Условия нефте-газо-водоносности по разрезу скважины

Залежи нефти и газа в Арыскумском прогибе связаны с отложениями верхней, средней юры и нижнего неокома, а также частично с выветрелой зоной фундамента протерозойского возраста.

Нефтегазоносность фундамента установлена на площадях Акшабулак Центральный, Южный и Восточный, где при опробовании в ряде скважин получены притоки нефти из выветрелой зоны фундамента.

Месторождение приурочено к поднятию, осложненному тремя сводами. В отложениях нижнего мела и юры установлены четыре нефтяные залежи площадью 11,8 — 34 км². Всего на месторождении пробурено 120 скважин. Доказанные запасы на месторождении Акшабулак Центральный — 0,7 млн.баррелей.

Перспективность пород фундамента подтверждается данными по месторождению Акшабулак, расположенному в южной части Акшабулакской грабен-синклинали, приуроченной к Арыскумскому прогибу, представляющему южную часть Южно-Торгайской впадины на крайнем севере Туранской плиты. Арыскумский бассейн выполнен отложениями мезозоя и кайнозоя (от нижней юры до четвертичной системы), залегающими на протерозойском складчатом фундаменте.

Глубина залегания поверхности фундамента в пределах Акшабулакского выступа до 2000 м, в прилегающих частях достигает 5000 м. Выступ имеет северо-восточное простирание и ограничен разломами.

По фундаменту выступ осложнен в юго-западной части локальным поднятием Южный Акшабулак, в северо-восточной части — двухсводовым поднятием Центральный Акшабулак, разделенными сквозным разрывным нарушением субширотного направления с амплитудой 50−80 м по поверхности фундамента. Амплитуда нарушения уменьшается в верхнеюрском ритмокомплексе до 20−40 м и до 5−10 м в отложениях мела.

Тектоника юрского рифтогенного комплекса характеризуется системой узких структур, с наиболее сложным строением по отношению к мел-палеогеновой толще, и представлена в виде асиметричных линейных отрицательных (грабен-синклиналей) и положительных (горст-антиклиналей) структур северо-западного простирания, протяженностью до 120 км. Платформенный мел-палеогеновый структурный комплекс толщиной до 1600 м выполняет Арыскумский прогиб, наложенный на структуры юрского комплекса.

В строении района и месторождения участвуют складчатые метаморфизованные образования докембрийского фундамента протерозойского возраста, на которых с региональным стратиграфическим несогласием залегает комплекс осадочных отложений мезозоя и кайнозоя:

юрский рифтогенный комплекс, мел-палеогеновый, плиоцен-четвертичный, плитные яруса, отличающиеся тектоническим режимом формирования. Породы фундамента вскрыты всеми пробуренными скважинами и представлены хлорит-сирицитовыми, глинистыми сланцами и гнейсами, кварцитами. По имеющимся образцам керна породы фундамента — трещиноватые, в кровельной части разрушенные с образованием коры выветривания и представляют собой вторичные коллекторы с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Вскрытая толщина достигает 5−165,9 м. В скважине № 18 вскрыта стометровая пачка известняков, предположительно палеозойского возраста.

Породы фундамента в данном регионе недостаточно изучены. По описанию керна и шлама породы фундамента на месторождении Акшабулак, в основном, представлены зелёными кварц-серицито-хлоритовыми, гнейсовыми, плотными, трещиноватыми сланцами (скважины 7, 9, 10, 12,.

13, 14, 18, 22, 26, 28, 29, 30, 300, 301, 302, 307, 316, 331, 334, 335, 344, 351). По описанию шлама наблюдаются нефтепоказания в скважинах 208, 344: флюоресценция хорошая — ясная, яркая, бело-желтая, голубовато-белая. Трещиноватые породы фундамента в кровельной части разрушены и образуют кору выветривания.

Поверхность фундамента является опорным отражающим горизонтом PZ.

Анализируя весь имеющийся керновый материал по фундаменту, можно сделать вывод, что тип коллектора для пород фундамента — трещинный. Акшабулак Южный. По кровле фундамента структура Акшабулак Южный представляет брахиантиклинальную складку, вытянутую в субмеридианальном направлении и разбитую тектоническими нарушениями. По площади структуры оконтуриваются два локальных купола — северный и южный. На северном куполе выделяются три свода в районе скважин № 16,35,3, на южном куполе — два свода. Скважина № 31 находится в небольшой седловине между северным и южным куполами.

Размеры северного и южного куполов соизмеримы и составляют 4,2×1,7 км, амплитуда — 60 м.

Вверх по разрезу структура носит унаследованный характер с более спокойным тектоническим режимом — постепенным затуханием амплитуд разрывных нарушений.

Акшабулак Центральный. Поднятие Акшабулак Центральный по поверхности фундамента представляет собой брахиантиклинальную складку с двумя сводами, северным и южным, и осложнено рядом тектонических нарушений. В западной части отмечается выклинивание горизонта Ю-III, контролируемое сбросом, в восточной части по отложениям фундамента и верхнеюрского комплекса осложнено сбросом. Амплитуда сброса по фундаменту — 50 м, в юрских отложениях утончается до 10 м, затухая в предмеловое время.

На месторождении Акшабулак Центральный пробуренными скважинами установлена промышленная нефтеносность неокомских, верхнеюрских и протерозойской-палеозойских (фундамент) отложений. К отложениям нижнего неокома приурочены продуктивные горизонты М-I, М-II-1 и М-II-2. В верхнеюрских отложениях выделяются горизонты Ю-0−1, Ю-0−2, Ю-I, Ю;

II, Ю-III и Ю-IV. В свою очередь, Ю-0−1 условно (по характеру насыщения) делится на две пачки Ю-0−1а и Ю-0−1б, а горизонт Ю-III (по литологическому составу) на Ю-IIIа и Ю-III. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1610−1900 м. Содержание серы — 0,23%, парафина — 14,38%, смол — 8,44%.

Во вскрытом разрезе на глубинах 1605−1915 м установлено четыре продуктивных горизонта: три в юрских отложениях (Ю-I, Ю-II и Ю-III) и один (М-II) в неокоме.

Горизонты сложены переслаиванием песчаников, алевролитов, глин и изредка прослоев гравелитов (Ю-III, М-II). Залежи пластовые, сводовые и пластовые, тектонически экранированные. ВНК имеют абсолютные отметки:

— 1760 м (Ю-III), -1640 м (Ю-II), -1638 м (Ю-I) и -1530 м (М-II).

Общая толщина продуктивных горизонтов изменяется от 14 до 66 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 2,2−19,2 м. Открытая пористость коллекторов 11,2−20%, проницаемость, 280,03 мкм². Коэффициенты нефтенасыщенности 0,51−0,61−0,75. Пластовые давления 17,59−19,25 МПа, температура 68−74⁰С. Начальные дебиты нефти по скважинам 58−197 м³/сут.

Газовый фактор составляет 63,7−128,7 м³/м³. Плотность нефти 835 кг/м³.

Газы, растворенные в нефти горизонта Ю-III тяжелые, содержание тяжелых углеводородов в них превышает 10%, на долю метана приходится 87,66%, сероводород присутствует в количестве 0,08%, азот 0,88%, углекислый газ -0,02%.

Газ горизонта Ю-I метановый (99,13%), со следами углекислоты и незначительным количеством азота.

Режим залежей водонапорный.

Состав пластовых вод не изучен.

Нефтегазоносность фундамента установлена получением притоков нефти из скважин 9, 18 и др.

Продуктивный горизонт PZ относится к протерозойско-палеозойскому возрасту (фундамент).

По керновому материалу в ряде скважин отмечается наличие трещиноватых участков в верхнем слое эрозионной поверхности фундамента, трещины которых заполнены нефтью.

Нефтяная залежь представляет собой линзообразный тип коллектора, литологически ограниченного зоной замещения коллекторов, продуктивность коллекторов доказана в скважине 9 получением притоков нефти.

Резюмируя вышеизложенное, можно отметить, что отложения палеозойского фундамента должны быть выделены в одно из перспективных направлений разведочных работ и, возможно, открытие крупных месторождений региона с большими запасами нефти, которое будет способствовать расширению представлений о возможном механизме и последовательности формирования залежей нефти и газа в фундаменте и в конечном итоге приросту запасов. В статье рассматриваются этапы геологического развития Южно-Тургайского прогиба, которые способствовали сохранению залежей нефти и газа в мезозойских и палеозойских осадках.

Приведены данные по нефтегазоносности доюрских отложений по месторождениям Южно-Тургайского бассейна и рассмотрены перспективы их нефтегазоносности.