Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения Текст научной статьи по специальности — Геология. Терригенные коллекторы и карбонатные

Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения Текст научной статьи по специальности « Геология»

Аннотация научной статьи по геологии, автор научной работы — Сайфутдинов Марат Ахметзиевич, Хакимзянов Ильгизар Нургизарович, Петров Владимир Николаевич, Шешдиров Рамиз Искандерович, Миронова Любовь Михайловна

Авторами предлагается совершенствование систем разработки залежей нефти в отложениях турнейского и радаевско-бобриковского возрастов в зонах эрозионных врезов с разнопроницаемыми типами коллекторов на примере Ашальчинского месторождения нефти. На опытном участке Ашальчинского месторождения в 2014 году проведены индикаторные исследования по определению гидродинамической связи между терригенными отложениями бобриковского и карбонатными отложениями турнейского яруса. Наличие индикатора в продукции добывающего фонда залежи в отложениях радаевско-бобриковского возраста внутри вреза, при закачке в карбонатные отложения турнейского яруса за бортом вреза, свидетельствует о том, что между вмещающими карбонатами турнейского яруса и терригенными образованиями, выполняющими врез породами бобриковско-радаевского возраста, существует гидродинамическая связь . Откуда следует, что фильтрация из карбонатного коллектора в терригенный как по латерали, так и по вертикали, при наложении терригенного коллектора в зоне вреза на карбонатный происходит быстрее и более интенсивно. С целью подтверждения наличия гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами проведены исследования по моделированию для проектирования разработки участка месторождения. По результатам геолого-технологического моделирования выявлено, что накопленная добыча нефти из скважин добывающего фонда радаевско-бобриковского объекта может превышать удельные запасы скважин, в среднем, в 1-3 раза.

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Сайфутдинов Марат Ахметзиевич, Хакимзянов Ильгизар Нургизарович, Петров Владимир Николаевич, Шешдиров Рамиз Искандерович, Миронова Любовь Михайловна,

Studies of the hydrodynamic connection presence between the terrigenous Bobrikovian and carbonate Tournaisian objects on the basis of the geological-technological model of the site of the field

The authors suggest improvement of oil deposit development systems in Tournaisian and Radaevskian-Bobrikovian sediments in zones of erosion incisions with permeable types of reservoirs using the example of the Ashalchinsky oilfield. Indicator studies were conducted in the experimental section of the Ashalchinsky field in 2014 to determine the hydrodynamic connection between the terrigenous Bobrikovian deposits and carbonate Tournaisian deposits. The presence of an indicator in the production well stock in the Radaevskian-Bobrikovian sediments inside the incision, when injected into the carbonate Tournaisian deposits over the side of the incision, indicates that there is hydrodynamic connection between the enclosing Tournaisian carbonates and the terrigenous Bobrikovian-Radaevskian formations that form the incisions. It follows that the filtration from the carbonate reservoir into the terrigenous, both laterally and vertically, occurs faster and more intensively when the terrigenous reservoir is imposed to the carbonate reservoir in the incision zone. In order to confirm the presence of a hydrodynamic connection between the terrigenous Bobrikovian and carbonate Tournaisian objects, modeling studies were carried out to design the development of the site of the field. Based on the results of geological and technological modeling, it was revealed that the accumulated oil production from the wells of the Radaevskian-Bobrikovian production well stock may exceed the average well stock by 1-3 times.

Текст научной работы на тему «Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения»

?ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESOURCES 2019. Т. 20. № 1. С. 2

БОГ https://doi.org/10.18599/grs.2019.L2-8 » удк 622.276

Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения

М.А. Сайфутдинов1, И.Н. Хакимзянов1*, В.Н. Петров2, Р.И. Шешдиров2, Л.М. Миронова3

‘Нефтегазодобывающееуправление «Нурлатнефть»ПАО «Татнефть», Нурлат, Россия 2Институт «ТатНИПИнефть»ПАО «Татнефть», Бугульма, Россия 3ООО «Наука», Бугульма, Россия

Авторами предлагается совершенствование систем разработки залежей нефти в отложениях турнейского и радаевско-бобриковского возрастов в зонах эрозионных врезов с разнопроницаемыми типами коллекторов на примере Ашальчинского месторождения нефти.

На опытном участке Ашальчинского месторождения в 2014 году проведены индикаторные исследования по определению гидродинамической связи между терригенными отложениями бобриковского и карбонатными отложениями турнейского яруса. Наличие индикатора в продукции добывающего фонда залежи в отложениях радаевско-бобриковского возраста внутри вреза, при закачке в карбонатные отложения турнейского яруса за бортом вреза, свидетельствует о том, что между вмещающими карбонатами турнейского яруса и терригенными образованиями, выполняющими врез — породами бобриковско-радаевского возраста, существует гидродинамическая связь. Откуда следует, что фильтрация из карбонатного коллектора в терригенный как по латерали, так и по вертикали, при наложении терригенного коллектора в зоне вреза на карбонатный происходит быстрее и более интенсивно.

С целью подтверждения наличия гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами проведены исследования по моделированию для проектирования разработки участка месторождения. По результатам геолого-технологического моделирования выявлено, что накопленная добыча нефти из скважин добывающего фонда радаевско-бобриковского объекта может превышать удельные запасы скважин, в среднем, в 1-3 раза.

Ключевые слова: гидродинамическая связь, карбонатные, терригенные коллектора, эрозионные врезы, коэффициент нефтеизвлечения, индикаторные исследования, флуоресцеин, фильтрационные линии тока

Для цитирования: Сайфутдинов М.А., Хакимзянов И.Н., Петров В.Н., Шешдиров Р.И., Миронова Л.М. (2019). Исследования о наличии гидродинамической связи между терригенным бобриковским и карбонатным турнейским объектами на базе геолого-технологической модели участка месторождения. Георесурсы, 20(1), с. 2-8. DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2019.1.2-8

На территории Республики Татарстан залежи нефти в отложениях турнейского яруса на всех тектоноэлементах за исключением крайней юго-восточной части, района Нефтегазодобывающего управления «Бавлынефть» ПАО «Татнефть», в той или иной степени нарушены эрозионными врезами. В данной статье авторами рассматриваются сложнопостроенные, нарушенные врезами, резервуары, заполненные нефтью, то есть залежи нефти именно с подобным строением.

Вмещающими врез породами являются слабопроницаемые карбонатные породы турнейского яруса, а выполняющими — терригенные высокопроницаемые песча-но-алевролитовые образования радаевско-бобриковского горизонта. В зонах размыва отложений турнейского яруса в разрезах скважин полностью отсутствуют глинистые образования елховского горизонта, и коллектор радаевско-бобриковского возраста непосредственно залегает на

отложениях турнейского яруса. Гидродинамическая связь между вмещающими и выполняющими врез породами, доказанная на основе инструментальных исследований, моделирования и анализа технологических показателей работы скважин, может быть использована при проектировании месторождений, в том числе расстановки проектного фонда скважин, разработке геолого-технических мероприятий (ГТМ) с учётом использования высокопроницаемого канала — вреза, созданного природой, для более эффективной выработки запасов нефти из слабопроницаемых коллекторов турнейского яруса, организуя вытеснение из них в высокопроницаемое русло вреза1 (Базаревская и др., 2011). Такое русло, выполненное терригенными образованиями, может быть использовано для совершенствования технологий наиболее полной выработки запасов нефти из слабопроницаемых карбонатных пород в существующих системах разработки2.

* Ответственный автор: Хакимзянов Ильгизар Нургизарович E-mail: [email protected]

© 2019 Коллектив авторов

1 Губайдуллин А.А., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А. (2010). Геология карбонатных сложнопостроенных коллекторов девона и карбона Татарстана. Отчет о НИР, Академия наук, Казань: ФЭН, 283 с.

2 Нуреева Н.С. (2006). Технологическая схема разработки Ашальчинского нефтяного

месторождения. Отчет о НИР. ТатНИПИнефть, Бугульма.

SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL

При этом увеличивается коэффициент нефтеизвлечения из слабопроницаемых карбонатных пород.

Существование гидродинамической связи между вмещающими врезы карбонатными отложениями тур-нейского яруса и песчано-алевролитовыми отложениями радаевско-бобриковского горизонта до настоящего время оспаривалось многими учеными, утверждающими, что зона размыва турнейских отложений является стратиграфическим и литологическим экраном (Хайретдинов Н., Аминов Л. и др.).

На территории Татарстана эрозионные нарушения наиболее широко распространены на восточном борту Мелекесской впадины2 (Козина, 1978). Ярким примером является Ашальчинское месторождение, где практически каждое поднятие, контролирующее залежи нефти, подвергалось эрозионным нарушениям отложений елховского горизонта и турнейского яруса (рис. 1).

Ко времени отложения терригенных образований тульского горизонта врез полностью компенсируется, и структурный план по подошве тульского стратиграфического объекта, как правило, повторяет палеоструктурный план турнейского яруса (рис. 1). С целью выявления существования гидродинамической связи залежей в отложениях турнейского яруса и радаевско-бобриковского горизонта рассмотрим результаты закачки индикатора и геолого-гидродинамического моделирования на примере одного из месторождений Республики Татарстан3 (Салахова, 2012).

1. Индикаторные исследования

На опытном участке Ашальчинского месторождения

опытного участка в 2014 году были проведены индикаторные исследования по определению гидродинамической связи между терригенными отложениями бобриковского и карбонатными отложениями турнейского яруса (рис. 2).

По результатам исследований установлено, что концентрация индикатора в потоке добываемой продукции и время прихода его к добывающей скважине зависят не только от фильтрационных свойств коллектора, но и от текущих режимов работы скважин эксплуатационного фонда, поэтому исследования проводились при стационарных режимах работы скважин. Доказательства основаны на результатах определения содержания индикаторов эозина и флуоресцеина в попутно добываемой воде продукции добывающих скважин, расположенных в окружении нагнетательной скв. № 4742, расположенной вне вреза. Индикаторы регистрировались в пробах продукции скважин отдельными порциями, что свидетельствует о наличии в пласте путей фильтрации различной протяженности и проницаемости, то есть о высокой неоднородности объекта (рис. 3). При интерпретации результатов индикаторных исследований использовалась вся геолого-геофизическая и промысловая информация: геологические данные, данные ГИС, промысловые данные.

Идентичность в регистрации по времени и концентрации индикатора в окружающих добывающих скважинах по максимумам указывает на наличие в массиве породы наиболее проницаемых прослоев, не зависимо от их ли-тотипа, и имеющих гидродинамическую связь на протяжении пути фильтрации меченой воды от нагнетательной к окружающим добывающим скважинам.

Рис. 1. Выкопировка с разреза отложений нижнего карбона на Ашальчинском участке Ашальчинского месторождения ем фактической траектории горизонтального участка ствола СГО № 4729А

3 Антонов Г.П. и др. (2014). Исследования взаимовлияния нагнетательных и добывающих скважин по турнейскому ярусу Ашальчинского месторождения методами индикаторных исследований. Отчет о НИР. ООО «Наука», Бугульма.

2019. Т. 20. № 1. С. 2-8

внешний контур нефтеносности внутренний контур нефтеносности изогипса пласта

эффективная нефтенасыщенная толщина, м Г I 1 1 граница зоны отсутствия коллекторов

линия размыва отложений турнейского яруса Скважины: О проектная добывающая

I—| проектная горизонтальная Ф пробуренная добывающая, нагнетательная

® в ожидании ликвидации

-О- в консервации

СХ в бездействии

^ —• добывающая: ЭЦН, ШГН 17 скважина, работающая на другой горизонт

Ы. ф 4705 дебит жидкости, т/сут 1-4 обводненность, %

текущий дебит жидкости сектор обводненности продукции /*ТЧ сектор нефти

среднесуточная закачка, м /сут

^ 3 4 среднесуточная закачка, м /сут 1’1’лу1улу1′] песчаник нефтенасыщенный у»у»у.-л-лу] песчаник водонасыщенный песчаник глинистый

Рис. 2. Выкопировка с карты разработки бобриковского объекта, совмещённой со структурной картой по кровле отложений турнейского яруса с обозначением положения бортов вреза и линий движения трассеров от нагнетательных скважин на Ашальчинском участке Ашальчин-ского месторождения

20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

В настоящее время месторождение Кенкияк находится в разработке. На этой площади в сакмарско-артинском терригенном разрезе выделяется пять продуктивных горизонтов, дебиты нефти из которых достигают 300 т / сут. Залежь вероятно комбинированная — сводово-литологи-ческого типа. [31]

В связи с высокой неоднородностью разреза карбонатных коллекторов вопросам их поинтервального освоения с помощью кислот должно уделяться большое внимание. Это положение справедливо и для терригенного разреза . [32]

Дахнов считает, что границы объекта можно обоснованно выделить, лишь при широком использовании всего комплекса средств геофизических исследований. При этом в отличие от терригенного разреза , в условиях которого главными методами являются электрометрические исследования, при изучении комплекса карбонатных пород к наиболее перспективным, по В. Дахнову, следует отнести нейтронные методы, кавернометрию, выполненную в микроварианте, а среди электрометрических методов, — микроисследования и метод потенциалов вызванной поляризации. [33]

Смотрите еще:  Исковое заявление от прокурора образец. Обращение в арбитражный суд осуществляется в форме искового заявления

Представлены песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Стандартный комплекс ГИС, применяемый для расчленения терригенного разреза , включает: электрический каротаж ( КС и ПС), радиоактивный каротаж, микрокаротаж, кавернометрию и боковой или индукционный каротаж в зависимости от условий измерения. [34]

Представлены песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Стандартный комплекс ГИС, применяемый для расчленения терригенного разреза , включает: электрический каротаж ( КС и ПС), радиоактивный каротаж, микрокаротаж, кавериометрию и боковой или индукционный каротаж в зависимости от условий измерения. [35]

Для эвапоритовых разрезов, содержащих соль, кривая ПЭГдвпД практически аналогична суммарной кривой, приведенной на рис. 2 а. Из этого следует, что соль является надежной покрышкой на всех глубинах. Для терригенных разрезов , где барьерами для движения флюидов служат главным образом глинистые породы, суммарная кривая ( рис. 2 а) имеет тенденцию к отклонению от кривой ПЭГдВПД — Последняя также обнаруживает некоторые отклонения с глубиной. Таким образом, при наличии в разрезе эвапоритовых отложений АВПД могут быть сформированы довольно рано ( уже на небольших глубинах), тогда как в герригенных разрезах вероятность образования АВПД практически одинакова на любых глубинах. [36]

ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛО-ВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ — осуществляется по комплексу методов. В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками: 1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации; 2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии; 3) низкими показаниями гамма-каротажа; 4) неравенством показаний потенциал — и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа; 5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового; 6) повышенными показаниями индекса свободного флюида на диаграммах каротажа ядерно-магнитного; 7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового; 8) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного. Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, чточ и терригенные коллекторы. Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем: 1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости. [37]

ВЫДЕЛЕНИЕ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛО-ВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ — осуществляется по комплексу методов. В терригенном разрезе в общем случае породы-коллекторы характеризуются следующими признаками: 1) отрицательной аномалией на диаграммах каротажа потенциалов самопроизвольной поляризации; 2) наличием глинистой корки, отмечаемой сужением диаметра на кривых кавернометрии; 3) низкими показаниями гамма-каротажа; 4) неравенством показаний потенциал — и градиент-зондов на диаграммах микрокаротажа; 5) наличием зоны проникновения, параметры которой определяются по данным зондирования каротажного бокового; 6) повышенными показаниями индекса свободного флюида на диаграммах каротажа ядерно-магнитного; 7) повышенными значениями суммарных газопоказаний на диаграммах каротажа газового; F) наличием фильтрации промывочной жидкости в пласт по данным каротажа фильтрационного. Карбонатные коллекторы с межзерновым типом пористости выделяются по тем же признакам, что и терригенные коллекторы. Выделение карбонатных коллекторов со сложным типом пустотного пространства осуществляется путем: 1) сопоставления значений коэффициентов пористости между собой и с критическими значениями пористости. [38]

Верхнеордовикско-силурийско-нижнедево нский комплекс знаменует стабильную стадию развития первого цикла осадконакопления в условиях трансгрессировавшего с востока моря. Основная суша, служившая областью сноса терриген-ного материала, располагалась на западе ( Балто-Сарматский материк) и возможно на севере, в районе Южно-Баренцевской впадины. Это предопределило преимущественно терригенный разрез в западных районах ТПП, сложенный переслаиванием алевролитов, аргиллитов с прослоями мергелей и доломитов суммарной мощностью до 1 км, а в прогибах до 2 5 км. Аналогичный разрез предполагается на участке шельфа, прилегающем к о. Глубина залегания этого комплекса составляет 5 — 7 км. Локальными источниками сноса служили Болыпеземельский, Лайский, Адзьвинский и др. своды, в районе которых в нижней части формировались ожелезненные песчаники, аргиллиты с прослоями доломитов и известняков, а в верхней — карбонатные и хемогенные породы, суммарной мощностью 0 5 — 1 5 км. В акватории к этой зоне относится район поднятия Русского, с глубинами залегания по отражающему горизонту III ( Д) 4500 — 5000 км. [39]

Кривую гамма-активности в скважине, промытой раствором радиоактивными изотопами, регистрируют обычно каналом нейтронного гамма-метода, чувствительность которого в 16 раз ниже канала гамма-метода. В качестве радиоактивных элементов рекомендуется иод 131 или сурьма, применяемая в адсорбированном виде на поверхности частиц активированного угля, ион-обменной смолы и других веществ. При исследованиях в терригенном разрезе применяют суспензии с зернами размером 210 — 250 микрон; в карбонатном разрезе используют суспензии с зернами размером 70 — 80 микрон. [40]

ЯМК используется для определения эффективной пористости пород ( ИСФ — Кп. Метод результативен главным образом в терригенном разрезе . [41]

Такие же измерения, но практически единичные, были проведены в терригенном разрезе и обсаженных скважинах. Во всех случаях полученные фактические кривые сжимаемости хорошо соотносятся с данными других методов ГИС. В частности, в карбонатном разрезе нижнепермских отложений фактическая сжимаемость ( и трещиноватость) хорошо коррелирует с аномалиями ГК, природа которых по спектрометрии объясняется повышенным содержанием радия. Участки повышенной сжимаемости хорошо увязываются с поглощением волны Лэм-ба — Стоунли в тех же участках разреза. В этих зонах иногда наблюдается расщепление поперечных волн, указывающее на существование вертикальных трещин. Таким образом, повышенная сжимаемость и целый ряд других геофизических признаков указывает на наличие трещин. [42]

Большинство газовых скоплений промышленного значения, по их представлениям, встречается при величине отношения ( к) удельных электрических сопротивлений, равной 3 0 и меньше. При значениях К более 3 5 промышленные значения отсутствуют. Такой вывод был сделан ими на основании того, что в поисковых скважинах, пробуренных в северной части бассейна Мексиканского, залива глубже интервала, где зафиксированы величины К, равные или превышающие 3 5, промышленных скоплений в развитом здесь терригенном разрезе не было обнаружено. [43]

Нефтегазоносность силурийских карбонатных отложений выявлена на единичных площадях. Значительные притоки нефти получены на Западно-Тэбукском и Среднемакарихинском месторождениях, небольшие притоки газа — на Нижнеомринском месторождении. Эти отложения перспективны на значительной части территории региона. Наибольшее число залежей нефти и газа в Тимано-Печорской провинции связано с поддоманиковой частью преимущественно терригенного разреза среднего и верхнего девона . Отложения среднего девона развиты неповсеместно и имеют сложные контуры распространения, обусловленные древним структурным планом и размывами. [44]

ХАРАКТЕРИСТИКА КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ Текст научной статьи по специальности « Геология»

Аннотация научной статьи по геологии, автор научной работы — Ж. Жолтаев, Г. Е. Кулумбетова

карбонатные отложения являются основным нефтегазопродуктивным объектом восточного борта Прикаспийской синеклизы . С данными отложениями связана добыча нефти на крупных месторождениях. В то же время на некоторых месторождениях восточного борта Прикаспийского бассейна продуктивные нефтегазоносные коллектора приурочены к терригенным отложениям. На месторождениях, где коллекторами выступают карбонатные породы, терригенные отложения играют роль покрышек, без которых скопление углеводородов было бы невозможным. Детальное изучение условий осадконакопления и тектонического режима этапа формирования карбонатных и терригенных пород является важной задачей при постановке геологоразведочных работ и выбора точек бурения разведочных скважин. В статье приводится детальное описание литолого-стратиграфической характеристики пород каменоугольного возраста, к которым приурочены толщи КТ-III, КТ-II, МКТ и КТ-I. Приведено описание геодинамической обстановки, преобладающей в пределах восточного борта Прикаспийской впадины, в период от додевонского до позднекаменоугольного времени.

Похожие темы научных работ по геологии , автор научной работы — Ж. Жолтаев, Г. Е. Кулумбетова,

THE CHARACTERISTICS OF CARBONATE AND TERRIGENOUS SUBSALT DEPOSITS OF THE EAST OF THE CASPIAN DEPRESSION

the carbonate sediments are the main oil and gas bearing object on the Eastern edge of Caspian basin. Oil production at large oil fields is associated with these sediments. At the same time, in some fileds on the Eastern edge of the Caspian basin the oil and gas bearing horizons are associated with terrigenous sediments. The terrigenous rocks are seals at the deposits where the reservoirs are carbonate rocks, and the accumulation of hydrocarbons would be impossible without it. A detailed study of sedimentation conditions and tectonic regime of the formation phase of carbonate and terrigenous rocks is an important task of exploration work and selecting points for exploratory wells. The article provides a detailed description of the lithofacial characteristics of rocks of the Carboniferous age to which the KT-III, KT-II, MKT and KT-I series are confined. The description of geodynamic situation prevailing within the Eastern edge of the Caspian basin in the period from Predevonian to Upper Carboniferous time, is given.

Текст научной работы на тему «ХАРАКТЕРИСТИКА КАРБОНАТНЫХ И ТЕРРИГЕННЫХ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ»

?Нефтегазоносность Прикаспийской впадины

характеристика карбонатных и терригенных подсолевых отложений

востока прикаспийской впадины

© 2019 гг. Ж. Жолтаев1, Г. Е. Кулумбетова2

1 — Институт геологических наук им. К. И. Сатпаева

2 — ТОО «Меридиан Петролеум»

Аннотация: карбонатные отложения являются основным нефтегазопродуктивным объектом восточного борта Прикаспийской синеклизы. С данными отложениями связана добыча нефти на крупных месторождениях. В то же время на некоторых месторождениях восточного борта Прикаспийского бассейна продуктивные нефтегазоносные коллектора приурочены к терригенным отложениям. На месторождениях, где коллекторами выступают карбонатные породы, терригенные отложения играют роль покрышек, без которых скопление углеводородов было бы невозможным. Детальное изучение условий осадконакопления и тектонического режима этапа формирования карбонатных и тер-ригенных пород является важной задачей при постановке геологоразведочных работ и выбора точек бурения разведочных скважин. В статье приводится детальное описание литолого-стратиграфической характеристики пород каменоугольного возраста, к которым приурочены толщи КТ-III, КТ-II, МКТ и КТ-I. Приведено описание геодинамической обстановки, преобладающей в пределах восточного борта Прикаспийской впадины, в период от додевонского до позднекаменоугольного времени.

Ключевые слова: Прикаспийская синеклиза, карбонатно-терригенная толща KT-II, система, ярус, пачка, генерация УВ, залежи нефти и газа, прогноз нефтегазоносности ловушек, перспективы.

Кулумбетова Гульмира Ерболатовна e-mail: [email protected]

the characteristics of carbonate and terrigenous subsalt deposits

of the east of the caspian depression

G. Zh. Zholtaev 1, G. E. Kulumbetova 2

1 — Institute of geological Sciences. K. I. Satpayev

2 — LLP «Meridian petroleum»

Abstract: the carbonate sediments are the main oil and gas bearing object on the Eastern edge of Caspian basin. Oil production at large oil fields is associated with these sediments. At the same time, in some fileds on the Eastern edge of the Caspian basin the oil and gas bearing horizons are associated with terrigenous sediments. The terrigenous rocks are seals at the deposits where the reservoirs are carbonate rocks, and the accumulation of hydrocarbons would be impossible without it. A detailed study of sedimentation conditions and tectonic regime of

the formation phase of carbonate and terrigenous rocks is an important task of exploration work and selecting points for exploratory wells. The article provides a detailed description of the lithofacial characteristics of rocks of the Carboniferous age to which the KT-III, KT-II, MKT and KT-I series are confined. The description of geodynamic situation prevailing within the Eastern edge of the Caspian basin in the period from Predevonian to Upper Carboniferous time, is given.

Key words: Caspian depression, carbonate-terrigenous series KT-II, system, stage, member, sediments, traps, hydrocarbon generation, oil and gas deposits, prediction of oil and gas traps, prospects.

Прикаспийский нефтегазоносный бассейн является одним из крупнейших по запасам углеводородов в мире. В его пределах открыты гигантские месторождения, такие как Кашаган, Тенгиз на южном борту, и Карашыганак на северном борту. На восточном борту бассейна открыты и находятся в разработке крупные месторождения Жанажол, Кенкияк, Алибкмола, Кожасай и другие. Продуктивный разрез отложений восточного борта состоит из карбонатных и терригенных пород, относящихся к толщам КТ-Ш, КТ-П, МКТ и КТ-1.

Смотрите еще:  Оформление возврата 13 процентов с покупки квартиры в 2019 году. Возврат 13 процентов за покупку квартиры в 2019

Карбонатная толща (КТ-П) охватывает широкий временной интервал — от верхневи-зейского подъяруса нижнего отдела до низов подольского яруса среднего отдела каменноугольной системы — С^2а12-С2т1-С2т^1 (рис. 1). Она распространена практически на всей исследуемой территории. Ее протяженность с севера на юг составляет около 350 км, а ширина 80-120 км. Максимальная мощность толщи 600-800 м установлена на восточной периферийной части ее распространения. В западном и юго-западном направлениях мощность уменьшается до 300-400 м, затем на участках Восточный Аккудук, Жанатан и Боржер (Божер-Акжар-ская зона) ее значения составляют 50-100 м, а на участках Караулкельды и В. Акжар толща полностью выклинивается, что связано с разной амплитудой предпермского размыва. Изменение стратиграфического объема толщи также происходит в широтном направлении.

Важно отметить, что полный стратиграфический объем нижней карбонатной толщи установлен только в восточной части рассматриваемой территории, где она залегает между двумя терригенными комплексами (ТТ-II и МКТ). В западном направлении верхняя возрастная граница толщи снижается до C2mj и затем до С2Ь, она несогласно перекрывается нижнипермскими отложениями, в основании которых, как правило, выделяется глинистая гаммаактивная пачка (Дальян и др., 1993) [3, 4, 7].

Сложена толща КТ-II известняками, и лишь на крайнем востоке появляются редкие прослои известковистых аргиллитов и алевролитов, а также отмечена доломитизация и перекристаллизация. Известняки обычно светлоокрашенные — светло-серые до белых, массивные и тонкоплитчатые, биогенные, биокластовые, комковато-сгуст-ковые, водорослевые.

Верхневизейский подъярус (окский над-горизонт) включает отложения тульского, алексинско-михайловского и веневского горизонтов.

Литологически отложения тульского горизонта в нижней части представлены переслаиванием аргиллитов, песчаников, гравелитов, в верхней части преобладают аргиллиты и алевролиты с редкими прослоями известняков. От нижележащих отложений отличается более глинистым составом.

Максимальная толщина тульских отложений 567 м установлена в скв.Г-5 Жанатан, минимальная — 125 м (Г-34 Лактыбай).

Выше залегают нерасчлененные алексин-ско-михайловские отложения. Они вскрыты на структурах Кожасай, Алибекмола, Куантай, Тускум, В. Тортколь, Жанажол, В. Мортук, Кенкияк, Трува и др. Нижняя часть разреза состоит из переслаивания темно-серых, зеленовато-серых аргиллитов, алевролитов, песчаников и редких прослоев известняков, доломитов, отмечается известняковая брекчия.

Толщина алексинско-михайловских отложений меняется от 179 м (Г-5 Жанатан) до 423 м (ПГС-1).

Веневский горизонт. Разрез визейского яруса венчают отложения веневского горизонта, вскрытые на структурах Алибекмола, Башенколь, Урихтау, Кожасай, Синельни-ковская, Тускум, Жанажол, Тортколь и др. Отложения литологически представлены известняками серыми, светло-коричневыми с прослоями доломитов и доломитизиро-ванных известняков.

Толщина отложений веневского горизонта колеблется от 27 м (Г-5 Жанатан) до 113 м (Г-9 Алибекмола).

Нерасчлененные визейские отложения толщиной 347 м установлены в скв.Г-1 Бак-тыгарын, представлены известняками серыми, светло-серыми, участками рыхлыми с редкими прослоями известковистых глин.

Таким образом, для восточной бортовой зоны Прикаспийской впадины характерен пестрый состав пород визейского яруса. Здесь развиты в верхней части окского над-горизонта известняки биогермные, водорослевые либо реликтово-биогенные перекристаллизованные, замещающиеся по латера-ли и по разрезу на известняки детритовые, микросгустковые и шламовые с прослоями алевроаргиллитов и тонкозернистых песчаников. Нижневизейские, а также основная часть тульского горизонта верхнего визе представлены разным сочетанием терри-генных пород. В региональном плане тер-ригенные визейские отложения нижнего

карбона погружаются с востока на запад от Ащисайского краевого глубинного разлома в сторону Хобдинской мульды от 3200 м на Жанатане, 5180 м на Восточном Ак-жаре до 6126 м на Караулкельды, а также с юга на север от 3270 м на Тортколе, 3900 м на Лактыбае, 4262 м на Жанажоле, до 5125 м на Восточном Жагабулаке. При этом, по данным бурения и сейсморазведки МОГТ, мощность терригенного нижнего карбона увеличивается к востоку и западу от Жаркамысского выступа фундамента.

Вскрытая бурением максимальная толщина визейских отложений в терриген-ной фации установлена в скв.П-1 Тере-скен — 1660 м, а в карбонатной фации -в скв.Г-1 Бактыгарын и составляет 347 м.

Отложения серпуховского яруса установлены в терригенных и карбонатных фациях в составе нижнего и верхнего подъярусов.

Нижнесерпуховский подъярус включает отложения тарусского и стешевского горизонтов, которые четко выделяются в карбонатных разрезах.

Терригенные разрезы встречаются на структурах западнее линии скв.П-1 Кожа-сай, Г-2 В. Тортколь (Акжар, Каратюбе, Караукельды, Терешковская и др.). Отложения представлены линзовидным переслаиванием серых, темно-серых песчаников, аргиллитов, алевролитов. Встречаются прослои серого глинистого известняка, туфо-генного материала и гравелита серого раз-нообломочной структуры. Толщина нерас-члененных нижнесерпуховских отложений колеблется от 83 м (П-1 Кожасай) до 160 м (Г-41 Каратюбе).

Тарусский горизонт вскрыт на структурах Жанажол, Кожасай, Синельниковская, Алибекмола, В. Тортколь, Урихтау, Кенкияк и др. и сложен переслаиванием светлосерых органогенных перекристаллизованных плотных и пористых известняков, расслоенных тонкими глинистыми прослоями. Толщина отложений тарусского горизонта

изменяется от 155 м (Г-4 В. Алибекмола) до 49 м (Г-4 Кумсай).

Стешевский горизонт слагают известняки серые, темно-серые, пористые, органогенные. Горизонт имеет характерную про-мыслово-геофизическую характеристику и используется в качестве главного репера при расчленении серпуховских отложений. Толщина отложений изменяется в пределах 55-170 м.

Верхнесерпуховский подъярус включает отложения протвинского и запалтюбинско-го горизонтов.

Протвинский горизонт вскрыт в пределах Темирской, Жанажол-В, Тортколской зон, включает органогенные (преимущественно брахиоподовые), зернистые и ооли-тово-онколитовые светло-серые известняки с прослоями доломитов. Толщина протвин-ских отложений до 132 м.

Запалтюбинский горизонт изучен в разрезах скважин Г-115 Кенкияк, Г-6, Г-7 Сине-льниковская, Г-22, Г-24 Урихтау, Г-7 В. Тор-тколь, П-6 Башенколь, Г-10 Алибекмола, Г-5 Жанатан (Темирская, Тускум-Кожасай-ская, Жанажол-Торткольская зоны). Он сложен известняками светло-серыми, реликтово-органогенными, перекристаллизованными. Толщина отложений до 20 м.

Толщина серпуховского яруса в пределах Жанажольской зоны составляет 128-165 м, а в Темирской — 72-140 м.

На серпуховском ярусе согласно залегают, местами со стратиграфическим зональным несогласием, отложения среднего карбона.

В составе среднекаменноугольных отложений выделяются породы башкирского и московского ярусов. Возрастной диапазон среднекаменноугольной части карбонатной толщи (КТ-П) — башкирский ярус — нижнемосковский подъярус и низы подольского горизонта (С2т^^.

На известняки КТ-П без видимого перерыва и несогласия налегает верхняя тер-

ригенная толща ТТ-1, возраст которой изучавшие территорию исследователи устанавливают как среднюю часть подольского горизонта С2т^2 (Особенности разведки. 1986). Мощность толщи изменяется от 300-500 м в разрезах центральной части восточной полосы до полного выклинивания на западе.

Башкирский ярус имеет разный стратиграфический объем. Верхняя граница его сопровождается крупным региональным стратиграфическим несогласием. Наиболее полные разрезы установлены в пределах структур Алибекмола, Урихтау, Кожасай, Синельниковская, Тускум, Кожасайская, Жанажол и Торткольская (рис. 2).

Нижнебашкирский подъярус имеет ограниченное распространение и установлен в тех же скважинах, где запалтюбинский горизонт серпуховского яруса. Отложения представлены светло-серыми известняками следующих разностей: органогенные, водорослевые, оолитово-онколитовые, сгуст-ковые. Толщина отложений колеблется от 20 до 55 м.

Краснополянский горизонт имеет наиболее широкое распространение в пределах структур Кенкияк, Урихтау, Жанажол, Ко-жасай, Алибекмола. Отложения представлены известняками светло-серыми, биоморф-но-детритовыми, органогенно-обломочны-ми, водорослево-фораминиферовыми, жел-вачковыми с редкими прослоями глинистых пород, доломитов и известняковых гравелитов. Толщина отложений краснополянского горизонта изменяется от 134 м (Г-20 Алибекмола) до 44 м (ПГС-1 Кожасай).

Северо-кельтменский горизонт прослеживается в разрезах структур, что и крас-нополянские отложения, граница между ними согласная. Литологически представлен известняками кремовыми, темно-серыми, оолитовыми, органогенно-комкова-тыми, массивными, тонкоплитчатыми, раз-нозернистыми с прослоями темно-серых

Нефтегазоносность Прикаспийской впадины Башкирский ярус

Рис. 2. Литолого-фациальные схемы по востоку Прикаспийской синеклизы

глин и аргиллитов. В западных районах (от Алибекмола к Кожасаю) преобладают известняки в различной степени окремне-лые и доломитизированные, увеличивается количество терригенных прослоев.

В зависимости от структурного положения скважин толщина северокельтмен-ских отложений составляет на Жанажоле 55-70 м, Алибекмоле 100-140 м, Урихтау 80-120 м, Жанатан П-38 м.

Кокпектинской скважиной Г-6 вскрыты отложения, которые по литологическому составу подразделены на 2 пачки и названы «атжаксинской» толщей. Верхняя пачка представлена чередованием в равных соотношениях известняков белых, серовато-белых, органогенных с серыми, темно-серыми аргиллитами. Нижняя пачка состоит

из белых, серовато-белых, розовато-белых известняков с редкими прослоями серых, темно-серых аргиллитов. По комплексу выделенных фораминифер атжаксинская толща является аналогом краснополянского и северо-кельтменского горизонтов. Истинная пройденная мощность всей атжаксин-ской толщи в пределах 187 м.

Прикамский горизонт прослежен в единичных разрезах площадей Алибекмола, Жанажол, Кожасай, Жагабулак, Урихтау. Отложения представлены известняками серыми, светло-серыми, биоморфными, комковато-органогенными, микросгустковыми, водорослево-фораминиферовыми со множеством стилолитовых швов, выполненных глинистым материалом. Толщина отложений прикамского горизонта изменяется

с запада на восток от 0 до 40 м (Урихтау), 70 м (Жанажол) и 100 м (Алибекмола).

Общая толщина башкирских отложений от 129 на Кожасае, 200 м на Жанажоле и до 300 м на Алибекмоле.

На породах различных горизонтов башкирского яруса трансгрессивно залегают отложения московского яруса.

Московский ярус имеет неповсеместное распространение и непостоянный стратиграфический объем. В общем комплексе московских отложений на основе палеонтологических данных в пределах востока Прикаспийской впадины различаются породы всех горизонтов: верейского, каширского, подольского, мячковского (рис. 2).

Нижнемосковский подъярус. Верейский горизонт установлен в разрезах Жанажол, Алибекмола, Урихтау, Ц. Якут. Локально распространен на Арансае, Кожасае, чаще всего залегает трансгрессивно. Разрез слагают известняки серые, темно-серые до черного, органогенно-сгустковые, плитчатые с прослоями черных кремней, алевролитов и аргиллитов. Толщина отложений зависит от предверейского размыва и колеблется от 0 до 145 м (Г-5 Алибекмола).

Каширский горизонт по литологической и палеонтологической характеристике делится на две части. В основании каширского горизонта выделяется толща пород, имеющая четкую геофизическую характеристику и прослеживающаяся в разрезах структур Жанажол, Алибекмола, расположенная между верейским и каширским подъярусами с четким палеонтологическим обоснованием, которая отнесена к цнинско-му подъярусу. Толща сложена известняками белыми, серыми, детритово-органогенны-ми и тонкими прослоями аргиллитов серо-зеленых, алевритистых. Толщина этих отложений 52-75 м.

Верхняя часть каширского горизонта имеет широкое развитие на структурах Али-бекмола, В. Алибек, Жанажол, В. Жанажол,

Ц. Якут, Урихтау. Отложения представлены известняками белыми, серыми, темно-серыми органогенно-комковатыми, биомор-фно-водорослевыми, тонкозернистыми и глинистыми разностями известняков, известняковых песчаников с подчиненными прослоями терригенных и карбонатно-кремнистых пород. Органические остатки в них разнообразны и многочисленны. Толщина отложений каширского горизонта от 30 до 320 м (свыше 200 м зафиксирована в единичных разрезах скв.П-4, П-5 Алибекмола, Г-4 В. Алибекмола и Г-72 Жанажол).

К верхнемосковскому подъярусу относятся МКТ и карбонатная толща (КТ-1). Подольский горизонт состоит из толщи терригенных отложений МКТ. По литоло-гической характеристике разрез подольского горизонта в большинстве районов состоит из двух толщ — терригенной и карбонатной. Наиболее полные разрезы верхнемосковского подъяруса известны на площадях Жанажол и Синельниковская.

Мощность толщи КТ-1 на востоке -400-500 м и уменьшается на севере до 140180 м (структура Ю. Мортук), а в южной -140-160 м на структурах Ю. Тускум, Вост. Тортколь.

Породы, слагающие карбонатно-терри-генную толщу изучаемой территории, разнообразны по происхождению, вещественному составу, структурным особенностям и коллекторским свойствам. В основном это органогенные известняки, часть которых преобразованы в доломиты. Среди известняков органогенного происхождения выделяются биоморфные, детриторые, комковато-органогенные, комковато-сгустковые и оолитовые разности.

В биоморфных известняках обычно много пор и каверн. Фильтрация осуществляется по межформенным каналам и по самим порам.

Детритовые и биоморфно-детритовые известняки серые и темно-серые, иногда

светло-серые, однородные массивные образования. Емкость таких известняков обычно низкая. Объем порового пространства благодаря выщелачиванию значительно увеличен, но низкая емкость обусловлена присутствием цементирующего материала.

Смотрите еще:  Как правильно рассчитать зарплату с учетом МРОТ. Налог если зарплата ниже мрот

Наиболее распространенным литотипом являются комковато-органогенные известняки. Это серые, светло-серые и коричневато-серые однородные массивные, плотные или пористые, иногда трещиноватые породы. Основным компонентом являются разнообразные органические остатки.

Комковато-сгустковатые известняки распространены в серпуховских, московских и верхнекаменноугольных отложениях.

Оолитовые известняки характерны для нижнебашкирского и нижнемосковского подъярусов. Сложены они оолитами и хорошо окатанными комочками с органическими остатками.

Биоморфные, реже биоморфно-детрито-вые и детритовые известняки встречаются в нижней части КТ-П (породы визе-серпу-ховского ярусов). Они участвуют в формировании органогенных построек, активно развивающихся в эпоху повышения уровня моря. Выше по разрезу данные известняки сменяются известняками комковатого, сгусткового типов, накапливавшихся в наивысшую фазу морской трансгрессии. И наконец, в кровле толщи присутствуют оолитовые и обломочные известняки, характерные для литорали и сублиторали в пределах береговой зоны, приливно-отлив-ных равнин, глубоко врезанных в сушу заливов и осолоненных лагун [20].

В отличие от терригенных, карбонатные отложения из-за большой растворимости на протяжении литогенеза подвергаются неоднократным вторичным преобразованиям, из-за чего структура их пустотного пространства и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов весьма неоднородны.

Анализ распределения показателей фильтрационно-емкостных свойств позволил охарактеризовать отдельные литоге-нетические типы карбонатных отложений. Максимально высокими коллекторскими свойствами характеризуются биоморфные известняки: максимальная пористость коллекторов достигает 26-28 %, проницаемость — тысячи миллидарси (мД) и выше.

Пористость комковато-органогенных известняков КТ-11 составляет 0-6 %. Для известняков данного типа характерно интенсивное заполнение пустот вторичным кальцитом. Проницаемость их зафиксирована в 53,8 мД.

Известняки сгустковые и оолитовые близки между собой по коллекторским свойствам. Большая их часть непроницаемые с пористостью ниже 6 %. Остальные исследуемые образцы являются коллекторами, обладают различной пористостью и проницаемостью в зависимости от того, насколько интенсивным было выщелачивание.

Наиболее низкими коллекторскими свойствами обладают детритовые известняки.

Вышеописанные литологические особенности КТ-П обусловлены палеогеографическими условиями осадконакопле-ния и геодинамической эволюцией рассматриваемой территории как пассивной континентальной окраины Уральского па-леоокеана [1].

Современная картина тектонического строения региона трактуется как результат взаимодействия (расхождение, сближение, столкновение и коллизия) двух древних ли-тосферных плит палеозойского возраста: Восточно-Европейской и Казахстанской. Между этими двумя континентами существовал Урало-Тянь-Шаньский океан. В конце палеозоя две плиты столкнулись и перестали существовать как самостоятельные континенты, образуя остров единой молодой Евроазиатской литосферной плиты [2, 8].

Западный склон Казахстанской плиты в девоне и раннем карбоне развивался в режиме пассивной континентальной окраины. Здесь в раннедевонское время шло накопление карбонатных отложений. Затем на рубеже девона и карбона доминировала тектонически активная обстановка. Происходил обильный вынос обломочного материала и формирование мощной толщи терриген-ных отложений турнейского и визейско-го возраста. В конце визейского века тер-ригенный материал перестал поступать в морской бассейн, начался длительный период накопления карбонатных отложений в условиях открытого шельфа. Далее карбонаты сменяются терригенными осадками верхнего палеозоя — этап сближения и столкновения двух плит.

В разрезе подсолевых отложений карбона и перми на территории восточной части Прикаспийской впадины выделены также четыре осадочные толщи, принадлежащие к терригенным формациям: нижнекаменноугольная, среднекаменноугольная (подольский горизонт московского яруса), верхнекаменноугольная (гжельский ярус) и нижнепермская. В основании нижнепермской толщи обособляется гамма-активная пачка пород смешанного состава, относящаяся к битуминозной кремнисто-карбонатно-гли-нистой формации (рис. 3) [1, 2].

К природным резервуарам нефти и газа можно отнести нижнекаменноугольные и нижнепермские формации. среднекаменноугольная и верхнекаменноугольная толщи не содержат коллекторов и являются межкарбонатными экранирующими толщами.

Образование терригенных формаций происходило в периоды наступления трансгрессии, сопровождающейся усилением орогенных процессов в Урало-Мугоджар-ской складчатой области и появлением мощных эрозионных процессов, сформировавших систему русловых, дельтовых,

авандельтовых потоков, меандрирующих каналов, конусов выноса, намывных валов, баровых тел и т. д. в зонах горно-прибрежного, прибрежно-морского, мелководно-морского и относительно глубоководного осадконакопления.

Наибольшая песчанистость разреза наблюдается по ходу основных транспортных путей выноса обломочного материала из действующих источников сноса, находившихся в раннем карбоне на юго-востоке, в ранней перми — на северо-востоке изучаемой территории, что определило различие в местонахождении основных участков нефтегазонакопления в раннем карбоне и ранней перми [3].

Образование битуминозной кремнисто-карбонатно-глинистой формации (гамма-активной пачки) происходило в начале ранней перми в условиях дефицита осадочного материала в сочетании с теплым климатом, застойной сероводородной обстановкой в придонных водах, при интенсивных процессах вулканизма, а также при повышенных глубинах, не способствующих развитию мелководной карбонатообразующей фауны [7].

Выявлено, что промышленные скопления углеводородов в терригенных отложениях (Лактыбай, Кенкияк, Акжар, Ка-ратобе) связаны с поровым коллектором и приурочены к высокоэнергетичным участкам зоны шельфового осадконакопления, где осадки до своего захоронения успели приобрести относительную структурную и минералогическую зрелость. Многочисленные нефтегазопроявления до незначительных притоков УВ (разведочные площади Жилянская, Северо-Петропавловская, Бор-линская, Джусинская, Остансукская и др.) получены преимущественно из низкопо-ровых порово-трещинных и трещинных коллекторов. Их формирование связано с условиями накопления в прибрежно-мор-ской, иногда горно-прибрежной обстановке

Рис. 3. Геологический профиль по линии В. Акжар — Синельниковская

В. АКЖАР КОЖ АС’А И цГС-1 СИНЕЛЬНИКОВСКАЯ

с обильным поступлением и быстрым захоронением обломочного материала с частым выклиниванием пластов, а также с локальным развитием постседиментацион-ной трещиноватости [4, 5].

Установлена роль генетических особенностей терригенных пород в формировании и сохранении их пустотного пространства. Алевро-песчаные осадки, слагающие поро-вый коллектор, представлены многоцикловыми отсортированными кварц-кремневыми аренитами. Их отличительной особенностью в нижнепермских породах является присутствие в обломочной части также обломков карбонатных пород и фауны.

В песчаниках нижнего карбона кварц-кремневый состав способствовал частому образованию регенерационных оболочек на кварцевых зернах и созданию прочных сливных контактов между зернами, способными противостоять воздействию горного давления и препятствовать уменьшению объема пор в пористых участках породы. Пустотное пространство представлено в основном унаследованными межзерновыми порами, стенками которых служат

поверхности обломочных зерен и (или) поверхности кристаллических агрегатов цемента.

В результате изучения коллекторских свойств в терригенных породах нижнего карбона определено:

1. Пористость изученных коллекторов находится в пределах 10-20 %, газопроницаемость — в пределах 0,1-233 мД. Пустотами, обеспечивающими коллекторские свойства пород, в основном являются межзерновые поры. Выщелачивание пород развито слабо и не повсеместно.

2. Пористо-проницаемые разности песчаников связаны с определенной фацией -мезомиктовыми (кварц-кремневыми) осадками мелководно-шельфового генезиса, которые накапливались преимущественно в позднем визе.

3. Мезомиктовые песчаники являются коллекторами лишь в случае неполной кар-бонатизации их порового пространства.

4. Фактор глубины залегания мезомик-товых песчаников играет существенную роль для сохранения пористости: изученные песчаники с кондиционными значения-

ми пористости и проницаемости залегают в подавляющем большинстве на глубине, не превышающей 4600 метров.

В песчаниках нижней перми более значимую роль в формировании пустотного пространства сыграли процессы растворения и осаждения карбонатного материала, при которых первичное поровое пространство было почти полностью преобразовано, а основное значение в емкости коллектора приобрели поры и мелкие каверны выщелачивания.

Важную роль в сохранении ФЕС пород сыграл также фактор глубины залегания. Наиболее высокими фильтрационно-емко-стными свойствами обладают песчаники мелководно-шельфового генезиса, развитые в пределах ближних или внутренних палеошельфов — поздневизейского (Лакты-бай) и раннепермского (Кенкияк). Их открытая пористость 10-20 %, газопроницаемость матрицы достигает 200 мД; при наличии трещин проницаемость резко увеличивается.

Открытая пористость поровых коллекторов Жаркамысской зоны (Акжар, Курсай, Каратобе), что представляла собой территорию более глубоководного внешнего или дальнего шельфа, изучена лишь в нижнепермском разрезе. Ее величина достигает 14,6 %, а газопроницаемость находится в пределах 10 мД. Пониженные коллектор-ские свойства пород Жаркамысской зоны, по сравнению с Темирской зоной, объясняются, по всей видимости, значительной разницей в глубине залегания одновозраст-ных терригенных отложений. Породы Жар-камысской зоны, залегающие примерно на 500 м глубже, несмотря на свой преимущественно кварц-кремневый состав, подвергаются более высокому горному давлению, часто разрушающему каркас породы, и поэтому являются более уплотненными и менее пористыми по сравнению с породами аналогичного состава Темирской зоны.

Менее развиты порово-трещинный и трещинный типы коллектора. Высокоемкий и высокопроницаемый коллектор трещинного и порово-трещинного типа связан с гамма-активной битуминозной крем-нисто-карбонатно-глинистой пачкой основания ассельского яруса. Трещиноватость здесь обусловлена многокомпонентным составом и микрослоистостью строения пород пачки. Параметры коллектора таковы: максимальная емкость пор и трещин -18,9 %, максимальная проницаемость по трещинам — 237,0 мД.

Кроме гамма-активной пачки, порово-трещинный и трещинный тип коллектора встречается в вышележащих отложениях ассельского, реже сакмарского яруса.

Изучение коллекторских свойств обломочных пород нижнепермского разреза показало:

— Пласты обломочных пород, обладающие кондиционными значениями ФЕС, развиты в основном в Темирской и Жарка-мысской зонах, где в ранней перми накапливались осадки высокоэнергетических зон соответственно ближнего и дальнего шельфа.

— Основным типом коллектора является поровый.

— Породы-коллекторы преимущественно песчаники и алевролиты из кварца и обломков кремнистых пород. Отличительной чертой нижнепермских обломочных пород является наличие в их обломочной части карбонатных обломков, иногда в значительных количествах (до 20 %). С повышением карбонатности пород коллекторские свойства их в целом понижаются.

— В меньшей мере развит трещинно-по-ровый тип коллектора, связанный с тонкослоистыми алевролитами и алевропесчани-ками, и трещинный тип, связанный с тонко-и микрослоистыми аргиллитами.

Прогноз нефтегазоносности терриген-ных отложений базируется на выявленных

закономерностях размещения скоплений нефти и газа в определенных литолого-фа-циальных комплексах. В частности, установлена связь нефтегазоносности с лито-лого-фациальными комплексами подвод-но-дельтовых отложений периферийных частей конусов выноса, приуроченных к склонам ближнего (Кенкияк, Лактыбай, Ко-жасай) и дальнего (Акжар, Каратобе) па-леошельфов и характеризующихся наиболее благоприятными условиями для формирования структурно и минералогически зрелых осадков — потенциальных коллекторов нефти и газа [6].

С терригенными породами связаны некоторые месторождения восточного борта Прикаспийского бассейна. Но нефтегазоносный потенциал этих отложений изучен не до конца. Данные, полученные при детальном изучении особенностей геологического строения, условий формирования и коллекторских свойств терригенных отложений, могут в значительной степени облегчить процесс постановки геологоразведочных работ при поисках новых залежей углеводородов.

Таким образом, как следует из геологической истории рассматриваемого региона, в разрезе осадочного чехла выделяются два структурных комплекса — палеозойский и мезо-кайнозойский. Палеозойский отражает стадии развития Урало-Тянь-Шань-

ского палеоокеана. Он может быть разделен на два этажа: девонско-каменноуголь-ный и верхнепермско-триасовый. Девон-ско-каменоугольный этаж сложен морскими терригенно-карбонатными отложениями.

Поздний карбон знаменуется резким падением уровня моря, что привело к частичному размыву ранее накопившихся отложений в области приподнятых участков и карбонатных построек, сокращению зоны карбонатного шельфа, образованию подводных отмелей и повышению роли терри-генного материала (рис. 4).

С целью правильного прогнозирования и поиска нефтегазоносных объектов, выявленных по сейсмическим исследованиям, необходимо детальное изучение литоло-го-стратиграфической характеристики отложений и геодинамической обстановки региона, предопределившей условия осад-конакопления. Данный подход особенно важен при поисках, которые ориентированы на основную продуктивную толщу КТ-П, так как характер ее расположения и строения не всегда однозначен, что повышает риск при оценке перспективных объектов. Также прогнозирование и поиск новых залежей нефти и газа в терригеных отложениях восточного борта должен составлять важное направление в развитии нефтегазо-поисковых работ данного региона.

3 Вое точный Акжар Кожасай Жанажол к ^ ^ в

_ V — V — ^ Р, у _ V — у Р i Не можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

9. Даукеев С. Ж., Воцалевский Э. С., Удкенов Б. С. и др. Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана// Нефть и газ. — 2002- Т. 3.

10. Курманов С. Карбонатные отложения Прикаспийской впадины // Геология Казахстана. -1999. — № 4.

11. Гриценко А. И., Островская Т. Д., Юшкин В. В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. — М.: Недра, 1983.

12. Абилхасимов Х. Б. О перспективах нефтегазоносности глубокозалегающих объектов палеозойских отложений восточного борта Прикаспийского бассейна // Нефть и газ. — 2017. — № 4. -С. 58-68.