Геологическое строение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины 
Астраханское
серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных,
характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем
300-400тыс. м3/сут, достигающими иногда 731тыс. м3/сут
(скв. 42).'Дебиты конденсата 73,4-139,1м3/сут (скв. 31 и 17).
Терригенный комплекс
среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C2b2-C2m1vr) продуктивен на северо-западном
обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское,
Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе
газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским
отложениям приурочена мелкая залежь газа.
На северо-востоке и
востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в
состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона,
составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).
Карбонатный комплекс
среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m1k-P1ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях
практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и
крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере
и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных
нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов
углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей
каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м3/сут,
конденсата 318м3/сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные
запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного
возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной
части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. мЗ/сут и более.
Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м3/сут.
С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового
уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области
(прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское,
Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения
в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское
в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице
месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м3/сут,
конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки
нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут
(скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74
Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере
составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов
стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ)
при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м3.
На отдельных площадях
продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского
яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская,
Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты
доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый.
Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над
основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.
На Карасальской
моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток
нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м3/сут; 18,82тыс.м3/сут;
268м3/сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной
рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.
На востоке продуктивная
часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с
продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется
меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского,
Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана
промышленная нефтегазоносность этой толщи.
На Жанажольском
газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка -
90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м3/сут, конденсата 162м3/сут,
нефти - 154м3/сут.
На Синельниковском
нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы,
сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м3/сут до 47м3/сут.
Этаж нефтеносности составляет 80м.
На месторождении
Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857м,
газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газа
достигали 94тыс. м3/сут, нефти до 12м3/сут, через 5мм
штуцер.
Урихтау -
нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке,
надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части
месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют
103-224тыс. м3/сут, конденсата 58-95м3/сут, нефти -
40-111м3/сут.
На Тортайском
месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровля
московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.
В терригенных
нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке
Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе,
Восточный Акжар.
На месторождении Кенкияк
установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты
притоков из артинских отложений составили: нефти - 139м3/сут, газа
51тыс. м3/сут (скв. Г-104,
интервал 4061-4083м). Приток
нефти дебитом 112м3/сут был получен из сакмарских отложений.
Линзовидные залежи нефти,
мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют
собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из
нижележащих карбонатных отложений.
Каратюбе-Акжарская зона
нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар,
Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным
горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на
нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в
скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м3/сут в интервале 5049-5075м, что
обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств
терригенных пород.
На юге впадины на площади
Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти
дебитом 28м3/сут и газа 47тыс. м3/сут на 3мм штуцере из
терригенных ассельских отложений.
В заключение необходимо отметить,
что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей
углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносный
карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней Перми занимает второе
после основного, визейско-башкирского комплекса, место.
Анализ свойств нефтей, газов
и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава
и распространения в плане и разрезе.
Нефти подсолевых
отложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченности
характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому
типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей
нефть в терригенных
подсолевых отложениях -
бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В
восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см3) нефти с высоким
содержанием бензинов (35%) и
нафтено-ароматических УВ
в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и
асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние
и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным
количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических УВ (до
12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.
Нефти в карбонатных отложениях
нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются
плотностью от 0,817 до 0,981г/см3 (от легких до тяжелых), от малосернистых
до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых
(0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).
Самые легкие" нефти
(0,808г/см3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они
характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов
(20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание
серы колеблется от 0,22 до 0,65%.
На Карачаганакском НГКМ
конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского
месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах
присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода
сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в
незначительных количествах азот (0,7%).
На Оренбургском НГКМ газ
основной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см3 (от легкого до тяжелого),
метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на
западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По
групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава,
содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и
метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см3, сернистая
(0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины
нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.
Для нефтей, связанных с
природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное
изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по
разрезу.
Большинство углеводородных
залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они
содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ,
т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным
фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти.
Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см3,
на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см3 в верхней части
залежи (на глубине 4км) до 0,825г/см3 в ее низах (на глубине 5км).
На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет
0,710-0,750г/см3. Таким образом, намечается закономерное утяжеление
конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и
Жанажольском месторождениях составляет 420-500г/м3, а на Карачаганакском
изменяется от 450г/м3 в породах нижней перми до 1000г/м3
в отложениях карбона.
Газоконденсатные залежи
характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их
количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H2S до 6%), в юго-восточных - до 24% (H2S -
20%) и на юго-западе - до 50% (H2S свыше 23%).
На Тенгизе нефти легкие
(0,800-0,817г/см3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется
низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень
небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены
также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее
здесь несколько выше (0,848-0,849г/см3), содержание бензинов 13-31%,
серы - иногда достигает 1%.
На северном борту нефть
месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см3,
малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).
Нефть Карачаганакского
месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см3), сернистая (1,34%),
парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).
Газ на месторождениях
Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового
уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см3) с содержанием H2S (0,09-0,12%), СО2 - 5%.
На Астраханском
серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый
состав (H2S - 22,7-26,9; СО2 - 11,0-26,8%). Содержание
стабильного конденсата в газе 550-570г/м3, конденсат тяжелый до
0,818г/см3, выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.
Нефти терригенных
нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от
легких до тяжелых (0,814-0,891г/см3), малосернистые (0,18-0,60%), от
мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%).
На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см3), сернистые (0,80-0,97%),
парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востоке
Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые
(0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых
и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.
Нефти девонских залежей
изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской
депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа
месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке
впадины.
Нефти девонских залежей
характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см3) с
высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в
терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые
(0,32-4,18%).
Конденсаты
Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см3), маслянистые,
маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных
минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу
метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием
конденсата до 993г/м3. На Чинаревском газоконденсатном месторождении
пластовый газ по составу метановый с
отсутствием кислых компонентов.
На юго-востоке впадины
нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя
(0,780-0,820г/см3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%,
характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и
большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты
(3,7%).
Анализ распределения
основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет
сделать следующие выводы:
Верхневизейско-нижнебашкирский
рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и
является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на
ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных
запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах
месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай,
Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам
барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам
(Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы
рифового генезиса.
Рифовый комплекс среднего-верхнего
карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу
распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает
второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов
приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по
всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений,
таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.
Залегающие на больших
глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и
нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов
по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по
сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых
ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах
уплотнения.
Заключение
Таким образом,
проведенный анализ показывает, что существенную роль в формировании современной
структуры подсолевых отложений Прикаспийской впадины, наряду с тектоническими
процессами, играли процессы седиментации, связанные с рифообразованием в ее
бортовых частях и формированием мощных терригенных толщ, обусловленных системой
широко развитых авандельт, образующих конусы выноса аллювиально-дельтового
материала.
К началу кунгурского века
на северо-западе и юго-востоке окончательно сформировались аккумулятивные
карбонатные и карбонатно-терригенные борта Прикаспийской впадины, при этом на
отдельных участках ее внутренних районов существовали благоприятные условия для
формирования мелководных карбонатных "платформ" атоллово-островного
типа и высокоамплитудных бассейновых построек типа пиннаклов и атоллов.
В кунгурское время в
связи с затрудненной связью Прикаспийского глубоководного бассейна с Мировым
океаном произошло быстрое выпадение солей и полная компенсация его галогенными
осадками. Таким образом, завершился длительный позднепалеозойский (среднедевонско-раннепермский)
этап некомпенсированного осадконакоплением прогибания Прикаспийской впадины.
Литература
1.
Аксенов А.А.,
Новиков А.А. и др. Перспективы нефтегазоносности Волгоградского Заволжья.
/Геология нефти и газа №1, 1993, с. 4-7./
2.
Альжанов А.А.,
Чепелюгин А.Б. и др. Поиски и разведка залежей нефти и газа в пределах
северного борта Прикаспийской впадины. /Геология нефти и газа №6, 1975, с.
10-16. /
3.
Буленбаев З.Е.,
Иванов Ю.А. и др. Перспективы нефтегазоносности в восточной части Прикаспийской
впадины. /Геология нефти и газа №12, 1979./
4.
Курманов С. К.,
Волож Ю. А. Теоретические и практические аспекты поисков и разведки нефти и
газа в Прикаспийской впадине, 1991г.
5.
Макарова С.П.,
Чернова Н.И. и др. Обоснование геологической модели залежей углеводородов на
основе оперативной обработки данных бурения и анализа геолого-геофизических
материалов на территории «Нижневолжскгеология», Саратов, 1992.
6.
Федорова М. Д.
Условия осадконакопления и прогноз коллекторов подсолевых отложений северо-западной
части Прикаспийской впадины, Москва, 1995г., 21с. ВНИГНИ.
Авторы отчета:
Геологическое строение Прикаспийской
впадины, 1998г.
Чепелюгин А.Б. и Шереметьева Г.А.
Страницы: 1, 2, 3, 4
|
|
