З.Е. БУЛЕКБАЕВ, И.Б. ДАЛЬЯН, А.А. АБАХАНОВ (Актюбнефтегазгеологня)

Верхнепермские континентальные красноцветные преимущественно песчано-глинистые отложения толщиной до 4000 м в составе татарского, казанского и уфимского ярусов широко распространены на восточной окраине Прикаспийской впадины, где совместно с кунгурскими породами образуют единый структурный комплекс. По данным сейсморазведки РНП, MOB и МОГТ к поверхности отложений приурочен опорный отражающий горизонт Д, а внутри комплекса выделяются горизонты Р, S и Q, позволяющие изучить его внутреннее строение. Наибольшей выдержанностью и хорошей коррелируемостью характеризуется горизонт S в отложениях казанского возраста.

Отложения верхней перми пройдены на всю толщину глубокими скважинами в пределах межкупольных поднятий Аккудук, Кандагачского, Кумсай, Ащи и др.; на крыльях соляных куполов Бактыгарын, Самбай, Аккум, Северный Аккудук, Бособа и т. д. и под соляными козырьками на Шубаркудуке, восточном крыле Кенкияка, Блактыколе и юго-западном крыле Кара-тюбе.

Обширные различной конфигурации межкупольные поднятия и поднятия под соляными козырьками начали формироваться на начальном этапе образования соляных куполов, структуры примыкания на крутых склонах, соляные карнизы и компенсационные мульды – на завершающем этапе формирования солянокупольных структур в конце позднепермской эпохи.

Известно, что формирование соляных куполов происходило за счет перемещения кунгурской каменной соли, происходившего с различной интенсивностью из окружающих межкупольных пространств (П.Я. Авров и др., 1960 г.). Это обусловило разнообразную морфологию соляных массивов и сопряженных с ними формировавшихся структурных форм в верхнепермских отложениях. Именно на завершающей стадии образования солянокупольных структур в татарское время были образованы соляные карнизы различных размеров и толщины, перекрывшие ранее сформированные структуры.

При бурении глубоких скважин небольшие соляные карнизы ранее были установлены на площадях Шубаркудук (скв. 3 в интервале 337–4862 м), Блактыколь (скв. 1-П в интервале 1630–2050 м), Кокбулак (скв. 26 в интервале 970–1255 м), Южное Каратюбе (скв. 66 в интервале 954–2305 м), Шотыколь (скв. 4 в интервале 1175–1775 м) и др. Под соляными карнизами вскрывались верхнепермские отложения различной толщины, хотя по данным полевой сейсморазведки скважины должны были проходить кунгурские соленосные отложения, а верхнепермские породы здесь не выделялись. Если сейсморазведкой надежно выявляют межкупольные поднятия и крутые склоны соляных куполов, то соляные козырьки со сложной волновой картиной определить сложнее. Они были установлены только бурением скважин.

Интерпретация полевого сейсмического материала МОГТ по юго-западному крылу соляного купола Каратюбе (В.П. Кан, 1990 г.) позволила установить под соляным карнизом в верхнепермских отложениях пологое поднятие значительных размеров (рис. 1), к которому приурочена залежь нефти, установленная ранее в скв. 35 на крутом склоне соляного массива. Скв. 66, пробуренная в своде поднятия в интервале 2625–2800 м, вскрыла нефтеносный горизонт, при испытании которого пластоиспытателем на трубах КИИ-146 в интервале 2631–2789 м получен промышленный приток бессернистой нефти.

Нефтеносность верхнепермских отложений изучена слабо. Поисковое бурение проводилось на межкупольных поднятиях Ащи, Кумсай, Луговском, Муюнкум, Северный Локтыбай, Николаевском и других, где верхнепермские отложения скважинами вскрывались на всю толщину. Несмотря на наличие благоприятных структурных форм и песчаных пластов-коллекторов с открытой пористостью до 24 % и проницаемостью до (0,6–0,8)•10^-12 м², нефтеносные горизонты во вскрытом разрезе отсутствовали.

На крутых склонах соляных куполов Кенкияк, Шенгельший, Каратюбе, Шубаркудук, Альмуратконыр, Санкубай, Чикембай, Тускум и других глубокими скважинами верхнепермские отложения были вскрыты на различную толщину. При этом залежи нефти были установлены на южном крыле Кенкияка и юго-западном Каратюбе. Залежи нефти на структуре примыкания к южному крылу Кенкияка в виде узких оторочек располагаются в интервале глубин 649–2475 м и приурочены к прослоям песчаников и алевролитов татарского и казанского ярусов толщиной до 25–30 м с открытой пористостью до 31,1 % и проницаемостью до 1,32·10^-12 м² (рис. 2). Ранее залежи нефти в верхнекамских отложениях, приуроченные к крутым склонам соляных массивов, встречались на Южной Эмбе в районах Кульсары, Сагиза и Доссора.

Залежь нефти под соляным козырьком на площади Южное Каратюбе пластово-сводовая, приурочена к мелко- и среднезернистым песчаникам и крупнозернистым алевролитам казанского возраста общей толщиной 120–200 м, залегающих в контуре нефтеносности в интервале глубин 2550–2900 м, а в водоносной части – 2915– 3040 м (рис. 3). По данным ГИС коэффициент пористости составляет 9–24,4 % при нефтенасыщенности до 69,9 – 78 %, а открытая пористость песчаников и алевролитов, по лабораторным определениям 8,9 – 26 %, проницаемость до (0,45– 0,69)•10^-15 м². Дебит нефти в средней и верхней частях пласта достигал 68–72 м³/сут при штуцере 6 мм, хотя нередко при испытании в процессе бурения пластоиспытателем КИИ-146 дебит нефти в пересчете составлял сотни кубометров и достигал 360 м³/сут. По-видимому, нефтяная залежь имеет упруговодонапорный режим. При испытании водоносного горизонта в законтурной скв. 58 был получен приток пластовой воды плотностью 1176 кг/м³ со статическим уровнем на устье на отметке 130 м.

Нефть подкозырьковой залежи Южное Каратюбе с молекулярным весом 241,6–249,1 имеет плотность 837,0–878,4 кг/м³ при температуре 20 °С, малосернистая (0,1–0,32%), смолистая (9,6 – 15,7 %), парафиновая (1,66 – 4,2 %) с температурой плавления 50–57 °С. Начало кипения 65–120 °С; потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200 °С, составляет 19,6– 28,8 %, до 300 °С – 43,6–49,2 %. Пластовая температура 57–59 °С. В состав нефти входят (%): С 85,84–86,5; Н 12,14–13,69; О 0,13–0,25; S 0,1–0,32; N 0,08. Групповой УВ-состав фракций до 200 °С содержит (%): ароматических 5–6, нафтеновых 35–40, парафиновых 55–59, а до 300 °С ароматических 10–11, нафтеновых 38–42, парафиновых 47–52.

Верхнепермские континентальные отложения накапливались в субаквальных и субаэральных условиях резко окислительной среды и характеризуются высоким содержанием окисного железа до 78,0–80,0 %, низкой концентрацией органического углерода и низкой сингенетичной битуминозностью в 0,000312–0,005 %, присущими окислительным условиям седиментации. Лишь в песчаных разностях пород с признаками нефти наблюдается присутствие легкого маслянистого, явно вторичного, нефтяного миграционного битума А. Следовательно, верхнепермские отложения по геолого-геохимическим условиям седиментации не могли продуцировать нефтяные УВ. Залежи нефти в них вторичные, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из подсолевых пород.

Следует предположить, что на соляных куполах с признаками и залежами нефти в мезозойских отложениях должны быть залежи и нефтеносные горизонты в верхнепермских породах – в различных структурных ловушках. В связи с этим важно изучение сейсморазведкой крутых склонов соляных куполов и выявление соляных карнизов (козырьков) на Южном Каратюбе, где могут быть залежи нефти. Поэтому соляные купола Копа, Коскуль, Левите, Донгелексор, Караганда и другие должны быть первоочередными объектами сейсморазведки для изучения крутых склонов, выявления соляных козырьков и располагающихся под ними верхнепермских поднятий. На северном крыле купола Акжар, где скв. 1 Блактыкуль в интервале глубин 1300–2380 м установлен соляной карниз, перекрывающий верхнепермское поднятие, необходимо провести поисковое бурение для изучения нефтеносности отложений верхней перми. Открытие новых залежей нефти на поднятиях под соляными козырьками и на структурах примыкания позволит значительно увеличить запасы в надсолевых отложениях востока Прикаспийской впадины.

This study presents data on a new type of traps in the Upper Permian and provides recommendations concerning prospecting on the steep slopes of a number of salt-dome structures with the help of seismic tools. Interest in the search for oil in the sediments appears to be associated with the absence of H₂S in oil and low sulfur content, as well as with excellent reservoir properties of rocks.

1 – начало соляного козырька; 2 – окончание соляного козырька (начало соляного штока); 3 – изогипсы по отражающему горизонту S, м; 4 – пробуренные скважины; 5 – сейсмические профили

1 – геологические границы; 2 – пробуренные скважины; 3 – тектонические нарушения; 4 – нефтеносные и водоносные горизонты; 5 - каменная соль; 6 – направление и пути миграции нефти из подсолевых отложений

1 – соляной козырек; 2 – пробуренные скважины; 3 – нефтеносная и водоносная части продуктивного пласта; 4 – отражающие сейсмические горизонты; 5 – тектоническое нарушение