Тектоника. 
Месторождение нефти Королевское Жылыойского района Атырауской области Республики Казахстан

В тектоническом плане месторождение Королёвское расположено в юго-восточной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к восточной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформе. На юго-западе структура сочленяется с Тенгизским поднятием, а на севере отделяется узким прогибом в районе скважины 13.

По кровле продуктивного карбонатного резервуара (кровля башкирских отложений) структура Королёвское представляет собой куполовидное поднятие, вытянутое с севера на юг (приложение 2). По сравнению с Тенгизской платформой, плоская платформенная часть на Королевском месторождении относительно узкая и осложнена в южной и восточной частях узкими поднятиями амплитудой 50−100 м. Склоны обрывистые, крутые и осложнены оползневыми сбросами. По оконтуривающей изогипсе минус 4933 м размеры поднятия составляют 8.5×4 км. Амплитуда достигает 900 м.

Отложения верхней продуктивной толщи (башкирско-серпуховско-окский возраст).

Ранее считалось, что отложения московского яруса в данном районе отсутствуют, и их наличие не подтверждалось палеонтологическими данными. Однако биостратиграфические исследования установили присутствие пород московского возраста в пределах Тенгизского месторождения. На Королевском месторождении по данным ГИС московский горизонт толщиной до 50 м выделен в скважинах 8, 11, 14, 22. Литологическая характеристика пород отсутствует [2].

Породы башкирского яруса в центральной части структуры (скважины 16, 3483, 3882) представлены органогенными и органогенно-детритовыми известняками с разнокристаллическим цементом и прослоями сгустково-комковатых, водорослевых и фораминиферо-водорослевых известняков. Несколько реже встречаются обломочные известняки, основными компонентами которых являются окатанные и полуокатанные обломки известняков серпуховского возраста гравелитовой и крупнопесчанистой размерности, фрагменты криноидей, брахиопод, водорослей и фораминифер. Практически по всему разрезу отмечается наличие межзерновой пористости. В верхней части разреза известняки интенсивно выщелочены с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот, в результате чего видимое поровое пространство увеличивается, достигая 5%. Присутствуют вертикальные трещины и микростилолитовые швы. Трещины, каверны, пространства между обломками часто пропитаны битумом.

Погруженная часть структуры (скважины 12, 15) представлена переслаиванием серых, тонкоплитчатых зернистых известняков с остатками фауны и темно-серых до черных слабоизвестковистых, пиритизированных аргиллитов. Участками наблюдается доломитизация. Встречаются прослои туфов и спонголитов.

Серпуховские отложения представляют собой чередование светло-серых, серых разнозернистых известняков с органическими остатками и органогенно-детритовых, детрито-сгустковых и реликтово-органогенных известняков с разнокристаллическим цементом. Реже встречаются оолитовые разности известняков. Участками наблюдается доломитизация известняков, вплоть до полного их перехода в доломит (скважины 10, 3882), сульфатизация и окремнение (скважина 16).

Разнозернистые известняки — преимущественно мелко-микрозернистые с включением разнообразного детрита (фрагменты водорослей, брахиопод, гастропод, криноидей, форанимифер) в значительной степени перекристаллизованные. Пористость таких известняков не превышает 2−3%. Каналы пор, как правило, закупорены битумом (скважины 18, 3882, 3483).

Органогенно-детритовые и реликтово-органогенные разности известняков перекристаллизированы и выщелочены с образованием каверновых полостей, частично инкрустированных новообразованным кальцитом и заполненных битумов. Пористость от 5% до 15%. В целом по разрезу отмечается интенсивное развитие трещин с примазками коричневого битума (скважины 10, 16, 3882, 3483).

Коллектора верхневизейского возраста (окский надгоризонт) в пределах платформенной части сложены преимущественно серыми, светло-серыми микрозернистыми известняками с органическими остатками (обломки члеников криноидей и брахиопод). Присутствуют прослои биогермных, сгустковых, водорослевых, фораминиферо-водорослевых и криноидно-водорослевых известняков. Реже наблюдаются прослои интенсивно перекристаллизованных обломочных известняков (известковистые песчаникик) с базальным цементом (скважина 10) и маломощные пропластки туфогенного материала. К последним тяготеют разноамплитудные стилолитовые швы. Участками наблюдается доломитизация, окремнение и сульфатизация (скважины 10, 11, 3483).

Пористость карбонатов, в основном, микрокристаллическая и межзерновая, реже микрокавернозная. В среднем по разрезу она колеблется в пределах 5−8%, в некоторых прослоях увеличивается до 10%. Отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, заполненные битуминозным веществом.

Отложения нижней продуктивной толщи (турнейско-нижневизейский возраст) В кровле тульского горизонта выделяется пачка переслаивания туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений «вулканик». Она представлена вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счет интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов. Данная пачка условно делит продуктивную карбонатную толщу на две части, выше «вулканика» залегает стратиграфический объект I, а ниже стратиграфический объект II. Нижняя продуктивная толща (стратиграфический объект II) подразделяется на отложения нижневизейского (косьвинско-радаевские) и турнейского возраста.

Нижневизейские (косьвинско-радаевские) коллектора охарактеризованы керном в скважинах 9, 11, 19, 22. Породы представлены переслаиванием органогенно-обломочных, сгустково-полидетритовых известняков и обломочных известняков (песчаников и гравелитов).

Органогенно-обломочные и сгустково-полидетритовые известняки сложены как целыми раковинами, так и обломками органических остатков размером порядка 0.5−1.2 мм. Мелкий детрит часто полностью гранулирован до потери внутренней структуры. У крупных фрагментов гранулирована периферийная кайма. Цемент, главным образом, базальный, участками микросгустковый, участками перекристаллизованный: крустификационный, заполнения пор. Пятнами матрица раскристаллизована до мелко-среднезернистого кальцита. Отмечаются нитевидные затухающие микротрещинки, заполненные углеводородами. Порода вокруг них также слабо обогащена битуминозным веществом.

Обломочные известняки преимущественно серые, светло-серые, средне-крупнопесчаной размерности, слабо битуминозные. Зерна, как правило, хорошо окатаны и являются обломками пород и фрагментами органических остатков: криноидей, водорослей, фораминифер, брахиопод. Цемент карбонатный, порово-базальный, микрозернистый, местами слабо перекристаллизован. В результате аномально высокого порового давления на ряде интервалов при подъеме на поверхность керн растрескивается в мелкую дресву. Участками наблюдается доломитизация и окремнение.

По разрезу отмечаются вертикальные и субвертикальные трещины, реже микростилолитовые швы, обогащенные битуминозным веществом (скважина 9).

Породы турнейского яруса (скважины 11, 12, 13, 3682) представлены органогенно-обломочными, сгустково-полидетритовыми, сгустково-комковатыми известняками и крупнообломочными известняковыми песчаниками. Породы обычно перекристаллизованы. Скелетные зерна разной степени сохранности представлены обломками члеников криноидей, брахиопод, остакод, раковинами фораминифер, фрагментами водорослей и трудноопределимыми окаменелостями. Участками отмечается слабое выщелачивание с образованием фрагментарных и межфрагментарных пустот.

Видимая пористость составляет 2−5%. Присутствуют стилолиты и микростилолиты.

Нефтеносность. Карбонатный резервуар, к которому приурочена залежь нефти, разделен на два стратиграфических объекта. Первый стратиграфический объект включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста, второй — отложения нижневизейско-турнейского возраста [1].

Залежь нефти в карбонатном массиве изучена опробованием 11 скважин (8−14, 16, 3483, 3682, 3882), из которых 4 скважины 8, 16, 3483, 3682 расположены в платформенной части месторождения, остальные — в склоновой (за исключением скважин 12, 13, 14, которые расположены в погруженной зоне).

При раздельном опробовании одного из стратиграфических подразделений в скважинах 8 (башкирский ярус), 10 (нижневизейский ярус), 11 (турнейский ярус), 16 (серпуховский ярус) получены различные притоки нефти до абсолютных отметок -4033.8 м,. -4811 м, -4845.8 м, -4144.4 м, соответственно.

В остальных скважинах проводилось совместное опробование нескольких стратиграфических подразделений.

Платформенная часть карбонатного массива опробована в скважине 3682, где в эксплуатационной колонне из интервала, включающего башкирские, серпуховские и верхнюю часть окских отложений, получен приток нефти дебитом 1662 м3/сут до абсолютной отметки -4653.3 м (по результатам исследования PLT). В скважине 3483 проведено совместное опробование в открытом стволе нижней части окских отложений, а также тульских, турнейских и небольшой толщины девонских отложений. Получен приток нефти дебитом 684 м3/сут до абсолютной отметки -4649.3 м.

В скважине 9 при совместном опробовании серпуховских, окских, нижневизейских и турнейских отложений получен приток нефти дебитом 1283 м3/сут до абсолютной отметки -4809.4 м.

В скважине 12 в погруженной юго-восточной части склона из серпуховских отложений с абсолютной отметкой -4934.5 м получен слабый приток пластовой воды без признаков нефти. В скважине 13 из турнейских отложений с абсолютной отметки -4940.4 м получен переливающий приток воды дебитом 0.96 м3/сут. В скважине 14 из девонских отложений в интервале 5191−5248 м (-5207.7−5264.7) получен приток пластовой воды с растворенным газом дебитом 72 м3/сут.

Водонефтяной контакт нефтяной залежи, приуроченной к подсолевым отложениям, достоверно не установлен, что характерно для всего Прикаспия, также не установлена нижняя граница получения безводной нефти, так как при совместном опробовании в открытых стволах скважин исследования PLT проведены лишь в верхних частях продуктивных интервалов. В скважинах 3882 и 3483 по данным гидродинамического каротажа (MDT) на абсолютной отметке -4933 м происходит изменение градиента давления, свидетельствующее о смене нефтенасыщенной части разреза на водоносную.

В скважине 3882 по данным ГИС по постепенному спаду сопротивлений на кривой ИК установлена переходная зона (4810−4960 м) между нефтяной и водоносной частью разреза.

На данном этапе геологической изученности разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, водонефтяной контакт принят условно на абсолютной отметке -4933 м.