Нефтегазоносность келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса Южного Мангышлака » Ремонт Строительство Интерьер

Электромонтаж Ремонт и отделка Укладка напольных покрытий, теплые полы Тепловодоснабжение

Нефтегазоносность келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса Южного Мангышлака

26.05.2021

Келловей-ааленский литолого-стратиграфический комплекс пород представляет собой терригенную толщу, сложенную песчано-глинястыми, в основном континентальными осадками верхней (келловей) и средней (бат, байос и аален) юры. Эти образования широко развиты на всей рассматриваемой территории, известны в естественных разрезах и вскрыты многими глубинными скважинами. Они Характеризуются сравнительной невыдержанностью литологического состава и фациальной изменчивостью как в разрезе, так и по площади. Глубина залегания кровли и подошвы этой толщи находится в пределах 1027—2020 м (Узень, скв. 53), 2218—2919 м (Дунга, скв. 2), а на площади Курганбай скв. 7 вскрыла кровлю келловейского яруса на глубине 3028 м.

Все известные в настоящее время нефтяные и газовые месторождения Мангышлака связаны с келловей-ааленскими отложениями. Поверхностные нефтепроявления известны в битуминозных песчаниках в районе колодца Kapaсязь. Признаки нефтеносности отмечены в скв. 1 (ВНИГРИ), в скв. 2 на площади Караманата, в многочисленных скважинах Тюбеджика. Промышленные притоки нефти и газа из отложений этого комплекса получены в настоящее время на двенадцати локальных структурах Мангышлака — Узень, Жетыбай, Тенге, Тасбулат, Карамандыбас, Восточный Жетыбай, Туркменой, Южный Жетыбай, Актас, Асар, Дунга и Эспелисай.

Несмотря на резко выраженную литофациальную изменчивость келловен-ааленских образований, комплексное изучение их позволило провести литолого-стратиграфическое расчленение этой толщи, выделить в ней 12 пачек — Ю-I—Ю-XII. Внутри этих пачек в разрезе каждого месторождения мы выделяем продуктивные горизонты и подгоризонты. В некоторых случаях объемы пачек и продуктивных подгоризонтов и горизонтов одинаковы, в большинстве — различны. Пo мере накопления геолого-геофизического материала эти горизонты будут уточняться. Мы считаем необходимым более подробно остановиться на выделении в пачках (Ю-I—Ю-ХII) келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса пород продуктивных горизонтов, так как они будут отличаться в разрезе каждого известного на Мангышлаке месторождения. Эти различия заключаются в: 1) объемах горизонтов; 2) характере насыщающих их флюидов; 3) соотношении нефти, газа и воды; 4) типах залежей.

Так, например, пачка Ю-I на различных месторождениях Мангышлака слагается песчаными прослоями, количество которых варьирует от 2 до 11. Мощность ее меняется от 50 до 75 м. На Карамандыбасе в этой пачке (Ю-I) известны две нефтяные залежи, на Узени — одна нефтяная с газовой шапкой, на Жетыбае — одна газовая, на Тасбулате — одна газо-нефтяная, на Тенге в нижней части пачки Ю-I выявлена газовая залежь, а кровля горизонта обводнена. На месторождении Южный Жетыбай пачка Ю-I по данным промысловой геофизики водонасыщена. Следовательно, в этом случае внутри I горизонта присутствуют отдельные коллекторские пласты, ограниченные в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Таких примеров можно привести достаточно много. Исходя из этого, мы считаем более целесообразным Ю-I—Ю-XII называть пачками, выделяя внутри них на каждом месторождении характерные продуктивные горизонты и подгоризонты. При выделении природного резервуарамы исходили из следующего его определения: это естественное вместилище для нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ), форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми (покрышками) породами.

Таким образом, если продуктивный горизонт прослеживается на известных на Мангышлаке месторождениях и ограничивается в кровле и подошве плохо проницаемыми породами (покрышками), то он обозначается римской цифрой так же, как выделенные пачки — I, II и т. д. В случае, если продуктивному горизонту I, выделенному на одном месторождении, на другом — в объеме этого же горизонта соответствует несколько пластов-коллекторов, подстилаемых и перекрываемых покрышками и прослеживающихся но данной площади, то он подразделяется на подгоризонты Ia, Iб и т. д. Так, например, на Узени и Тасбулате выделяется продуктивный горизонт I, на Карамандыбасе он делится на подгоризонты Ia и Iб, на Тенге выделяется только 16.

Вся келловей-ааленская толща пород перекрывается региональной келловей-оксфордской покрышкой. Породы-коллекторы выделенных горизонтов по керну имеют среднюю пористость 18,5% и проницаемость 103,48 мд. Характерной особенностью коллекторов является глинистость, уменьшающаяся к низам разреза от 30 до 15%. Общая мощность продуктивных горизонтов изменяется от 12 м (Тенге, V горизонт) до 149 м (Тенге, XIII горизонт). Каждый из продуктивных горизонтов подстилается и перекрывается глинистыми пластами, мощность которых изменяется от 3 до 40 На месторождениях Южного Мангышлака мощность келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса варьирует от 701 до 993 м.

В табл. 8 показано обозначение продуктивных горизонтов по номенклатуре объединения Казахстаннефть (OKH), треста Мангышлакнефтегазразведка (МНГР), Института геологии и геофизики (ИГиГ) и предлагаемой нами (ИГиРГИ).

Остановимся кратко на характеристике продуктивных горизонтов, выделенных в разрезе келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса на месторождениях Мангышлака. В связи с тем, что на Жетыбай-Узеньской структурной террасе в настоящее время выделяются три антиклинальные зоны, к которым приурочены основные месторождения Мангышлака (с севера на юг), — Асар-Узеньская, Жетыбай-Восточно-Жетыбайская и Каржау-Тенгинская, описание продуктивных горизонтов ведется по структурам.

I продуктивный горизонт выделяется на месторождениях Узень, Жетыбай и Тасбулат и соответствует пачке Ю-I (рис. 41); на Карамандыбасе он подразделяется на подгоризонты Ia и 16; на Тенге продуктивен только 16 подгоризонт, a Ia обводнен; на Южном Жетыбае и Актасе пачка Ю-I является водонасыщенной.

В пределах Асар-Узеньской антиклинальной зоны горизонт представлен песчаниками и алевролитами, слабо сцементированными глинисто-карбонатным, глинисто-хлоритовым и глинисто-кремнистым цементом (рис. 42). Песчаники мелкозернистые. Глинистость их равна 31—39%. Горизонт характеризуется резкой фациалыюй изменчивостью. На площади Узень количество песчаных прослоев колеблется от 2 до 8, мощность их изменяется от 1 до 10 м. На Карамандыбасе и Acape количество песчаных прослоев варьирует от 2 до 7, мощность их меняется в пределах 1,5—10 м. Причем на Карамандыбасе в подгоризонте Ia выделяется до двух песчаных пластов, а в I б до пяти.

По промыслово-геофизическому материалу породы-коллекторы характеризуются повышенным фоном ГК (7—11 гамм), в направлении с востока на запад отмечается улучшение их коллекторских свойств. Значение параметра ПС составляет 0,3—0,9, HГК — 1,2—1,9 усл. ед. Сопротивление продуктивных пластов 1,5—4,5 ом*м, водоносных — 0,3—2,0 ом*м.

Глины, как правило, отмечаются высокими значениями ГК (1 гамма) и низкими НГК (1,1—1,5 усл. ед.). Сопротивление глин 0,6—1,6 ом*м. Средняя пористость коллекторов варьирует от 23,0 до 25,9%, проницаемость — от 21 до 341 мд.

I продуктивный горизонт на Узени вскрыт 293 скважинами. Подгоризонт Ia на Карамандыбасе вскрыт 23 скважинами (рис. 43), опробован в семи; 16 вскрыт тем же количеством скважин, как и вышележащий, опробован в пяти (рис. 44). Максимальный дебит нефти получен в скв. 24 на месторождении Узень (270 м3 сутки). Водонефтяные контакты на месторождении Карамандыбас проводятся на отметках —1180 м (Ia) и —1133 м (15), на площади Узень на отметке — 1130 м (I), газонефтяной контакт имеет отметку — 825 м. Общая мощность горизонта на месторождении Узень изменяется от 37 м в центральной части структуры до 55 м на западной периклинали. Нa Acape общая мощность горизонта колеблется в пределах 50 м (скв. 2). Мощность Ia подгоризонта на Карамандыбасе меняется от 24 до 35 м, Iб — от 12 до 13 м.
Нефтегазоносность келловей-ааленского литолого-стратиграфического комплекса Южного Мангышлака

На месторождениях Жетыбан-Восточно-Жетыбайской антиклинальной зоны кровля I горизонта отбивается по первому спаду ПС (т. е. по кровле первого песчаного пласта) после плотных глинистых пород верхнего келловея (рис. 45—50).

Горизонт представлен чередованием глии, мелкозернистых песчаников, алевролитов и характеризуется разной фациальной изменчивостью. В разрезе I продуктивного горизонта выделяется от двух до шести песчаных пластов мощностью 3—26 м. Суммарная мощность коллекторов изменяется в незначительных пределах — от 25 м на Жетыбае до 27 м на Восточном Жетыбае.

Пo промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются минимумом ПС (AUПС — 0,4—0,9), повышенными значениями ГК (9—10 гамм), высокими НТК. Сопротивление песчаников изменяется в широких пределах в зависимости от характера насыщения и коллекторских свойств. Для продуктивных пластов оно равно 1,6, для водоносных 1,2—2,6 ом*м. Для глин значения ГК изменяются от 10 до 11, НГК от 1,1 до 1,3 усл. ед. Сопротивление глин 1,2—4 ом*м. Коллекторские свойства пород характеризуются следующими средними значениями — пористость 22,9%, проницаемость 246 мд.

Продуктивный горизонт вскрыт на площадях Жетыбай и Восточный Жетыбай соответственно в 85 и пяти скважинах, опробован в 11 и одной скважине (рис. 51). Максимальный дебит газа получен в скв. 56 (Жетыбай, 172 00 м3/сутки через 9-мм штуцер), минимальный — в скв. 112 (Жетыбай, 20 200 м3/сутки через 5-мм штуцер). Газоводяной контакт на Жетыбае проводится на отметке — 1600 м.

На месторождении Каржау-Тенгинской антиклинальной зоны продуктивный горизонт I выделяется на Тасбулатской площади; на Тенге отмечается

16 подгоризонт, верхняя часть пачки Ю-I здесь обводнена (рис. 52). На месторождениях Южный Жетыбай и Актас пачка Ю-I по данным промысловой геофизики водонасыщена.

I горизонт представлен переслаиванием песчаников, глин и алевролитов, характеризуется резкой фациальной изменчивостью (рис. 53). Количество песчаных пластов изменяется от трех до 11. Мощность их варьирует в пределах 3—10 м. Наибольшая суммарная мощность песчаников отмечается на Южном Жетыбае и Тасбулате. В разрезе горизонта на Тенге (особенно в верхней части пачки Ю-I), Актасе и Южном Жетыбае преобладают глины.

Песчаники полимиктовые, мелкозернистые. Характерной особенностью коллекторов является их глинистость, которая превышает 31%. По промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются минимумом ПС (AUПС — 0,3—0,9), низкими значениями ГК (8—9 гамм), средними НГК (1,2—1,5 усл. ед.). Ho характеру изменения параметра AUПС видно, что в разрезе встречаются как глинистые, так и относительно чистые разности. Сопротивление песчаников изменяется в широких пределах в зависимости от характера насыщения и коллекторских свойств. Сопротивление продуктивных пластов 1,6 — 14,0 ом*м, водоносных 0,8—1,6 ом*м.

Глины характеризуются повышенными значениями ГК (9—13 гамм), им соответствует размыв диаметра скважины. Сопротивление глин 1,6—2,4 ом*м. Кровля горизонта на диаграммах электрокаротажа отмечается по резкому изменению диаметра скважины и первому спаду кривой ПС. Однако при сопоставлении диаграмм ГК и электрокаротажа отмечается несоответствие границ. Например, в скв. 1 Актас кровля горизонта но электрокаротажу отбивается на глубине — 1806 м, а по данным ГК на глубине — 1793 м. Подошва горизонта отбивается по кровле глинистой пачки, хорошо прослеживающейся на диаграммах стандартного каротажа. Эта пачка характеризуется низкими сопротивлениями, размывом диаметра скважин, высокими значениями ГК. Коллекторские свойства пород этого горизонта на месторождениях в пределах рассматриваемой антиклинальной зоны характеризуются следующими средними значениями пористости и проницаемости: 20—20,9% и 72 мд (Тенге), 28 мд (Тасбулат).

Продуктивный горизонт I на Тасбулате вскрыт 18 скважинами (рис. 54), опробован в пяти скважинах (рис. 55). Подгоризонт 16 на месторождении Тенге вскрыт 26 скважинами, опробован в семи скважинах. Максимальный дебит газа (95 000 м3/сутки через 7-мм штуцер) получен в скв. 1, а минимальный — в скв. 12 (3200 м3/сутки через 6-мм штуцер) на месторождении Тасбулат. Газонефтяной и водонефтяной контакты на месторождении Тасбулат приняты на отметках соответственно —1722 и —1744 м. Газоводяной контакт на Тенге отбивается на отметке —1536 м (16 подгоризонт). Общая мощность горизонта I 39—52 м (Тасбулат), мощность 16 продуктивного подгоризонта на Тенге 7—18 м.

II продуктивный горизонт на месторождениях Асар-Узеньской антиклинальной зоны выделяется на Узени, Карамандыбасе и Acape и совпадает с пачкой Ю-II. На последней площади этот горизонт не опробован, но по данным промысловой геофизики оценивается как продуктивный. От вышележащего горизонта отделен глинистой пачкой, хорошо прослеживающейся по диаграммам ГК и электрокаротажа. Мощность ее 10—15 м. Горизопт выражен переслаиванием мелкозернистых песчаников, глин и алевролитов.

Количество песчаных пластов в основном колеблется от трех до семи. В ряде случаев отмечается глинизация кровли горизонта и отчетливо прослеживаются песчаники в его подошвенной части. Иногда глины замещаются песчаниками с образованием мощных песчаных пачек. Мощности песчаных пластов варьируют в широких пределах: от 1,5 до 20—25 м. В скв. 23 (Узень) горизонт представлен однородным коллектором мощностью 45 м.

Кривые электрокаротажа и PK редко дифференцированы. Значение ГК в песчаниках изменяется от 7 до 13. НГК— 1,2-2,0 усл. ед., АUПС — 0,3—0,9. Сопротивление продуктивных пластов 1,7—8 ом*м, водоносных — 0,4—1,3 ом*м. Против пластов глин значения ГК соответствуют 9—13, НГК — 1,1—1,5 уел. ед. Сопротивление глии 13—17 ом*м. Коллекторские свойства пород следующие: пористость 21,6—24,2%, проницаемость 78—306 мд.

II продуктивный горизонт вскрыт 293 скважинами на Узени, 23 скважинами на Карамандыбасе; опробован в шести скважинах на Карамандыбасе и в 64 на Узени. Максимальный дебит нефти из II горизонта получен в скв. 61 (120 м3/сутки), минимальный — в скв. 55 (14 м3/сутки) на месторождении Узень. Газонефтяной и водонефтяной контакты на Узени приняты на отметках — 900 м и — 1135 м. Водонефтяной контакт на Карамандыбасе проводится на отметке —1155 м. Общая мощность II продуктивного горизонта варьирует от 45 м на площади Acap до 84 м на западной периклинали месторождения Узень.

На месторождениях Жетыбай Восточно-Жетыбайской антиклинальной зоны выделяются два подгоризонта — IIa и IIб, причем на Восточном Жетыбае IIa по данным промысловой геофизики оценивается как продуктивный. В литологическом отношении эти подгоризонты представлены чередованием песчаников мелкозернистых, глин, алевролитов. В их разрезе прослеживается от трех до восьми песчаных прослоев. Во IIa подгоризонте отмечается до трех песчаных пластов, во IIб — до пяти. Более мощные пласты приурочены обычно к подошвенной части горизонта. Общая мощность песчаников изменяется от 20 до 53 м.

В восточном направлении отмечается сокращение мощности песчаников и глинизация кровли горизонта. По промыслово-геофизическому материалу для песчаников характерны следующие параметры: AUПС — 0,4—0,9; ГК — 8—14 и НГК — 1,2—1,7 усл. ед. Высокий уровень ГК (значения ГК на уровне глин) в скв. 1 Восточный Жетыбай, скв. 69 Жетыбай и других свидетельствует о наличии в разрезе полимиктовых и глинистых песчаников. Например, на площади Жетыбай глинистость коллекторов достигает 29%. Ha кавернограмме против песчаников отмечается незначительное уменьшение диаметра скважины. Глины характеризуются размывом диаметра скважины. Среди них встречаются плотные разности, против которых отмечается номинальный диаметр. Значения ГК против глин составляют 8—14,5 гамм, НГК — 1,1—1,3 уел. ед. Сопротивление глин изменяется от 1,2 до 2,4 ом*м. Продуктивный IIa подгоризонт отделен от вышележащего устойчивой глинистой пачкой мощностью до 15 м, четко прослеживающейся по диаграммам электрокаротажа и ГК.

Коллекторские свойства пород характеризуются следующими средними значениями: пористость 21,2%, проницаемость 116 мд.

IIa и IIб подгоризонты вскрыты на месторождении Жетыбай более чем 80 скважинами и опробованы соответственно в пяти и девяти скважинах. Подгоризонты IIa и IIб на Восточном Жетыбае вскрыты пятью скважинами. Опробован лишь 116 подгоризонт в скв. 1. На месторождении Жетыбай максимальный дебит газа из подгоризонта IIa получен в скв. 40 (47 720 м3/сутки через 7-мм штуцер). Максимальный дебит газа из IIб подгоризонта отмечается в скв. 112 (Qг — 9000 м3/сутки через 7-мм штуцер) месторождения Жетыбай, минимальный — в скв. 111 (Qг — 54 200 м3/сутки через 7-мм штуцер).

На Жетыбае газонефтяной и водонефтяной контакты по IIa подгоризонту приняты равными —1647 и — 1668 м, а по IIб соответственно — 1666 и — 1675 м. Общая мощность IIa подгоризонта 4 — 14 м, IIб — 21—35 м.

На месторождениях Каржау-Тенгинской антиклинальной зоны II продуктивный горизонт выделяется на Тенге. На Южном Жетыбае (Каржау), Актасе и Тасбулате он подразделяется на два подгоризонта — IIa и IIб. Подгоризонты представлены чередованием песчаников и глин. Песчаники полимиктовые, глинистые, мелкозернистые. Количество песчаных пластов изменяется от двух до девяти, причем во IIa — до двух, а во IIб — до семи. Мощности их изменяются от 1,5 до 28 м. В отдельных случаях глинистые разделы замещаются песчаниками с образованием отдельных пачек мощностью до 20—28 м (скв. 1 Актас; скв, 2, 6 Тенге). Суммарная мощность песчаников увеличивается с запада на восток от 16 м в скв. 31 Южный Жетыбай до 28 м в скв. 2 на площади Тенге.

По промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются повышенным фоном ГК (13 гамм), низкими НГК (1,2—1,4 усл. ед.), что отражает глинистость песчаников. Пo данным керна глинистость коллекторов изменяется от 25 до 34%. Сопротивление песчаников изменяется от 0,8 до 4,0 ом*м. Сопротивление глин 2,1—2,6 ом*м. По кавернограмме границы горизонта отмечаются очень четко. Глинистые пласты, являющиеся разделами, характеризуются резким размывом диаметра скважины (26—33 ом*м). Глинистым прослоям внутри горизонта соответствует либо номинальный диаметр, либо незначительное его увеличение. Таким образом, для горизонта в целом характерна нерасчлененная кавернограмма. Коллекторские свойства пород характеризуются следующими средними значениями: пористость 19,8—20,996, проницаемость — 46—56 мд.

II продуктивный горизонт вскрыт и опробован на месторождении Тенге соответственно 25 (рис. 56) и 10 скважинами. IIa подгоризонт вскрыт и опробован на Тасбулате 18 и семью скважинами, на Актасе и на Каржау вскрыт четырьмя скважинами.

Максимальный дебит газа (260 000 м3/сутки через 11-мм штуцер) из II горизонта на месторождении Тенге получен в скв. 12, минимальный (6000 м3/сутки через 15-мм штуцер) — в скв. 20. Максимальный дебит газа (85 000 м3/суики через 7-мм штуцер) из IIa подгоризонта на площади Тасбулат получен в скв. 1, минимальный (52 000 м3/сутки через 1-мм штуцер) — в скв. 4. Из 116 подгоризонта максимальный дебит газа (65 000 м3/сутки через 9-мм штуцер) на площади Тасбулат получен в скв. 24, минимальный (8000м3/сутки через 7-мм штуцер) — в скв. 32.

Газоводяной контакт на Тенге по II продуктивному горизонту принят на отметке —1610 м. На Тасбулате по IIa подгоризонту газонефтяной и водонефтяной контакты приняты на отметках — 1768 и — 1783 м, а по IIб подгоризонту на отметках — 1783 и — 1792 м.

Общая мощность II продуктивного горизонта на Тенгинской площади 43—66 м. Нa месторождении Тасбулат общая мощность IIa подгоризонта колеблется от 5 м на месторождении Тасбулат до 18 м на площади Южный Жетыбай. Общая мощность IIб подгоризонта изменяется от 28 м (площадь Актас) до 57 м (месторождение Тасбулат).

III продуктивный горизонт на месторождениях Асар-Узеньской антиклинальной зоны выделяется на Асаре, Карамандыбасе и Узени. Представлен песчаниками мелкозернистыми, глинами и алевролитами. В разрезе горизонта отмечаются в основном два-три песчаных пласта мощностью от 2 до 30 м. Песчаники плохо выдержаны по площади и в целом ряде случаев замещаются глинами. На Узени в верхней части горизонта залегают песчаники мощностью от 4 до 30 м. Местами отмечаются монолитные песчаные пачки (например, в скв. 53). Подошвенная часть заглинизирована, с прослоями уплотненных разностей. На Карамандыбасе наблюдается обратная картина. Верхняя часть горизонта заглинизирована (скв. 1, 3), с уплотненными прослоями, в нижней части выделяются по два-три песчаных пласта мощностью от 4 до 10 м. На площади Acap горизонт представлен чередованием пластов песчаников и глин мощностью от 1,5 до 15 м, причем большей мощности пласты песчаников приурочены к нижней части разреза. Общая мощность горизонта 40—55 м. Максимальная эффективная мощность на Узени 40 м.

По данным промысловой геофизики в разрезе выделяются песчаники, различные по коллекторским свойствам. Наряду с проницаемыми прослоями имеются уплотненные. В зависимости от коллекторских свойств геофизические параметры пластов различны. Против песчаников отмечаются следующие значения ГК (6—14 гамм) и НГК (1,2—2 усл. ед.). Сопротивление продуктивных пластов 4—1,2 ом*м, водопосных 0,5—1,0 ом*м. Сопротивление глин 1,1—1,7 ом-м, ГК равно 13—14 гамм, НГК — 1,1 усл. ед.

Коллекторские свойства пород характеризуются следующими значениями: средняя пористость 20,5—23,7%, проницаемость 76—213 мд. Продуктивный горизонт III вскрыт и опробован соответственно 23 и четырьмя скважинами на Карамандыбасе и 195 и 29 — на Узени. На месторождении Узень максимальный дебит нефти получен в скв. 13—78 м3/сутки при диаметре штуцера 7 мм), минимальный — в скв. 248 (Qн — 4,6 м3/сутки через 9-мм штуцер). Нa место рождении Узень водонефтяной контакт находится в пределах от —1133 до —1150 м. На северном крыле структуры на основании данных опробования скв. 1487 выделяется самостоятельная нефтяная залежь с водонефтяным контактом на отметке — 1172 м. На Карамандыбасе III горизонт обводнен. Общая мощность его варьирует от 39 м на площади Асар до 55 м на месторождении Узень.

III продуктивный горизонт выделяется на обоих месторождениях Жетыбай-Восточно-Жетыбайской антиклинальной зоны. На Восточном Жетыбае III горизонт подразделяется на IIIa и IIIб подгоризонты. В разрезе IIIa подгоризонта выделяется от двух до трех, а в IIIб — от одного до трех песчаных пластов-коллекторов, мощность которых изменяется от 2 до 16 м. Горизонт выражен чередованием мелкозернистых песчаников, глин и алевролитов. В большинстве скважин представлен двумя-тремя песчаными пластами мощностью 2—20 м. Эти пласты плохо выдержаны и в целом ряде случаев замещаются глинами. Например, в скв. 1 Восточный Жетыбай песчаник, залегающий в кровельной части горизонта, замещен глиной, что отмечается и на площади Жетыбай (скв. 18, 69). Наиболее выдержан песчаник в подошве горизонта. Ho промыслово-геофизическим данным песчаники характеризуются минимумом ПС (AUПС =0,3—1,0), повышенными значениями ГК (9—14 гамм) и пониженными НГК (11—1,6 усл. ед.). Все это свидетельствует о значительной степени глинистости коллекторов, которая по данным керна достигает 23—25%. Сопротивление продуктивных коллекторов 4 ом*м, водоносных — 0,9—2,6 ом*м, уплотненных — 5,0 ом*м. Против пластов глин отмечаются высокие значения ГК (11—15 гамм) и низкие НГК (1,1—1,3 усл. ед.). Сопротивление глин 1,2—4,2 ом*м. На каверпограмме глины отмечаются как размывом диаметра скважины, так и номиналом. Вероятно, номинальный диаметр соответствует плотным разностям.

Коллекторские свойства пород характеризуются следующими значениями: средняя пористость 17,5—19,6%, проницаемость 70—213 мд. Горизонт III вскрыт на Жетыбае приблизительно 80 скважинами и опробован в пяти. На Восточном Жетыбае IIIa подгоризонт вскрыт пятью скважинами и опробован в одной, IIIб вскрыт тем же количеством скважин, что и вышележащий, и опробован в двух скважинах. На Жетыбае III горизонт обводнен. На площади Восточный Жетыбай IIIa и IIIб подгоризонты также обводнены. На Жетыбае общая мощность горизонта меняется от 33 до 49 м. Общая мощность IIIa подгоризонта на Восточном Жетыбае колеблется от 10 до 17 м, а IIIб подгоризонта — от 7 до 15 м.

На Тенгинском месторождении при детальном сопоставлении каротажных диаграмм было установлено, что пачки пород разреза, являющиеся аналогами III и IV горизонтов, гидродинамически связаны, так как предполагаемый глинистый раздел выклинивается в скв. 27. Таким образом, пачки объединяются и рассматриваются как III + IV горизонт с единым газоводяным контактом для газовой залежи.

В пределах Каржау-Тенгинской антиклинальной зоны III продуктивный горизонт в разрезе Тасбулата, Южного Жетыбая и Актаса подразделяется на два подгоризонта (IIIa и IIIб), На двух последних площадях эти подгоризонты относятся к продуктивным по данным промысловой геофизики. Раздел между горизонтами II и III отмечается характерным максимумом кривой ПС при минимальных значениях сопротивлений. Этот пласт глин прослеживается повсеместно и является реперным. Мощность его 4—13 да. Литологически горизонт III выражен переслаиванием песчаников и глин и характеризуется резкой фациальной изменчивостью. Количество песчаных пластов в нем изменяется от одного до пяти, причем в IIIa подгоризонте выделяется до двух-трех, а в IIIб до трех песчаных пластов. Мощность их 1,5—20 м. На площади Тенге (скв. 6, 2), Тасбулат (скв. 1) горизонт почти целиком представлен глинами. На площадях Актас (скв. 1), Южный Жетыбай (скв. 31, 95) мощность песчаников изменяется от 2 до 20 м. Суммарная мощность песчаников изменяется от 27 (скв. 1 Актас) до 19 да (скв. 31 Южный Жетыбай).

По промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются минимумом на кривой ПС, Причем параметр AUПС уменьшается в направлении с запада на восток от 0,8 до 0,4. Такая же закономерность отмечается на кривой ГК. На площадях Тасбулат, Тенге против песчаников отмечается повышенный фон ГК (5—10 гамм). Кривые ПС и ГК отражают характер изменения глинистости коллекторов. Сопротивление продуктивных пластов колеблется от 2,6 до 14,0 ом*м, водоносных — от 0,4 до 0,8 ом*м. Средняя пористость пород меняется от 20 (Тенге) до 19,5% (Тасбулат); проницаемость — от 60 (Тенге) и от 115 до 221 мд (Тасбулат).

III + IV продуктивный горизонт вскрыт на Тенге 24 скважинами и опробован в шести; подгоризонт IIIa вскрыт на Тасбулате 18 скважинами и опробован в одной скважине; IIIб — вскрыт 18 скважинами и опробован в двух; подгоризонты IIIa и IIIб вскрыты на Актасе четырьмя скважинами и на Южном Жетыбае также четырьмя скважинами. Максимальные дебиты газа из III + IV горизонта на Тенге (95 000 м3/сутки через 7-мм штуцер) получены в скв. 14, минимальный (3500 м3/сутки через 7-мм штуцер) — в скв. 1.

На месторождении Тасбулат IIIa подгоризонт опробован лишь в скв. 12, где через 8-мм штуцер был получен фонтан газа дебитом 58 000 м3/сутки. Газоводяной контакт принят на отметке —1799 м. Шб опробован в скв. 1 и 18, причем в скв. 1 перфорирован совместна с нижележащим IVa подгоризонтом. Здесь при опробовании был получен фонтан газа дебитом 79 000 м3/сутки через 8-мм штуцер. На основании данных промысловой геофизики газ связан с нижележащим IVa подгоризонтом. В скв. 18 получен приток пластовой воды. Таким образом, рассматриваемый аналог IIIб подгоризонта обводнен. Общая мощность III + IV продуктивного горизонта на месторождении Тенге 33—74 м. Общая мощность подгоризонтов IIIa и IIIб изменяется соответственно от 13 м на площади Южный Жетыбай до 25 м на месторождении Тасбулат и от 12 м на месторождении Восточный Жетыбай до 17 м на площади Актас.

IV продуктивный горизонт на месторождениях Асар-Узеньской антиклинальной зоны подразделяется на два подгоризонта (IVa и IVб). Литологически подгоризонты представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин. Мощность раздела между пачками Ю-III и Ю-IV колеблется от 3 до 15 м. На Узени, Карамандыбасе и Acape в разрезе пачки встречается от двух до четырех песчаных пластов мощностью от 1,5 до 25 м. Причем в IVa подгоризонте выделяется до двух, а в IVб — до четырех песчаных пластов. Пласты песчаника мощностью 12—15 м на Узени приурочены к верхней части разреза. На Acape IVб подгоризонт иногда полностью заглинизирован. В средней части разреза пачки на Карамандыбасе и Acape встречаются глинистые пласты мощностью до 15 м, против которых отмечается размыв диаметра скважины до 30—35 см. В некоторых случаях пласты разбиты песчаными прослоями на глинистые пропластки мощностью от 1,5 до 4,6 м. На Acape (скв. 2) коллектор отмечается в подошвенной части горизонта, а в кровельной — пласт с ухудшенными коллекторскими свойствами мощностью 7 м.

Кривые электрокаротажа и PK четко расчленяют разрез на отдельные литологические разности. Значения AUПС против песчаников — 0,3—1,0, ГК — 7—13 гамм, НГК — 1,2—1,9 усл. ед. Сопротивление продуктивных пластов 1,2—11 ом*м, водоносных 0,4—2,0 ом*м. Сопротивление глин — 1—1,3 ом*м. ГК — 13—14 гамм, НГК — 1,1—1,2 усл. ед.

Средняя пористость пород 20,4—22,7%, проницаемость 102—149 мд. На Узени IVa подгоризонт, так же как и IV6, вскрыт 195 скважинами, на Kapaмандыбасе вскрыт 19 скважинами и опробован в четырех и на Acape вскрыт тремя скважинами, IVб подгоризонт на Карамандыбасе вскрыт 19 скважинами и опробован в двух, на Acape вскрыт тремя скважинами. Максимальный дебит нефти из IVa подгоризонта (Qн — 115 м3/сутки через 9-мм штуцер) получен в скв. 37 на месторождении Узень, а минимальный (Qн — 4,6 м3/сутки при диаметре штуцера 9 м) — в скв. 248. В IVб подгоризонте максимальный дебит получен на месторождении Узень (Qн — 107 м3/сутки через 9-мм штуцер) в скв, 236.

Газонефтяной и водонефтяной контакты на месторождении Узень по IVa подгоризонту принимаются на отметках соответственно —1000 и —1140 м, по IVб подгоризонту — на отметках —1015 и —1140 м.

На Карамандыбасе в разрезе IVa подгоризопта выделяются четыре залежи. Две нефтяные в районе основного свода. Водонефтяной контакт первой принимается на отметке — 1252 м; в районе скв. 13 по данным опробования водонефтяной контакт второй выделяемой залежи проводится на отметке —1272 м. Две газовые залежи приурочены к скв. 6 и 7, газоводяной контакт первой взят на отметке —1260 м, вторая, предполагаемая залежь, литологически ограниченная со всех сторон плохо проницаемыми породами, по-видимому, безводная. Для газовой залежи IVб подгоризонта газоводяной контакт принимается на отметке — 1272 м. Общая мощность IVa подгоризонта меняется от 12—27 м на месторождении Узень до 25 м на площади Карамандыбас. Общая мощность IVб подгоризонта варьирует от 13 м на месторождении Узень до 8 м на площади Асар.

На месторождениях Жетыбай-Восточко-Жетыбайской антиклинальной зоны выделяются два подгоризонта IVa и IV6. Они выражены переслаиванием мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин. На площадях Восточный Жетыбай, Жетыбай эти горизонты представлены двумя песчаными пачками, разделенными глинистым пластом мощностью 12—25 м. IVa подгоризонт имеет меньшую мощность, чем IVб. Эти подгоризонты состоят из пластов различной мощности. Число их меняется от 1 до 4. В скв. 92, 18 Жетыбай, скв. 1 Восточный Жетыбай и др. IVa подгоризонт представлен единым коллектором. IV6 выражен монолитным коллектором в скв. 10 и 18, где мощность его изменяется от 27 до 35 м. Общая мощность песчаников двух подгоризонтов изменяется в следующей последовательности: западная периклиналь Жетыбая — 23 м, Жетыбай — 25—35 м, Восточный Жетыбай — 23 м.

Пo промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются глубоким минимумом ПС (AUПС — 0,5—1,0), низкими и средними значениями ГК (9—14 гамм) и НГК (1,3—1,7 усл. ед.). Сопротивление песчаников изменяется в широких пределах от 1,2 до 8 ом*м в зависимости от характера насыщения и коллекторских свойств. Против глия значения ГК составляют 11—15 гамм, НГК — 1,1—1,3 усл. ед. Сопротивление глин 1,2—4 ом*м. На кавернограмме против глин отмечается размыв диаметра скважин. Встречаются плотные разности, которым соответствует номинальный диаметр скважин.

Средняя пористость равна 20%, проницаемость 197 мд.

Подгоризонт IVa вскрыт на Жетыбае почти 80 скважинами и опробован в 17 скважинах, на Восточном Жетыбае вскрыт пятью скважинами, IVб подгоризонт на месторождении Жетыбай вскрыт тем же количеством скважин, что и вышележащий IVa, и опробован в 16 скважинах, на площади Восточный Жетыбай вскрыт пятью скважинами и опробован в двух. На месторождении Жетыбай максимальный дебит нефти (Qн — 12,6 м3/сутки при диаметре штуцера 12 мм) из IVa подгоризонта получен в скв. 112. На той же площади максимальный дебит нефти из IVб подгоризонта зафиксирован в скв. 36 (Qн — 72 м3/сутки через 7-мм штуцер), а минимальный в скв. 111(Qн — 14,6 м3/сутки через 12-мм штуцер).

На Жетыбае в IVa подгоризонте газонефтяной контакт проводится на отметке —1725 м, водонефтяной — на —1750 м. Во до нефтяной контакт в IVб подгоризопте принимается на отметке — 1771 м. На Восточном Жетыбае оба подгоризонта обводнены. Общая мощность IVa подгоризонта меняется от 8 м на Восточном Жетыбае до 20 м на площади Жетыбай. Общая мощность IVб подгоризонта варьирует от 9 м на площади Восточного Жетыбая до 19 м на месторождении Жетыбай.

В пределах Каржау-Тенгинской антиклинальной зоны IV продуктивный горизонт на Южном Жетыбае, Актасе и Тасбулате подразделяется на два подгоризонта — IVa и IVб, причем по данным промысловой геофизики эти подгоризонты на Актасе, возможно, продуктивны. На Тенгинском месторождении, как отмечалось выше, пачка пород, являющаяся аналогом IV горизонта, обобщается с вышележащей пачкой III и вливается в III+IV горизонт. IVa подгоризонт представлен песчаником мощностью 4—15 м, который выдерживается на всех рассматриваемых площадях. IVб подгоризонт представлен чередованием песчаников и глин и характеризуется резкой фациальной изменчивостью. В разрезе IVб подгоризонта выделяется от одного до шести пластов. Суммарная мощность песчаников изменяется в следующей последовательности: на площадях Южный Жетыбай, Актас, Тасбулат от 28 до 32 м.

По промыслово-геофизическим данным песчаники характеризуются глубоким минимумом ПС (AUПС — 0,6—1,0), низкими значениями ГК (7,5—15 гамм). Сопротивление продуктивных пластов — от 1,5—4,2 ом*м, водоносных — до 1,2 ом*м. На кавернограмме против песчаников отмечается небольшая корочка, против глин — поминальный диаметр скважины. Сопротивление глин — 2,6 ом*м.

Средняя пористость пород-коллекторов изменяется от 16 до 19,0%, проницаемость — от 69 до 80 мд.

IVa и IVб подгоризонты вскрыты 18 скважинами на Тасбулате, четырьмя скважинами на Актасе и четырьмя скважинами на Южном Жетыбае. IVa и IVб подгоризонты опробованы соответственно в одной и двух скважинах на Тасбулате. IIa месторождении Тасбулат из IVa подгоризонта в скв. 1 через 8-мм штуцер получен газ (Qг — 79 000 м3/сутки), из IVб подгоризонта Qг составил 58 500 м3/сутки при диаметре штуцера 7 мм. На Тасбулате газоводяной контакт залежей IVa и IVб продуктивных подгоризонтов принимается на отметках соответственно —1837 и —1860 м. Общая мощность IVa подгоризонта изменяется от 5 м на месторождении Тасбулат до 14 м на площади Актас. Общая мощность IVб подгоризонта колеблется от 8 м на месторождении Тасбулат до 19 м на площади Южный Жетыбай.

V продуктивный горизонт на всех месторождениях Асар-Узеньской антиклинальной зоны подразделяется на два подгоризонта — Va и Vб. На Acape они относятся к возможно продуктивным по данным промысловой геофизики. Va подгоризонт отделен от вышележащего IVб подгоризонта глинистой пачкой мощностью от 2 до 10 м. Литологически оба подгоризонта выражены песчанинами, глинами, алевролитами. Количество песчаных прослоев изменяется от двух до шести. Мощность их варьирует в широких пределах от 1,5 до 35 м. Причем в Va подгоризонте выделяется до двух, а в Vб до четырех песчаных пластов. Подгоризонты подвержены резкой фациальной изменчивости. В их разрезе можно встретить мощные песчаные пачки (от двух до трех), разделенные глинистым пластом небольшой мощности (4—6 т). Мощность песчаников в Va подгоризонте 8—10 м, в Vб — 35—40 м. Наиболее выдержан Va подгоризонт. Vб часто представлен переслаиванием песчаников и глин, иногда с преобладанием последних (например, в скв. 2 Асар). В общем для Vб подгоризонта отмечается увеличение глинистости с востока на запад. Если общая мощность песчаников на Узени 35—48 м, на Карамандыбасе до 30 м, то на Acape (скв. 2) до 15 м.

Пo промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются минимумом ПС, низкими значениями ГК (7—13 гамм). Сопротивление их изменяется в широких пределах в зависимости от характера насыщения и коллекторских свойств; сопротивление продуктивных пластов — 22—50 ом*м, водоносных — 0,5—1,9 ом*м. Сопротивление глин 1,3—1,6 ом*м. Значения ГК — 9—13 гамм, НГК — 1,1—1,6 усл. ед.

Средняя пористость пород-коллекторов 20,4—22,7%, проницаемость — 189 мд.

Va подгоризонт вскрыт на Узени 73 скважинами, на Карамандыбасе вскрыт 19 скважинами и опробован в одной скважине; на Acape вскрыт тремя скважинами. Vб подгоризонт вскрыт на Узени приблизительно тем же количеством скважин, что и вышележащий Va; на Карамандыбасе вскрыт 19 скважинами и опробован в двух скважинах; на Acape вскрыт тремя скважинами. На Узени Va и Vб подгоризонты опробованы в 73 скважинах. Максимальный дебит нефти (Qн — 108 м3/сутки через 8-мм штуцер) из Va подгоризонта получен в скв. 13 месторождения Узень, а минимальный (5,5 м3/сутки) в скв. 87. На том же месторождении максимальный дебит нефти (Qн — 138 м3/сутки через 9-мм штуцер) из Vб нодгоризонта зафиксирован в скв. 86, а минимальный (Qн — 38 м3/сутки через %-мм штуцер) в скв. 24. На основном своде месторождения Узень газонефтяной и водонефтяной контакты для Va подгоризонта проводятся на отметках —1042 и —1150 м, а для V6 подгоризонта на отметках —1061 и —1145 м. В районе Хумурунского купола газоводяной контакт в Va подгоризонте проводится на —1138 м; в V6 подгоризонте газонефтяной контакт нрипят на отметке —1164 м, а водонефтяной на —1167 м. На Карамандыбасе Va и Vб подгоризонты вмещают газовые залежи, газоводяные контакты для которых проводятся на отметках соответственно —1285 и —1304 м. Общая мощность Va подгоризонта изменяется от 7 м на месторождении Карамандыбас до 14 м на площади Узень. Общая мощность V6 подгоризонта изменяется от 10 м на Acape до 37 м на площади Узень.

На месторождениях Жетыбай-Восточно-Жетыбайской антиклинальной зоны V продуктивный горизонт также подразделяется на подгоризолты Va и Vб. Горизонт сложен песчаниками, глинами и алевролитами. На площади Жетыбай в Va подгоризонте наблюдается чередование песчаников и глин. Vб подгоризонт преимущественно песчанистый. Глинистые прослои часто замещаются песчаными, образуя монолитные пачки (скв. 1 Восточный Жетыбай). В разрезе подгоризонта прослеживается от одного до шести песчаных прослоев мощностью 2—4—6—9—15—40 м. Причем в Va в основном выделяется один песчаный пласт, а в Vб количество их достигает пяти. Общая мощность песчаников изменяется от 30 м на Жетыбае до 40 м на площади Восточный Жетыбай.

По промыслово-геофизическому материалу песчаники характеризуются минимумом ПС (AUПС 0,5—1,0), низкими значениями ГК (8—12 гамм и повышенными НГК. Сопротивление песчаников изменяется от 0,8 до 7 ом*м. На каверно-грамме песчаникам соответствует уменьшение диаметра скважины. Значение ГК в глинах составляет 12—16 гамм, НГК — 1,2-1,5 усл. ед. Сопротивление глин колеблется от 1 до 4 ом*м.

Подгоризонт Va отделен от подгоризонта IVб глинистым прослоем мощностью до 16 м. Подошва Vб подгоризонта проводится по глинистой пачке мощностью от 2 до 8 м. Средняя пористость равна 19,5%, проницаемость 103 мд. Va подгоризонт вскрыт на Жетыбае почти 80 скважинами и опробован в девяти; на Восточном Жетыбае вскрыт пятью скважинами и опробован в одной. Vб подгоризонт вскрыт на Жетыбае тем же количеством скважин, что и вышележащий, и опробован в девяти скважинах; на Восточном Жетыбае вскрыт пятью скважинами. Максимальный дебит нефти (Qн — 48,3 м3/сутки через 9-мм штуцер) из Va подгоризонта получен в скв. 111 на месторождении Жетыбай, минимальный (Qн — 6,7 м3/сутки при диаметре штуцера 11 мм) — в скв. 30. На том же месторождении максимальный дебит нефти (Qн — 90,6 м3/сутки через 7-мм штуцер) из Vб подгоризонта зафиксирован в скв. 48, минимальный (Qн — 17,4 м3/сутки, штуцер 4 мм) — в скв. 86.

На месторождении Жетыбай газонефтяной и водонефтяной контакты в Va и Vб подгоризонтах принимаются на отметках соответственно —1763, —1780, —1803 и —1822 м. На Восточном Жетыбае Va подгоризонт обводнен. Общая мощность Va изменяется от 9 м на месторождении Восточный Жетыбай до 36 м на площади Жетыбай. Общая мощность Vб колеблется от 5 м на месторождении Жетыбай до 16 м.

На месторождениях Каржау-Тенгииской антиклинальной зоны V продуктивный горизонт выделяется на Тенге; на Тасбулате, Актасе и Южном Жетыбае он подразделяется на два подгоризонта — Va и Vб, Разделом между IVб и Va подгоризонтами является четко прослеживающийся глинистый пласт мощностью от 6 до 12 м. Исключением является скв. 2 Тенге, где раздел слит с глинистой толщей горизонта. Литологически оба подгоризонта представлены чередованием песчаников и глин. Причем последние имеют подчиненное значение. Глинистые прослои маломощны, лишь между подгоризонтами выделяется глинистый пласт мощностью до 12 м, который не прослеживается во всех скважинах Тенге, где выделяется V горизонт. Количество песчаных пластов в подгоризонте Va достигает двух, а в Vб — пяти. Мощности песчаных прослоев изменяются от 2 до 32 м.

Ho геофизическому материалу песчаники характеризуются глубоким минимумом ПC (AUПС — 0,4—0,99), низкими значениями ГК (7,0—11,0 гамм). Сопротивление продуктивных пластов колеблется от 3 до 6 ом*м. Против песчаников на кавернограмме отмечается незначительное уменьшение диаметра скважины. Глинистые прослои характеризуются номинальным диаметром скважины, высокими значениями ГК (до 12 гамм), низкими НГК (до 1,2 усл. ед.). Сопротивление глин изменяется от 1,8 до 2,6 ом*м.

Средняя плотность меняется от 16,7 до 18,7 (Тенге) и 20% (Тасбулат), проницаемость от 60 (Тенге) до 47 мд (Тасбулат). V продуктивный горизонт на месторождении Тенге вскрыт 24 скважинами и опробован в пяти. Va подгоризонт вскрыт на Тасбулате 18 скважинами и опробован в одной, на Актасе вскрыт четырьмя скважинами, на Южном Жетыбае — четырьмя скважинами. Vб подгоризонт вскрыт на Тасбулате 18 скважинами и опробован в четырех, на Актасе вскрыт четырьмя скважинами, на Южном Жетыбае вскрыт тем же количеством скважин и опробован в одной (скв. 95).

На месторождении Тенге газоводяной контакт для залежи, заключенной в V горизонте, принимается на отметке —4670 м. На Тасбулате газоводяные контакты по Va и Vб подгоризонтам проводятся на отметках соответственно —1896 и —1919 м. На месторождении Южный Жетыбай водонефтяной контакт для залежи Vб подгоризонта проводится на отметке — 1967 м. Общая мощность V продуктивного горизонта на месторождении Тенге изменяется от 12 до 55 м. Общая мощность Va горизонта колеблется от 20 (месторождение Тасбулат) до 34 м на площади Южный Жетыбай; Vб — от 5 (Тасбулат) до 20 м (Актас).

Имя:*
E-Mail:
Комментарий: