизонт

Глубина, м*

Плотность нефти, г/см3

Дебит нефти при различных динамических уровнях, м3/сут

Вязкость при 20 °С, Мпа*с

Содержание, %

парафина

серы

Молдабек Восточный

М-I

199

0,917

0,2–30,0

580

1,3

0,4

М-II

269

0,907

3,3–13,2

379

0,67

0,36

М-III

312

0,892

4,2–34,5

206

0,27

0,26

Ю-I

345

0,897

1,2–54,7

219

0,94

0,29

Ю-II

375

0,887

14,4–40,8

148

0,78

0,29

Ю-III

442

0,885

5,4 (штуцер 5 мм)

112

2,08

0,41

Ю-IV

492

0,881

26,7 (штуцер 7 мм)

83

0,69

0,24

Ю-V

515

0,877

7,8–25,8

78

1,33

0,31

Ю-VI

525

0,877

1,1–18,0

77

1,09

0,29

Ю-VII

611

0,876

до 39,0

80

0,71

0,36

Котыртас Северный

Т-I

1059

0,849

0,2–20,1(штуцер 3 мм)

14,9

1,02

0,36

Т-II

1082

0,827

0,9–36,0(штуцер 7 мм)

10,23

1,02

0,36

Т-III

1104

0,847

0,7–33,0(штуцер 7 мм)

9,61

0,88

0,39

Т-IV

1159

0,842

0,6–45,4(штуцер 7 мм)

11,1

1,84

0,30

Т-V

1185

0,795

2,2–41,0(штуцер 7 мм)

3,66

0,75

0,24

* Глубина по присводовым скважинам.

РИС. 1. СХЕМА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЭМБИНСКОГО НЕФТЕНОСНОГО РАЙОНА:

1 – надсолевые месторождения: 1 – Бакланий Северный, 2 – Доссор, 3 – Макат, 4 – Жолдыбай Северный, 5 – Ескене Южный, 6 – Байшонас, 7 – Сагиз, 8 – Кенбай, 9 – Орысказган, 10 – Копа, 11 – Карсак, 12–Кырыкмылтык, 13–Косшагыл, 14–Мунайлы; 2– район концентрации геолого-разведочных работ на 1992–1995 гг.;3 – линия нефтепровода; 4 – газопровод Средняя Азия Центр

РИС. 2. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПОВЕРХНОСТИ СОЛЕНОСНОЙ ТОЛЩИ ПОДНЯТИЯ КЕНБАЙ:

1 – поисково-разведочные скважины; 2 – изогипсы поверхности соли; 3 – крутой склон соли; 4 – контур залежи первого мелового (М-1) горизонта; 5 – контур нефтеносности третьего триасового (Т-III) горизонта

РИС. 3. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ МЕСТОРОЖДЕНИЯ КЕНБАЙ:

1 – стратиграфические границы; 2 – газоносный горизонт; 3 – нефтеносный горизонт; 4 – разломы; 5 – соленосные породы

 

Сайт создан в системе uCoz