Нефтегазовое районирование Южного Мангышлака
Нa территории Мангышлака и Устюрта выделяются две нефтегазоносные области — Северо-Устюртская и Южно-Мангышлак-Устюртская. Обе они располагаются в границах одноименных впадин. Однако в пограничном районе нефтегазоносные области включают и себя структурные элементы Мангышлакской и Устюртской зон поднятий. Таким образом, граница между областями проходит по приподнятым участкам Горного Мангышлака и Центрального Устюрта.
Степень изученности Северо-Устюртской нефтегазоносной области значительно меньше, чем Южно-Мангышлак-Устюртской. Известно, что во всех нефтегазоносных областях скопления нефти и газа, как правило, группируются в зоны нефтегазонакопления. Под зоной нефтегазонакопления большинство геологов понимает совокупность месторождений нефти и газа, сходных по своему строению, условиям формирования и приуроченных к единому структурному элементу. К ним относятся валы, антиклинальные зоны, структурные ступени, структурные перемычки. В пределах моноклиналей скопления нефти и газа могут быть связаны с зонами регионального стратиграфического несогласия и литологического замещения.
На территории Северо-Устюртской нефтегазоносной области выделяются выявленные и предполагаемые зоны нефте- и газонакопления. К числу первых относится Арстановская зона нефтенакопления, Чумышты-Чагырлинская, Аккулковская и Базайковская зоны газонакопления.
Арстановская зона нефтенакопления приурочена к одноименной структурной террасе, в пределах которой по геофизическим материалам в последние годы были выделены Арстаповское, Каракудукское, Каменное и Теренское локальные поднятия. Бурение скважин на Арстановской площади выявило многопластовое месторождение в бат-байосских отложениях. Есть основание полагать, что и на остальных площадях бурение поисковых скважин окажется столь же успешным. Важно то, что имеющиеся данные свидетельствуют о весьма высоком соответствии структурных планов.
Чумышты-Чагырлинская зона газонакопления расположена на востоке Южно-Эмбенской моноклинали и связана с газоносностью эоценовых алевритов Чумышты-Чагырлинской антиклинали.
Аккулковская и Базайковская зоны газонакопления связаны с одноименными валообразными поднятиями. Газоносными являются эоценовые алевриты Кызылойского, а также Жаманкоянкулакского и Жаксыкоянкулакского локальных поднятий.
К числу предполагаемых зон нефтегазонакопления относятся Северо-Самская, Челуранская и Куанышская. Первые две связаны со структурными перемычками, а последняя — с одноименной антиклинальной зоной.
В пределах Южно-Мангышлак-Устюртской нефтегазоносной области известны Жетыбай-Узеньская, Дунгинская и Шахпахтинская зоны нефтегазонакопления.
Тюбкара ганская и Бекебашкудукская зоны в прошлом являлись весьма крупными зонами нефтенакопления. Однако, в предсреднеолигоценовое время, в период проявления интенсивных восходящих тектонических движений залежи нефти оказались разрушенными. Перечисленные выше зоны нефтегазонакопления отличаются весьма высоким соответствием структурных планов. К числу предполагаемых зон нефтегазонакопления следует отнести группы антиклинальных поднятий в приосевой части депрессий, а также Кокумбайскую и Турыкскую зоны.
Жетыбай-Узеньская зона нефтегазонакопления (наиболее полно изученная в геологическом отношении) приурочена к одноименной тектонической ступени, наклоненной к югу и протягивающейся с северо-запада на юго-восток на 130 км. Максимальная ширина ее 39,8 км. Углы падения составляют на северном крыле 2—4° по подошве неокома и на южном по валанжинскому ярусу 5° (Тенге). С глубиной углы падения увеличиваются и по I продуктивному горизонту составляют 3—4° 30' на северном крыле, 5—8° на южном. Восточная часть ступени более крутая, западная — пологая. В ее пределах по данным КМПВ и бурения выделяется несколько разрывных нарушений.
На территории Жетыбай-Узеньской тектонической ступени в настоящее время выделяются три осложняющие ее антиклинальные зоны (с севера на юг): Асар-Узеньская, Жетыбай-Восточно-Жетыбайская и Каржау-Тенгинская (рис. 69). Восточные границы этих антиклинальных зон, так же как и самой ступени, в настоящее время не изучены. Можно только предположить, что эти зоны продолжаются в юго-восточном направлении в сторону Кокумбайской структурной ступени.
В пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени в настоящее время выявлено Значительное количество локальных структур, с которыми связаны месторождения нефти и газа. К их числу относятся Узень, Жетыбай, Карамандыбас, Тенге, Тасбулат, Асар, Южный Жетыбай, Туркменой, Актас и Восточный Жетыбай. Эти месторождения группируются в отдельные подзоны нефтегазонакопления, осложняющие Жетыбай-Узеньскую зону нефтегазонакопления. В пределах последней в настоящее время можно выделить три подзоны нефтегазонакопления с установленной промышленной нефтегазоносностью: северную — Асар-Узеньскую, центральную — Жетыбай-Восточно-Жетыбайскую и южную — Каржау-Тенгинскую.
Северная (Асар-Узеньская) подзона нефтегазонакопления, приуроченная к одноименной антиклинальной зоне, протягивается с северо-запада на юго-восток на 84 км. Ширина ее меняется от 7,5 до 15 км. Углы падения составляют по подошве неокома на северном крыле 2—4°, на южном 4—7° 30'. Амплитуда по отложениям неокома 350 м, но I продуктивному горизонту 600 м. Северная подзона нефтегазонакопления осложнена локальными структурами, к которым приурочены нефтегазовые месторождения Асар, Карамандыбас и Узень. Размеры локальных поднятий изменяются: длина от 5 до 34 км, ширина от 2 до 10 км, а амплитуда от 41 до 400 м но кровле I продуктивного горизонта.
Месторождение Узень приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, имеющей следующие размеры по I юрскому продуктивному горизонту: длина 34 км, ширина 10 км, амплитуда 330 м. Складка простирается с северо-запада на юго-восток. Ундуляция ее шарнира обусловлена образованием трех куполов: Xyмyрунского, Основного и Парсумурунского. Для Узеньской брахиантиклинали характерна резко выраженная асимметрия крыльев: северное крыло пологое, южное — крутое. С глубиной углы падения на крыльях меняется от 3° (по отложениям сеномана) до 4 30' (по бату) на северном и от 4° до 7 30' (по тем же отложениям) на южном крыльях. Амплитуда складки по этим же образованиям увеличивается от 150 до 300 м. Таким образом, контрастность локальной структуры Узень с глубиной увеличивается. Следует отметить также асимметрию периклиналей складки, характерную для большинства локальных поднятий, осложняющих Жетыбай-Узеньскую тектоническую ступень. Западная периклиналь Узеньской складки более вытянутая, узкая и пологая, чем восточная (короткая, широкая и крутая). На северном крыле структуры в районе скв. 62, 1487 и 1507 расположен купол, амплитуда которого по кровле I продуктивного горизонта равна 25 м. Размер его но замкнутой изогипсе 1030 м составляет 5,6х1,5 км. Район расположения этого купола недостаточно изучен и уверенно говорить о характере сочленения его с основной частью Узеньской структуры не представляется возможным.
В настоящее время на месторождении Узень известно 34 залежи нефти и газа. Распределение их по этажам и подэтажам нефтегазоносности следующее.
В меловом этаже и подэтаже, приуроченном к отложениям нижнего мела, выделяется 12 продуктивных горизонтов, из которых M-I, M-V, M-VII и M-IX—M-XI вмещают газовые залежи.
Келловей-среднеюрский этаж включает три подэтажа нефтегазоносности.
В келловей-батском подэтаже выделяется пять пачек (I—V). На месторождении Узень этим пачкам соответствуют I—V продуктивные горизонты.
I продуктивный горизонт вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 14 м, нефтяной части залежи 306 м. В разрезе горизонта отмечается некоторая дифференциация отметок водонефтяного контакта по отдельным, довольно уверенно прослеживающимся пластам-коллекторам. В общем, водонефтяной контакт несколько наклонен в северо-западном направлении.
II продуктивный горизонт, как и вышележащий, вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 36 м, нефтяной части 235 м. Водонефтяной контакт также несколько наклонен в северо-западном направлении. На основапии детального анализа имеющегося промыслово-геофизического материала можно предположить наличие в разрезе горизонта самостоятельных залежей линзовидной формы, ограниченных плохо проницаемыми породами.
III продуктивный горизонт содержит нефтяную залежь, которая в отличие от залежей келловей-батского подэтажа не имеет газовой шапки. Высота залежи 185 м. На северном крыле структуры в разрезе горизонта в районе скв. 62, 1487 и 1507 к куполу незначительных размеров приурочена нефтяная залежь.
IV продуктивный горизонт включает IVa и IVб подгоризонты. IVa подгоризонт вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой. Высота газовой части залежи 15 м, нефтяной — 140 м. В разрезе IVб подгоризонта также выделяется нефтяная залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 4,5 м, нефтяной части залежи 125 м.
V продуктивный горизонт делится на Va и Vб подгоризонты, каждый из которых на основном своде вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки Va подгоризонта 20 м, Vб — 24 м. Нефтяная часть залежи Va подгоризонта 108 м, Vб — 84 м. На восточной периклинали раздел между Va и Vб подгоризонтами выклинивается в скв. 86, в связи с чем в этой части структуры водонефтяной контакт, по-видимому, проходит на одной отметке.
На Хумурунском куполе Va подгоризонт вмещает газовую залежь, высота которой 8 м, а в Vб подгоризонте выделяется газовая залежь с нефтяной оторочкой. Высота газовой части залежи 12 м, нефтяной оторочки 5 м.
Байосский подэтаж нефтегазоносности включает шесть пачек (VI—XI), которым соответствуют VI—XI продуктивные горизонты.
VI продуктивный горизонт на месторождении Узень делится на VIa, VI, и VIв подгоризонты. На «основном» своде VIa подгоризонт вмещает нефтяную залежь. Высота залежи 62 м. Водонефтяной контакт несколько наклонен в северо-западном направлении. Так, если на основном своде он принят на отметке —1146 м, то в скв. 81 проводится на отметке —1148 м. В районе скв. 203 к куполу ограниченных размеров приурочена нефтяная залежь высотой 1 м. На Хумурунском куполе подгоризонт вмещает газонефтяную залежь, выделить которую ввиду разноречивости данных опробования невозможно. В VIб под горизонте на «основном» своде выделяется нефтяная залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 5 м, нефтяной части залежи 9 м. На Хумурунском куполе в VIб подгоризонте выделяются две залежи. Первая — нефтяная с газовой шапкой — приурочена к верхнему пласту-коллектору, высота ее газовой шапки 10 м, нефтяной части 7 м; вторая — чисто газовая — приурочена к коллекторскому пласту в подошвепной части подгоризонта, высота залежи 8 м.
VII продуктивный горизонт на основном своде подразделяется на VIIa и VIIб подгоризонты, которые вмещают чисто газовые наложи; высоты их соответственно равны 28 и 30 м. На Хумурунском куполе высота газовой залежи, выделяемой в горизонте, составляет 15 м.
VIII продуктивный горизонт на основном своде и на Хумурунском куполе вмещает газовые залежи, высоты которых соответственно равны 23 и 11 м.
IX продуктивный горизонт подразделяется на IXa и IXб подгоризонты. На «основном» своде в разрезе IXa подгоризонта выделяются две залежи. Первая — нефтяная залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 8 м, нефтяной части 6 м. Вторая — газовая залежь приурочена к пласту-коллектору мощностью 4 м (скв. 254), ограниченному со всех сторон плохо проницаемыми породами. В IXб подгоризонте высота газовой залежи составляет 8 м, В районе Хумурунского купола IXa и IXб подгоризонты вмещают чисто нефтяные залежи, высоты которых составляют соответственно 14 и 47 м.
X продуктивный горизонт вмещает на основном своде газовую залежь с нефтяной оторочкой, а на Хумурунском куполе — нефтяную. Высота газовой части первой залежи 36 м, нефтяной оторочки 4 м, высота нефтяной залежи 48 м.
XI продуктивный горизонт на основном своде представлен аналогом обводненной пачкой XI. В районе Хумурунского купола горизонт подразделяется на XIa и XVб подгоризонты, каждый из которых вмещает нефтяную залежь. Высота залежи, выделяемой в XIa подгоризонте, 25 м; в XIб — 43 м,
Ааленский подэтаж, включающий две пачки (XII и XIII) на месторождении Узень, обводнен,
Нижнеюрско-триасовый этаж нефтегазоносности подразделяется на нижнеюрский нефтегазоносный подэтаж и триасовый, возможно, нефтегазоносный, подэтаж. Нижнеюрский подэтаж, включающий вторую пачку Ю-ХII, в разрезе месторождения Узень промышленных скоплений нефти и газа не имеет. Триасовый подэтаж в настоящее время только начинает разведываться и в нем не обнаружено промышленных скоплений нефти и газа.
На месторождении в разрезе байосского подэтажа в районе центрального блока пачки VI (VIб и VIb) — XI и на основном своде пачка XI — обводнены.
Несмотря на достаточно густую сеть разведочных и оценочно-эксплуатационных скважин, вскрывших отложения байосса, аалена и нижней юры, характер строения ряда горизонтов и геометрия залежей нуждаются в уточнении. По-видимому, недостаточно четкое представление о положении газонефтяных контактов в ряде случаев связано с некачественным опробованием, а также с наличием литологически ограниченных, линзовидной формы залежей. Требуется уточнение геологического строения и перспектив нефтегазоносности купола, осложняющего северное крыло Узеньской структуры. В связи с этим в период, предшествующий разработке, необходимо провести некоторый дополнительный объем до разведочных работ за счет углубления опережающих эксплуатационных скважин верхнего этажа и за счет опробования ряда горизонтов в пробуренных разведочных скважинах.
Как известно, залежи газа в разрезе мелового литолого-стратиграфического комплекса обнаружены на месторождении Узень, осложняющем рассматриваемую северную подзону нефтегазонакопления. Причем эти отложения более всего изучены на Узени. В разрезе девяти из двенадцати выделяемых здесь продуктивных горизонтов известны газовые залежи. Высота залежей меняется от 14 м (M-II) до 46 м (М-I). Основные запасы приурочены к четырем продуктивным горизонтам (M-VII, M-X и M-XI) и находятся в районе основного Узеньского свода.
Нефти Узеньского месторождения, приуроченные к продуктивным горизонтам I—VI, практически не отличаются друг от друга. Средняя плотность их 0,86 г/см3, содержание бензиновой фракции — 16%, керосиновой — 17%, асфальтово-смолистых веществ — 16%, парафина — 20%, серы — 0,15%, азота — 0,20%.
Нефти IX горизонта отличаются более высоким содержанием легких фракций и более низким содержанием асфальтово-смолистых веществ и парафина. Это объясняется, по-видимому, залеганием их в непосредственной близости от газовых шапок, где нефти зачастую обладают свойствами, близкими к конденсатам (их, скорее, следует рассматривать как нефти, разбавленные конденсатом). При этом происходит относительное увеличение легких фракций и снижение содержания асфальтово-смолистых веществ.
Все изученные нефти продуктивных горизонтов I—IV метановые: в среднем содержание метановых углеводородов составляет 69%, нафтеновых — 22%, ароматических — 9%. Сходство физико-химических свойств и углеводородного состава нефтей горизонтов Ю-I—IO-IV говорит об их генетическом родстве — едином источнике и времени образования.
Содержание серы для большинства узеньских нефтей составляет 0,15%. Исключением являются нефти, отобранные в районе водонефтянного контакта. В них отмечено повышенное содержание сернистых соединений. Так, в скв. 66 (горизонт Ю-I) оно достигает 0,26%, в скв. 62 (Ю-III) — 0,27%, в скв. 27 (Ю-III) — 0,26%. В приконтактовой зоне нефть — вода наблюдается также повышенное содержание азотистых соединений (до 0,35%), порфиринов и микроэлементов.
Газы Узеньского месторождения (VIII продуктивный горизонт) несколько богаче тяжелыми углеводородами, содержание которых достигает 14%, концентрация метана — 81,8%. Среди остальных компонентов отмечены азот и углекислый газ. Плотность газа относительно небольшая — 0,6730.
Попутные газы характеризуются широким спектром физико-химических свойств. Содержание метана варьирует от 37,5 (I) до 86,4% (V), а концентрация тяжелых гомологов метана — от 8,7 (V) до 60,2 (I). Следовательно, для Узени характерно равномерное увеличение количества метана в составе растворенного газа при одновременном уменьшении содержания гомологов (I—V).
В юрском продуктивном разрезе отмечаются «жирные» и «средние» (по углеводородному составу) газы. Концентрация метана и высших углеводородов, их соотношения по отдельным продуктивным горизонтам относительно стабильны для всего месторождения. Между различными горизонтами наблюдаются весьма резкие отличия углеводородных составов попутных газов. Характерно постоянство отношения бутана и пентана к их изомерам для всех горизонтов (порядка 0,6). Это позволяет предполагать общность термодинамических и гидрохимических процессов преобразования газов для всей юрской продуктивной толщи. Процентное содержание азота относительно невелико (0,7—10,9%), причем биогенный азот не содержит примеси аргона. Это позволяет предположить достаточно падежную изоляцию (закрытость) Узеyьской структуры в части юрских газонефтяных залежей. Присутствие углекислого газа, особенно заметное (до 2,9%) в нижней части продуктивного разреза, следует, вероятно, связывать с процессами биогенного окисления газов в залежах. Отношение гелия к аннону не превышает единицы.
Плотность газов варьирует в широких пределах, однако большинство значений заключено в интервале 0,8—1,0. Концентрация редких (инертных) газов невысокая, обычно не превышает нескольких сотых процента.
Месторождение Карамандыбас приурочено к западной периклинали Узень Карамандыбасской брахиантиклинальной складки.
Локальное поднятие Узень — Карамандыбас имеет общее северо-запад — юго-восточное простирание. По результатам последних данных глубокого бурения наблюдается некоторое смещение оси Карамандыбасской части складки с северо-запада на юго-запад по сравнению с осью собственно Узеньской складки, Отмечается изменение соотношения крутизны крыльев Узеньской и Карамандыбасской частей локальной структуры по всем горизонтам — на Узени северное крыло более пологое, южное — крутое, а на Карамандыбасе по данным имеющихся скважин наблюдается обратная картина.
О существенных различиях в формировании залежей Карамандыбаса и Узени свидетельствуют значительные отклонения величин абсолютных отметок водонефтяных контактов для всех одноименных продуктивных горизонтов (за исключением I и II продуктивных горизонтов, где этот вопрос остается нерешенным из-за недостатка данных). В некоторых случаях горизонт, продуктивный на одном месторождении, оказывается непродуктивным на другом. При опробовании III и VIII горизонтов на Парсамурунском куполе Узеньской складки получена пластовая вода, тогда как на Карамандыбасе, где эти горизонты расположены гипсометрически ниже (на 30 м), из них получены промышленные притоки нефти и газа. He исключено, что это явление полностью или частично связано с изменениями литологического состава горизонтов от одной части структуры к другой.
В современном плане Карамандыбасская часть рассматриваемой складки представляет собой ее западную периклиналь, ориентированную в общем с востока-юго-востока на запад-северо-запад. В районе ее западной части ось несколько отклоняется на юго-запад. Размер складки по подошве неокома (по замкнутой изогипсе —840 м) составляет 10,0х1,5 км. Шарнир складки, ундулируя, образует два купола — западный в районе скв. 13 и 7, и восточный — в районе скв. 3 и 5, которые рисуются в виде эллипсов, кулисообразно расположенных по отношению друг к другу. Северная часть Карамандыбасского участка в противоположность собственно Узеньской складке более крутая, чем южная. Углы падения пород для I и XI продуктивных горизонтов на севере колеблются соответственно в пределах 4—5° и 5,5—6°, на юге — 2—2,5° и 3—3,5°. В связи с недостаточным количеством скважин в настоящее время не представляется возможным установить истинной величины амплитуды западной периклинали крупной Узепь-Карамандыбасской антиклинали по различным структурным поверхностям. Однако, очевидно, что контрастность ее с глубиной возрастает: по III отражающему горизонту амплитуда составляет около 75 м, а по IX горизонту, по-видимому, более 120 м.
По мнению П.Б. Корсуна, между западным п восточным куполами Карамандыбаса проходит нарушение сбросового характера, разделяющее структуру на два блока, причем восточный приподнят по отношению к западному. Hи одна из пробуренных разведочных скважин не пересекла плоскости этого нарушения. Данные опробования не позволяют согласиться с этим мнением.
Согласно имеющимся в настоящее время представлениям, Карамандыбасская часть структуры отделена от Узеньской нарушением сбросо-сдвигового характера, что обосновывается значительным различием в простирании их осей и некоторым смещением оси периклинали к северу по отношению к Узеньской, изолированностью залежей одноименных горизонтов Узени от Карамандыбасских залежей и данными предыдущих сейсмических исследований по Л.В. Дзера. Это разрывное нарушение проведено между скв. 181 Карамандыбас и скв. 57 Узень.
Разделяя точку зрения о существовании единой крупной Узень-Карамандыбасской локальной структуры, по-видимому, следует считать, что в ее пределах существуют два самостоятельных месторождения — Узень и Kapaмандыбас.
На месторождении Карамаидыбас известно в настоящее время 23 залежи, две из них (литологически ограниченные со всех сторон плохо проницаемыми породами) выделяются нами предположительно (рис. 70).
В меловом этаже нефтегазоносности не известно ни одной залежи нефти или газа.
В келловей-батском подэтаже нефтегазоносности выделяется пять пачек (I—V).
I продуктивный горизонт подразделяется на Ia и Iб подгоризонты. Подгоризонт Ia вмещает нефтяную залежь, которая, по-видимому, является продолжением Узеньской залежи I продуктивного горизонта. Высота залежи на Kapaмандыбасском месторождении 124 м. Водонефтяной контакт залежи наклонен в северо-западном направлении. Нефтяная залежь 16 подгоризонта высотой 41 м также является продолжением Узеньской залежи I продуктивного горизонта.
II продуктивный горизонт вмещает две нефтяных залежи, одна из которых литологически ограниченная со всех сторон плохо проницаемыми породами (скв. 1), выделяется нами условно. Основная нефтяная залежь приурочена к сводовой части (район скв. 3, 5 и т, д.). Высота залежи 36 см.
III пачка, являющаяся аналогом III горизонта, на Карамандыбасе обводнена.
IV продуктивный горизонт подразделяется на IVa л IVб подгоризонта. IVa подгоризонт вмещает четыре залежи — две газовые и две нефтяные, одна из которых приурочена к основному своду (скв. 3, 5 и т, д.) и имеет высоту 21 м, а вторая (высотой 5 ж) выделяется в пределах купола ограниченных размеров в районе скв. 13. Газовые залежи обнаружены: первая — в районе скв. 6, здесь газонасыщенный пласт замещается в сторону скв. 3 плохо проницаемыми породами, которые служат экраном; вторая — предполагаемая, в районе скв. 7, литологически ограничена со всех сторон. В разрезе IVб подгоризонта выделяется чисто газовая залежь высотой 13 м.
V продуктивный горизонт подразделяется на Va и Vб подгоризонты. Они вмещают газовые залежи, которые приурочены к основному своду. Высоты залежей составляют соответственно 7 и 13 ж.
В байосском подэтаже нефтегазоносности распределение залежей нефти и газа по горизонтам и подгоризоитам следующее.
В пачке IV породы, являющиеся аналогом VIa подгоризонта, обводнены, a VIб и VIв подгоризонты вмещают: первый — газовую залежь высотой 35 м, второй — газовую залежь с нефтяной оторочкой, приуроченной к основному своду с высотами газовой и нефтяной частей соответственно 17 и 1 м, и чисто нефтяную залежь, выделяемую в районе куполовидного осложнения, вскрытую скв. 7. Высота последней 9 м.
VII продуктивный горизонт подразделяется на VIIa и VIIб подгоризонты, причем оба вмещают газовые залежи, приуроченные к основному своду. Высоты их составляют соответственно 10 и 14 м.
VIII продуктивный горизонт содержит в районе основного свода газовую залежь высотой 25 м.
IX продуктивный горизонт подразделяется на IXa и IXб подгоризонты. В IXa подгоризонте выделяются a1 (в кровле) и а2 (в подошве) коллекторские пласты, которые разделены хорошо прослеживающимся по площади пластом плотных пород. Коллекторский пласт а1 вмещает в районе основного свода газовую залежь высотой 5 м и в районе скв. 10 нефтяную, литологически экранированную. Пласт а3 включает газовую залежь, приуроченную к основному своду, и нефтяную, выделяемую в пределах купола в районе скв. 7; высоты газовой и нефтяной залежей равны соответственно 8 и 11 м. IХб подгоризонт вмещает две нефтяные литологически экранированные залежи, из которых первая вскрыта скв. 17, вторая — скв. 4 и 18, и чисто газовую залежь, приуроченную к основному своду. Высота последней 13 м.
X продуктивный горизонт включает две залежи. Газовая залежь с нефтяной оторочкой выделяется в районе основного свода. Высота газовой части залежи 26 м, нефтяной оторочки 7 м. Вторая — газовая залежь литологически ограниченная со всех сторон плохо проницаемыми породами, приурочена к коллекторскому пласту, вскрытому скв. 7.
В пачке XI промышленные скопления нефти и газа пока не установлены.
В ааленском нефтегазоносном подэтаже промышленные скопления нефти выявлены лишь в пачке XII. Здесь выделяемый подгоризонт вмещает нефтяную залежь, приуроченную к основному своду месторождения. Высота залежи 38 м.
В нижнеюрско-триасовом этаже нефтегазоносности на Карамандыбасе не выявлено ни одной залежи нефти или газа.
В нижнеюрском подэтаже данные промыслово-геофизических исследований и скв. 1, 3, 17 и 2 и опробования скв. 3 свидетельствуют о том, что все верхние песчаные пласты во до насыщены. В этих отложениях практический интерес для поисков залежей нефти и газа может представлять лишь самый нижний (на границе с триасом) песчаный пласт, хорошо прослеживаемый во всех без исключения скважинах, из которого был получен приток воды с нефтью в скв. 3 Туркменой. Этот факт, а также неоднозначная промысловогеофизическая характеристика этого песчаного пласта в скв. 1, 3, 17 позволяют считать рациональным его опробование в скв. 22, что, возможно, позволит решить вопрос о необходимости дальнейших разведочных работ на нижнеюрские отложения.
Плотность нефтей месторождения Карамандыбас меняется в более широких пределах (0,84—0,89 г/см3) по сравнению с нефтями месторождения Узень (0,857—0,862 г/см3). Ho средние величины плотности по обоим месторождениям отличаются очень незначительно: 0,867 г/см3 на Карамандыбасе и 0,861 г/см3— на Узени.
Следует отметить, что нефти месторождения Карамандыбас содержат немного больше асфальтово-смолистых веществ (18% против 16%), меньше легких компонентов, выкипающих до 300° С (28% против 33% на Узени), что и сказывается на незначительном увеличении плотности нефтей Карамандыбаса. Здесь намечается тенденция уменьшения плотности нефтей от 111 горизонта к I и II, а от IX и X к XI горизонту, причем в последних отмечается понижение содержания смол в этом же направлении.
Углеводородный состав бензиновых фракций нефтей (X и Xl горизонты) Карамандыбаса сходен с углеводородным составом нефтей Узени: и те и другие нефти метановые (64—69% метановых углеводородов) с незначительным содержанием ароматических углеводородов (8—9%).
Попутные газы месторождения также отличаются значительным диапазоном метана и его высших гомологов. Содержание первого изменяется от 36,9 (Ю-III) до 91,7% (Ю-IX), а тяжелых углеводородов — от 5,9 (Ю-IХ) до 21,4% (Ю-III). Важная особенность химического состава карамандыбасских газов — высокое, до 47,5%, содержание азота в попутных газах некоторых горизонтов, что обусловило относительно высокое значение плотности, несмотря на незначительную концентрацию тяжелых углеводородов. Однако в большинстве случаев газы Карамандыбаса значительно легче узеньских. Углекислый газ присутствует в количестве от 0,3 (Ю-III) до 5,4% (Ю-VI). Повышенная концентрация азота и углекислого газа позволяет предположить более интенсивный характер процессов преобразования углеводородов карамандыбасских залежей по сравнению с узеньскими.
Для некоторых залежей (Ю-III, IO-IX и др.) отмечается несколько повышенное по сравнению с Узенью содержание инертных газов.
Площадь Acap приурочена к небольшой брахиантиклинальной складке, выделенной по отложениям турнейского яруса (данные структурно-поискового бурения). Простирание ее северо-запад-юго-восточное, размер 2,5х1 км (по изогипсе 150 м), амплитуда 10 м.
По данным сейсморазведки MOB Асарская складка фиксируется лишь небольшим перегибом по IIIг отражающему горизонту.
По I юрскому продуктивному горизонту в настоящее время выделяется лить структурная терраса размером 4,5x3 км.
Скв. 2 расположена в более благоприятных условиях, чем скв. 1,3,4 и 5. В ее разрезе выделяется ряд интервалов, положительно охарактеризованных электрокаротажем и керновым материалом. Новые данные глубокого бурения позволят внести коррективы в геологическое строение площади.
Переходя к рассмотрению физико-химических свойств нефтей и газов, следует подчеркнуть, что провести их сравнительный анализ на месторождениях Мангышлака в настоящее время довольно затруднительно. Это объясняется, во-первых, крайне недостаточным количеством анализов, во-вторых тем, что нефти и газы отобраны на месторождениях из разных горизонтов. К сожалению, в настоящее время признаки нефти на площади Acap не исследованы. Поэтому можно сравнить, правда с долей условности, характеристики нефтей только Узени и Карамандыбаса, осложняющих рассматриваемую подзону нефтегазонакопления. Наблюдается тенденция увеличения содержания асфальтово-смолистых веществ от Узени к Карамандыбасу. Тенденция увеличения содержания светлых фракций (выкипающих до 300°) отмечается в направлении от Карамандыбаса к Узени (28—34%). Конденсаты Узени и Карамандыбаса относятся к числу легких. Содержание ароматических углеводородов в Карамандыбасе наименьшее — 2,5%, а метановых — наибольшее — 64%.
Центральная (Жетыбай-Восточно-Жетыбайская) подзона нефтегазонакопления, приуроченная к одноименной антиклинальной зоне, протягивается с северо-запада на юго-восток на 48 км. Ширина ее 8—6,5 км. Амплитуда по I продуктивному горизонту 150 м. Подзона осложнена локальными структурами, с которыми связаны нефтегазовые месторождения Жетыбай и Восточный Жетыбай.
Длина локальных поднятий изменяется от 7 до 22 км, ширина — от 3 до 6,5 км, амплитуда — от 20 до 120 м.
Месторождение Жетыбай — одно из крупных на Мангышлаке. Оно приурочено к одноименной локальной структуре довольно значительного размера по I юрскому продуктивному горизонту. Амплитуда ее равна 120 м. Простирание запад-северо-запад — восток-юго-восточное. Строение складки асимметричное. Западная часть южного крыла (2—3°) более крутая, чем северное крыло (2°30'—2°). Восточная часть южного крыла самая пологая (30'—1°30'). С глубиной увеличиваются средние значения углов падения пород на крыльях складки от 30' (по отложениям сеноманского яруса) в восточной части южного крыла Жетыбайской брахиантиклинальной складки до 3° (по образованиях оксфорда) в западной части южного крыла. Амплитуда локального поднятия увеличивается с глубиной по этим же отложениям от 50 до 80 м, а по кровле 1 юрского продуктивного горизонта достигает 120 м. Так же как на Узеньской брахиантиклинали, шарнир Жетыбайской складки ундулирует, образуя резкие перегибы. Наблюдается та же асимметрия периклинали, которая была отмечена выше при описании Узеньской складки.
До последнего времени существовало мнение, что поверхность пермотриасовых отложений соответствует структурному плану вышележащего комплекса осадков. Как показали последние данные глубокого бурения (скв. 69, 24), наиболее высокое гипсометрическое положение поверхность триасовых отложений имеет не в сводовой части Жетыбайской структуры, а в районе ее западной периклинали.
На месторождении Жетыбай обнаружено в настоящее время 19 залежей нефти и газа. По этажам и подэтажам нефтегазоносности они распределяются следующим образом.
В меловом этаже в настоящее время не известно ни одной залежи нефти или газа.
Келловей-батский подэтаж вмещает следующие продуктивные горизонты.
I продуктивный горизонт содержит газовую залежь, высота которой 56 м.
II продуктивный горизонт подразделяется на IIa и IIб подгоризонты, в которых выделяются газовые залежи с нефтяной оторочкой. Высота газовых частей залежей соответственно 45 и 46 м, нефтяных оторочек — 21 и 11 м.
III пачка пород, являющаяся аналогом III горизонта, обводнена.
IV продуктивный горизонт подразделяется на IVa и IVб подгоризонты. Первый вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой; высота газовой шапки 22 м, нефтяной части залежи 25 м; второй содержит чисто нефтяную залежь, высота которой 44 м.
V продуктивный горизонт подразделяется на Va и Vб подгоризонты. Нефтяные залежи в их разрезе с газовыми шапками, имеют высоты газовых шапок соответственно 15 и 17 м, а нефтяных частей — 18 и 19 м.
Байосский подэтаж нефтегазоносности вмещает VI пачку пород, в которой лишь VIa подгоризонт является продуктивным. Высота газовой части залежи, выделяемой в подгоризонте, составляет 26 м. Высота нефтяной оторочки меняется ступенчато от 2 до 11 т.
Нижняя часть пачки VI (аналоги VIб и VIb подгоризонтов) обводнена.
VII продуктивный горизонт включает чисто нефтяную залежь, высота которой 62 м.
В разрезе VIII продуктивного горизонта выделяются нефтяная залежь с предполагаемой газовой шапкой и предполагаемая нефтяная залежь, литологически ограниченная со всех сторон плохо проницаемыми породами (в районе скв. 10). Высота предполагаемой газовой шапки первой залежи 39 м, нефтяной части — 23 м.
IX продуктивный горизонт подразделяется на IXa и IXб подгоризонты, которые вмещают нефтяные залежи с газовыми шапками; высота газовых шапок составляют соответственно 40 и 23 м, нефтяных частей — 44 и 71 м.
X продуктивный горизонт вмещает чисто нефтяную залежь высотой 49 м.
XI продуктивный горизонт подразделяется на XIa и X16 подгоризонты, причем первый включает газовую залежь с нефтяной оторочкой. Высота газовой части 53 м, нефтяной оторочки 10 м. В разрезе ХIб подгоризонта выделяются две чисто нефтяные залежи, одна из которых приурочена к сводовой части структуры, другая, литологически экранированная, вскрыта скв. 8, 26, 27 и 70. Высота сводовой залежи 32 м.
В ааленском подэтаже нефтегазоносности промышленные скопления нефти и газа встречены лишь в XII продуктивном горизонте, который подразделен на XIIa и ХIIб подгоризонты. XIIa подгоризонт вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой. Высота газовой шапки 33 м, нефтяной части залежи 35 м.
В ХIIб подгоризонте ввиду разноречивости данных опробования газонефтяного и водонефтяного контактов для выделяемой здесь нефтегазовой залежи провести не удалось. Общая высота нефтегазонасыщенной части, по-видимому, составляет 30—50 м.
В нижнеюрско-триасовом этаже нефтегазоносности пока не выделяется ни одной залежи нефти или газа, однако перспективы этого этажа оцениваются положительно. Так, имеющийся фактический материал по ряду пробуренных скважин на площади Жетыбай-Узеньской ступни свидетельствуют о том, что в отложениях триаса встречаются пласты-коллекторы, способные в определенных структурных условиях служить ловушками для нефти и газа. Это обусловило заложение сверхглубокой параметрической скв. 25 с проектной глубиной 4500 м. Скважина заложена в 1969 г. в своде собственно Жетыбайской складки с целью получения данных о фациальном характере и нефтегазоносности пермо-триасовых отложений. Решение поставленных перед этой скважиной задач представляет большой теоретический и практический интерес как для данной площади, так и для всего района в целом.
Нефти месторождения Жетыбай более разнообразны по свойствам и составу, чем нефти Узени. Плотность их меняется в пределах 0,83—0,87 г/см3, вязкость 4—37 сст; содержание асфальтово-смолистых веществ 8—22%. Подобные колебания в свойствах нефтей зависят от их положения относительно газовых шапок и водонефтяных контактов. Нефти верхних горизонтов тяжелее нефтей нижних. Отмечается уменьшение плотности нефтей от II к XIII горизонту (от 0,857 до 0,831 г/см3) при одновременном увеличении выхода светлых фракций, выкипающих до 300° С (от 18,5 до 39%). Наиболее тяжелые смолистые нефти приурочены к горизонту II. VIII—XI продуктивные горизонты отличаются от вышележащих содержанием смолистых веществ (до 8,5%).
Несмотря на то, что нефти месторождения Жетыбай несколько различаются по своим свойствам, углеводородные составы их бензиновых фракций практически не отличаются друг от друга в пределах всего месторождения. Все нефти метановые; среднее содержание метановых углеводородов 68%, нафтеновых 25%, ароматических 7%. Подобное сходство, по всей вероятности, является следствием их генетического родства.
Попутные газы месторождения Жетыбай в основном азотно-метановые, «жирные» — концентрация высших углеводородов достигает 33%. Содержание метана 42,6 и 87,5% соответственно для горизонтов VIII и IX возрастает с глубиной, начиная с горизонта X. В вышележащем продуктивном разрезе видимых закономерностей изменения углеводородного состава не наблюдается. Намечается лишь некоторое увеличение доли высших гомологов для попутных газов горизонтов I—III, а также сокращение ее в горизонтах X—XIII. На Жетыбае наиболее обогащены гомологами попутные газы горизонтов V—VIII.
Среднее содержание азота (7%) выше, чем на Узени, при крайних значениях 2—15%. Концентрация углекислого газа 0,4—2,6%. Окись углерода содержится практически во всех анализах в количестве от 0,2 до 0,6%. Присутствие этого соединения обычно связывается с развитием окислительных процессов в залежах. Сероводород отмечен лишь в газах горизонта VII (0,45%). Содержание аргона варьирует в пределах 0,011—0,0116%.
Плотность газов колеблется от 0,555 до 0,994, однако большинство значений находится в интервале 0,8—1,0, т. е. значения примерно такие же, как на Узени.
Газы газовых шапок различны. Залежь горизонта IV содержит типично азотно-метановый газ: концентрация метана 60,64%, азота — 21,14%. Доля тяжелых углеводородов относительно невелика — 10,07% (этан, пропан и бутан). Содержание углекислого газа составляет 0,5%, аргон отмечен в незначительном количестве — 0,0014%. Плотность газа — 0,7700.
В залежи горизонта V газ значительно менее азотистый (8,7%) с еще более высоким (76,08%) содержанием метана. Высшие гомологи (до пентана включительно) присутствуют в количестве 12,15%. Характерно наличие сероводорода — 0,685%.
Газовая залежь верхней части горизонта I содержит почти нацело углеводородный газ: метан составляет 71,9%, тяжелые гомологи (до пентана) — 16,36%.
Неуглеводородные компоненты (азот, углекислый газ и окись углерода) соответственно составляют 2,17, 0,92 и 0,06%. Плотность газа 0,7896.
Особенностью состава свободных газов на Жетыбае является обогащение их гомологами метана по сравнению с другими месторождениями, причем одновременно в жетыбайских газах наблюдается повышенное содержание азота (до 9,8%),
Газ с конденсатом горизонта I отличается в основном углеводородным составом при исключительно высоком (61,75%) содержании высших углеводородов и умеренной концентрации азота — 4,83%.
Для подгоризонта IIa характерно значительно большее содержание метана: 58,61% против 31,97% в горизонте I. Соответственно здесь сокращается доля тяжелых углеводородов, составляющая 30,9—30,97%.
В подгоризонте 116 наблюдается максимальное обогащение высшими гомологами метана — их содержание достигает 63%. Метан составляет всего 37%. Газ исключительно углеводородного состава. Плотность соответственно весьма высокая — 1,2117, тогда как в вышележащих горизонтах Ю-II и Ю-I она составляла 0,8771 и 1,0638.
Месторождение Восточный Жетыбай представляет собой небольшое бра-хиантиклинальное поднятие с амплитудой по подошве турона порядка 20 м. Размер его по оконтуривающей изогипсе —260 м (подошва турона) ~7х3 км. Наименьшая глубина залегания подошвы турона —250 м (скв. к-12). В плане форма складки и ее простирание на структурных картах по турону и сармату в основном совпадают, хотя некоторые ее детали несколько изменяются. Размер структуры но подошве сармата несколько больше, а углы падения пород на крыльях более пологие, чем по подошве турона. На месторождении Восточный Жетыбай известны четыре залежи нефти и газа в келловей-ааленском этаже нефтегазоносности.
Байосский подэтаж содержит в разрезе IXa подгоризонта нефтяную залежь высотой 26 м.
Ааленский подэтаж нефтегазоносности включает два продуктивных горизонта.
XII продуктивный горизонт подразделяется на XIIa и XIIб подгоризонты, из которых XIIa вмещает нефтяную залежь с газовой шапкой, а ХIIб — чисто нефтяную. Высота газовой шапки первой залежи 14 м, нефтяной части 55 м. Высота нефтяной залежи XIIб подгоризонта 9 м.
XIII продуктивный горизонт включает чисто газовую залежь высотой 32 м.
Рассматривая сравнительную характеристику нефтей центральной подзоны нефтегазонакопления, следует отметить, что содержание асфальтовосмолистых веществ на Жетыбае меньше, чем на месторождениях северной подзоны нефтегазонакопления, и больше, чем на месторождениях южной подзоны.
На Восточном Жетыбае нефти более тяжелые, чем на Жетыбае, и сходные по характеристике с карамандыбасскими из горизонтов XI и XII.
Южная (Каржау-Tенгинская) подзона нефтегазонакопления приурочена к одноименной антиклинальной зоне. Ее восточное замыкание в настоящее время по изучено. По-видимому, продолжением ее на юго-восток служит Кокумбай-Куландинская зона поднятий, а далекое периклинальное окончание подзоны, вероятно, осложнено локальной структурой Кансу. В пределах Кокумбай-Куландинской зоны поднятий южная зона нефтегазонакопления может быть связана с зонами литофациальных изменений.
Длина описываемой антиклинальной зоны 35 км, ширина ее варьирует от 45 м до 5 км; амплитуда 160 м (по кровле I продуктивного горизонта). Простирание северо-запад — юго-восточное.
Размеры локальных поднятий, осложняющих южную антиклинальную зону, следующие: длина — от 7,5 до 23,5 км, ширина — от 3 до 5 км.
С локальными поднятиями этой подзоны нефтегазонакопления связаны четыре месторождения, — Южный Жетыбай, Актас, Тасбулат и Тенге (рис. 71).
Месторождение Тенге приурочено к одноименной брахиантиклинальней складке, ориентированной в субширотном направлении. Размер ее по подошве валалжинского яруса в контуре изогипсы —1200 м составляет 20х3 км. Свод складки узкий, удлиненный, располагается в районе скв. 5, 26, 27. Крылья и периклинали асимметричны. Западная периклиналь узкая и примерно в 2 раза длиннее восточной.
Амплитуда складки по валанжипскому ярусу составляет 100 м, а углы падения крыльев на севере 4°, на юге 5°. Амплитуда складки по бату 140 м, а углы падения 6°—6° 30'. На данном этапе изученности выявить наличие дизъюнктивных нарушений на структуре не удалось.
Промышленные скопления нефти и газа на месторождении связаны с келловей-ааленским этажом нефтегазоносности. Всего обнаружено 17 залежей нефти и газа (рис. 72, 73).
Келловей-батский подэтаж.
I пачка содержит залежь газа лишь в 16 подгоризонте. Высота залежи 95 м.
II продуктивный горизонт вмещает газовую залежь высотой 138 м.
III+IV продуктивный горизонт включает также газовую залежь высотой 81 м.
В разрезе V продуктивного горизонта выделяется газовая залежь высотой 48 м.
Байосский подэтаж.
VI продуктивный горизонт подразделяется на VIa и VIб + в подгоризонты, в которых обнаружены газовые залежи с нефтяными оторочками. Высоты газовых частей этих залежей составляют соответственно 124 и 83 м; высоты нефтяных оторочек соответственно 6 и 25 м.
VII продуктивный горизонт вмещает две газовые и одну нефтяную залежь, литологически ограниченную со всех сторон плохо проницаемыми породами. Она вскрыта скв. 10. Газовая залежь, приуроченная к основному своду структуры, имеет высоту 49 м. Вторая, литологически экранированная, газовая залежь, выявленная на западной периклинальной части структуры, вскрыта скв. 11.
VIII продуктивный Горизонт содержит две залежи — газовую и нефтяную. Обе литологически экранированы. Газовая залежь, вмещаемая коллекторским пластом (мощность 8 м), в кровле горизонта вскрыта скв. 14, нефтяная, выделяемая в песчаном пласте в нижней части горизонта, вскрыта скв. 14 и 27.
X продуктивный горизонт вмещает газовую залежь с нефтяной оторочкой. Высота газовой части залежи 25 м, нефтяной оторочки — 11 м.
XI продуктивный горизонт подразделяется на XIa и XI, подгоризонты, причем XIa вмещает газовую залежь с предполагаемой нефтяной оторочкой, XI6 — чисто газовую залежь. Высота газовой части залежи, выделяемой в XIa подгоризонте, — 21 м, предполагаемой нефтяной оторочки — 3 м. Залежь, возможно, имеет наклонный водонефтяной контакт. В подгоризонте XIб высота газовой залежи 33 м.
Ааленский подэтаж.
XII продуктивный горизонт вмещает чисто газовую залежь и предполагаемую нефтяную залежь, литологически ограниченную со всех сторон плохо проницаемыми породами, выделяемую в 40-м, плотном пласте, разделяющем XI и XII горизонты. Залежь вскрыта скв. 2В. Высота газовой залежи 47 м.
XIlI продуктивный горизонт включает газовую залежь с предполагаемой нефтяной оторочкой. Высота газовой части 16 м, предполагаемой нефтяной оторочки — 3 м.
Получение в процессе разведки месторождения непромышленных притоков нефти (скв. 2) и газа (скв. 6) из нижнеюрского подэтажа нефтегазоносности позволяет считать эти отложения достаточно перспективными.
В среднем нефти месторождения Тенге легкие (плотность 0,851), с небольшим содержанием бензиновых и керосиновых фракций и высокими начальными температурами кипения, В этом отношении нефти Тенге близки к нефтям месторождения Карамандыбас. Тенгинская нефть характеризуется более высоким содержанием парафина (24%), чем нефти других месторождений Мангышлака, и несколько меньшим содержанием асфальтово-смолистых веществ (12% против 16% в нефтях Узени и 14% в нефтях Жатыбая).
Углеводородный состав определен для нефтей из горизонта VI. Нефть, как и на других месторождениях Жетыбай-Узеньской зоны, метанового типа. Следует отметить лишь более высокое содержание метана (17%) по сравнению с нефтями Узени, Карамандыбаса и Жетыбая (7—9%),
На Тенге и Тасбулате отмечается повышенное содержание ароматики в конденсате. Выход стабильного конденсата составляет на Тенге 48—64, на Тасбулате 62—78, на Жетыбае до 102 см3/м3 (данные СредАзНИИГаза),
Попутные газы Тенгинского месторождения являются наиболее легкими по сравнению с газами других месторождений Мангышлака; их плотность составляет всего 0,593—0,684 (горизонты II и IV). По составу они типично метановые — от 82,2% в горизонте II до 93,5% в горизонте III+IV — с суммарным содержанием тяжелых углеводородов, не превышающим 10—14% (горизонты II—III+IV). Концентрация азота в газах всех горизонтов меньше, чем на других мангышлакских месторождениях, и не превышает первых процентов при экстремальных значениях от 0,3 (Ю-III) до 7,6% (Ю-IV). Углекислый газ присутствует в относительно ограниченных количествах — 0,2 (Ю-II) — 2,3% (Ю-V). Окись углерода — один из индикаторов окислительных реакций — отмечается лишь в единичных анализах в количестве 0,2—0,7%. Наименьшая концентрация аргона составляет 0,003%, причем минимальное и максимальное значения отмечены в разрезе одного и того же горизонта VI.
Газовые залежи с нефтяными оторочками горизонта VI содержат преимущественно метановый (метана 88,23%, высших гомологов 0,98%), слабоазотистый (3,95%) газ. Содержание прочих компонентов незначительное: углекислого газа 0,33%, окиси углерода 0,26%. Плотность низкая — 0,616
Газ с конденсатом горизонта V по составу является типично азотисто-метановым. Содержание метана 71,7%, азота 18,1%; доля тяжелых гомологов невелика — 5,1%, Обращает на себя внимание наличие сероводорода в количестве 3,65%.
Месторождение Тасбулат на основании имеющихся в настоящее время геологических и геофизических материалов по IIIг отражающему горизонту (подошва готерива) приурочено к узкой антиклинальной складке, вытянутой в субширотном направлении. Складка оконтурена единственной сейсмоизогипсой с отметкой —1325 м. Размер структуры в пределах этой изогипсы 5,8x1,5 км, амплитуда порядка 25 м. Структура характеризуется пологим сводом и резко асимметричным строением крыльев. Юго-восточная периклиналь по отражающему реперу выражена более четко, чем северо-западное окончание структуры.
Структурный план по подошве неокома по данным бурения совпадает с планом по IIIг отражающему горизонту.
На структурной карте по кровле I продуктивного горизонта наблюдается некоторое увеличение углов падения крыльев и периклиналей структуры и увеличение ее амплитуды. Наивысшая абсолютная отметка кровли I горизонта —1660,9 м (скв. 1). Складка оконтуривается изогипсой —1720 м. Прогиб, отмеченный в районе скв. 18 по подошве сенон-турона, с глубиной проявляется более четко — если амплитуда его по подошве неокома составляет лишь 15 м, то по кровле I горизонта она равна 20—25 м.
Структурный план по кровле XI горизонта полностью совпадает с планами вышележащих горизонтов. С глубиной структура становится более четкой и вытянутой. Отмечается значительное увеличение углов наклона ее крыльев — до 5° на северном крыле и до 11,5—12° на южном.
Нa месторождении Тасбулат в настоящее время выявлено 17 газонефтяных залежей, которые приурочены к келловей-ааленскому и нижнеюрско-триасовому этажам нефтегазоносности (рис. 74, 75).
Келловей-батский подэтаж.
I продуктивный горизонт вмещает газовую залежь с предполагаемой нефтяной оторочкой 22 м.
II продуктивный горизонт подразделяется на IIa и IIб подгоризонты, в пределах которых выделяются газовые залежи с нефтяными оторочками. Высоты газовых частей залежей составляют соответственно 46 и 43 м, нефтяных оторочек — 14 и 9 м.
Пачка III продуктивна лишь в отложениях IIIa подгоризонта. Здесь выделяется чисто газовая залежь высотой 23 м.
IV продуктивный горизонт подразделяется на IVa и IVб подгоризонты. Оба вмещают чисто газовые залежи с высотами соответственно 9 и 10 м.
V продуктивный горизонт, как и вышележащий, подразделяется на два подгоризонта — Va и Vб, в разрезах которых выделяются газовые залежи. Высоты их составляют соответственно 27 и 14 м.
Байосский подэтаж.
VI продуктивный горизонт вмещает три газовые залежи, приуроченных к VIa, VIб и VIв подгори зонтам. Высоты залежей составляют соответственно 31, 21 и 9 м.
VII продуктивный горизонт включает газовую залежь, высота которой 13 м,
XI продуктивный горизонт вмещает две залежи — газонефтяную и газовую, литологически экранированную, вскрытую скв. 7. Высота газовой части первой залежи составляет 68 м, нефтяной 21 м.
Ааленский подэтаж.
XII продуктивный горизонт содержит газовую залежь, приуроченную к сводовой части структуры, и газовую литологически экранированную залежь, выделяемую в районе скв. 7. Высота первой залежи 92 м.
Нижнеюрский подэтаж.
XIV пачка продуктивна лишь в подошвенной части. Здесь выделяется XIVб подгоризонт, который вмещает газовую литологически экранированную залежь.
Свойства нефтей месторождения Тасбулат меняются в довольно широких пределах. Есть легкая нефть (скв. 1, горизонт XIV) плотностью 0,79, содержащая значительное количество легких компонентов, выкипающих до 300° С (63%), и есть нефть (скв. 5, горизонт I) плотностью 0,90, в которой целиком отсутствует бензиновая фракция (начальная температура кипения нефти 200'° С). Однако средние данные но свойствам нефтей месторождения Тасбулат свидетельствуют об их сходстве с нефтями перечисленных выше месторождений. Они парафинистые, смолистые, с незначительным содержанием легких компонентов. Углеводородный состав определен для одной нефти из скв. 1 (горизонт XIV). Нефть метановая (77% метановых углеводородов), с небольшим содержанием ароматических углеводородов (9%) в бензиновой фракции, что характерно для всех изученных нефтей п-ова Мангышлак.
Попутные газы месторождения отличаются умеренно высоким и довольно стабильным содержанием метана — от 78,2 (горизонт Ю-V) до 89,7% (горизонт Ю-VI) и небольшими концентрациями тяжелых углеводородов, не превышающими 10—15%. Резко отличен по составу газ горизонта Ю-I, где концентрации метана и его тяжелых гомологов составляют соответственно 46,3 и 36,4%. Плотность газа пачки Ю-I высокая — 0,962. Газы остальных горизонтов отличаются непостоянным и относительно невысоким содержанием азота — до 11,8% (V). Для Тасбулата характерно наличие наиболее тяжелых конденсатов. Газовые части залежей I и II горизонтов Тасбулата характеризуются увеличением содержания гомологов — до 16,1—16,6% против 9,3—11,5% в газовых залежах остальных горизонтов.
Месторождение Aктаc расположено к северо-западу от Тасбулатского месторождения. На структурной карте по IIIг отражающему горизонту поднятие предположительно оконтуривалось изогипсой —1325 м. Размер его принимался равным 6х2,5 км, амплитуда 30 м. Наличие структуры подтвердили скв. 3, 4. Амплитуда ее по среднеюрским отложениям составляет приблизительно 20—25 м, размер около 2,5х1,5 км. Незначительный объем опробовательских работ, проведенный к настоящему времени на данной структуре, не позволяет составить четкого представления о ее нефтегазоносности. Однако получение притока газа пластоиспытателем в скв. 1 из XlI горизонта (интервал 2435—2450 м) и положительная характеристика по каротажу XIV горизонта (2740—2850 м) позволяют рассчитывать на открытие здесь залежей нефти и газа, которые могут иметь промышленное значение.
Месторождение Южный Жетыбай по отложениям неокома и юры приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания размером 7x3 км и амплитудой 60 м (рис. 76). Гипсометрически свод структуры на 150 м ниже свода Жетыбайской складки и на 50 м ниже Актасской.
На Южном Жетыбае залежи нефти и газа известны лишь в келловей-ааленском этаже нефтегазоносности (рис. 77 и 78).
Келловей-батский подэтаж.
В пачке V нефтяную залежь вмещает Vб подгоризонт.
Пачка VI содержит нефтяную залежь в VIa + б подгоризонте.
Ааленский подэтаж.
X продуктивный горизонт вмещает газовую залежь высотой 13 м.
Задачей разведки в настоящее время является завершение бурения и опробование всех скважин — скв. 1, 2, 3, 31 и 95 с целью выявления характера насыщения остальных горизонтов юрской продуктивной толщи, оконтуривания и оценки запасов уже выявленных залежей.
В пределах Каржау-Тенгинской подзоны нефтегазонакопления наблюдается тенденция некоторого увеличения содержания асфальтово-смолистых веществ в направлении Тасбулат — Тенге; содержание светлых фракций, выкипающих до 300°, увеличивается от Тенге к Тасбулату (28—37%). Для месторождений Тенге и Тасбулат характерно увеличение содержания ароматических углеводородов соответственно до 20 и 30% в бензиновых фракциях против 10—15% на Узени, Жетыбае и Карамандыбасе.
Если проследить изменение содержания ароматических углеводородов по линии Карамандыбас — Тенге — Тасбулат, т. е. по направлению погружения, видно, что наименьшее их количество отмечается в конденсатах Карамандыбаса, наибольшее — в конденсатах Тасбулата (соответственно 2,5—12,16%). Содержание метановых углеводородов меняется в обратном порядке: 54—60— 55%, а нафтеновых углеводородов — менее заметно: 33,5—28—29%.
Сравнивая характеристики нефтей известных в настоящее время месторождений, осложняющих Жетыбай-Узеньскую зону нефтегазонакопления, можно отметить, что нефти Узени, Карамандыбаса и Восточного Жетыбая тяжелее нефтей Жетыбая, Тенге и Тасбулата.
Нефти Узени, Жетыбая и Карамандыбаса почти не различаются по своим свойствам. Исключение составляют Тасбулат и Курганбай. На первом из них наблюдается уменьшение плотности, содержания смол и увеличение выхода светлых (до 300°) фракций в нефти по сравнению с нефтями Узени, Жетыбая и Карамандыбаса. На Курганбае обнаружена еще более легкая нефть. Тенгинские нефти отличаются от нефтей других месторождений большим содержанием парафина (24% в нефтях Тенге против 16—21% в нефтях других месторождений). Из рассмотрения углеводородного состава бензиновых фракций нефтей следует, что нефти месторождений Тенге и Тасбулат содержат больше легких ароматических углеводородов, чем нефти других месторождений. Несмотря на эти различия, в общем нефти месторождений Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления относятся по типу к легким и средним, высоко-парафинистым, смолистым и высокосмолистым, малосернистым, с небольшим содержанием легких компонентов. Пo углеводородному составу бензиновых фракций нефти относятся к метановым: содержание метановых углеводородов составляет 68%, ароматических 10%, нафтеновых 22%.
В свойствах и составе конденсатов проявляется следующая закономерность: по линии Карамандыбас — Тенге — Тасбулат, т. е. в направлении погружения структур, увеличивается плотность конденсатов и содержание в них ароматических углеводородов и высококипящих компонентов. Такая закономерность может косвенно свидетельствовать о вертикальной миграции и единстве конденсатов месторождений Карамандыбас — Тенге — Тасбулат. Сходство углеводородных составов нефтей и конденсатов различных месторождений также говорит об их генетическом родстве. Растворенные нефтяные газы в значительной степени обогащены этапом (до 16%) и высшими углеводородами. Содержание метана колеблется в них от 59 до 86%. Присутствуют в газах и неуглеводородные компоненты. Содержание углекислого газа достигает 2,1%, азота — 5,8%.
Несмотря на существенные различия компонентного состава, газы рассмотренных месторождений в общем однотипны и характеризуются резким преобладанием углеводородов при более или менее значительных концентрациях азота, углекислого газа и некоторых других неуглеводородных компонентов.
В зависимости от соотношений метана и его высших гомологов выделяются «сухие», «средние» и «жирные» газы.
Наличие окиси углерода и безаргонного азота в составе газов большинства залежей позволяет предположить развитие окислительных процессов в пластовых условиях. Концентрации отдельных компонентов в составе газов определяются по соотношению с другими углеводородами (попутных газов, газовых шапок, газоконденсатных и свободных залежей) и пластовыми условиями (температурой, давлением, типом коллектора, степенью изолированности залежи и т. д.).
Намечаемая однотипность химического состава газов может служить косвенным указанием на наличие единого источника углеводородов при их миграции и образовании залежей нефти и газа, осуществляющихся, вероятно, в один и тот же период геологического времени.
Отсутствие четких, выдержанных закономерностей распределения физикохимических свойств газов по разрезу продуктивной толщи и площадям нефтегазоносности отдельных горизонтов и месторождений может косвенно свидетельствовать о сравнительной молодости залежей или относительно недавнем времени их переформирования п образования в современном виде.
Дифференциация флюидов в залежах обусловливает существенные изменения физико-химических свойств газов на различных гипсометрических уровнях одного и того же горизонта. Указанное обстоятельство в сочетании с ограниченным количеством анализов весьма затрудняет сопоставление свойств газов по продуктивным горизонтам и месторождениям, возможно, затушевывая имеющиеся закономерности. Последние могут быть выявлены лишь при наличии данных исследования газов отдельных залежей, отобранных в идентичных пластовых условиях, и соблюдении единой методики отбора и лабораторного анализа.
Для газов месторождений Жетыбай-Узеньской зоны характерны весьма значительные колебания концентрации тяжелых углеводородов (от 7,7 до 60,4%) при относительно небольшом содержании азота (лишь в некоторых залежах Жетыбая оно достигает весьма высоких значений — до 25%), Количество углеводородного газа, составляющее от 0,6 до 2,6%, приобретает отчетливую тенденцию к увеличению в газах, обогащенных тяжелыми углеводородами. Прямая зависимость концентрации азота от глубины залегания выдерживается при сравнении Жетыбайского и Узеньского месторождений. Для последнего, расположенного гипсометрически выше, содержание указанного компонента в целом по продуктивной толще сокращается. В свою очередь, возрастание доли азота способствует увеличению неоднородных фазовых систем в залежах.
Таким образом, в пределах Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления весьма четкие геологические показатели позволяют наметить положение соответствующих подзон.
Как всякие тела, нефть и вода обладают энергией в соответствии с положением в пространстве и окружающей обстановкой. С этой точки зрения состояние тела характеризуется его потенциалом, т. е. энергией, отнесенной к единице массы. Если потенциал на некотором участке пласта изменяет свое значение, то нефть или вода перемещаются в направлении его уменьшения. Поэтому углеводороды и вода мигрируют из районов высоких энергетических уровней к районам низких энергетических уровней, приобретая, наконец, состояние покоя в положении, соответствующем ловушкам для нефти. Последние представляют собой участки низких потенциалов, вплотную окруженные участками более высоких потенциалов и непроницаемыми породами. Следовательно, ловушки для нефти являются зонами низкой энергии.
Если принять, что элемент нефти или воды в любой точке обладает потенциальной энергией (в соответствии с окружающей его обстановкой), то эта энергия, отнесенная к единице массы, может быть названа потенциалом элемента — F. Если бы по всему данному участку пласта потенциал нефти или воды во всех точках являлся постоянным, то для перемещения их из одного пункта в другой при отсутствии трения не потребовалось бы никакой работы. Отсюда следует, что неуравновешенные силы окружающей среды не будут воздействовать на элемент нефти или воды и не произойдет никакого движения. Если же потенциал в различных точках рассматриваемого района будет равным, то потребуется затратить работу для перемещения элемента нефти или воды из точки более низкого потенциала в точку более высокого. В этом случае неуравновешенные силы окружающей обстановки должны оказывать влияние на флюид (нефть или воду), стремясь передвинуть его в направлении более быстрого падения потенциала.
Потенциал флюида (воды или нефти) — F в данной точке есть количество работы, необходимое для перемещения массы нефти или воды от некоторой произвольно выбранной поверхности сравнения к положению в рассматриваемой точке,
М.К. Хабберт вывел следующую формулу потенциала флюидов:
где g — ускорение силы тяжести; V — удельный объем флюида.
где р — плотность флюида.
Подставляя значения V в уравнение (1), получаем:
где р — давление в данной точке; Z — абсолютная отметка замера давления. Значение Z0 в формуле принимается равным нулю, т. е. уровню мирового океана; р0 = 1 кГ/см2.
В упрощенном виде формула приобретает следующий вид:
Так как Z и р нефти или воды в принципе могут быть определены в любой точке пласта, и потенциал флюида зависит только от этих величин и плотности флюидов, его можно также определить в любой точке пространства, которую занимает нефть или вода.
Потенциалы нефти и воды были рассчитаны для пяти месторождений Мангышлака (Узень, Жетыбай, Карамаидыбас, Тенге, Тасбулат). При этом были использованы только данные начальных давлений; значения современных давлений не использовались вследствие сложного взаимного влияния скважин (табл. 12).
Рассмотрим движение нефти в пласте на примере III (XV) продуктивного горизонта месторождения Узень. На этом месторождении наблюдается общее направление движения флюидов, как и на всех известных месторождениях Жетыбай-Узеньской структурной ступени, с юга на север. На такое направление миграции указывали в своих работах Е.А. Барс, Л.И. Морозов, С.Е. Чакабаев, Ю.С. Кононов и др.
В настоящее время трудно сформулировать окончательные выводы о закономерностях размещения скоплений нефти и газа на территории рассматриваемых нефтегазоносных областей.
Относительно большое количество данных по территории Южного Мангышлака позволило еще раньше высказать мнение о том, что в направлении регионального погружения юрских отложений газонасыщенность их заметно возрастает. Однако необходимо учитывать, что сделанное заключение основано главным образом на анализе данных по одной Жетыбай-Узеньской зоне нефтегазонакопления. В результате длительно проводящихся испытаний в скв. 1 на Курганбайской площади получен приток нефти — 0,75 м3/сутки из кимериджских отложений (интервал 2690—2635 м) и 1,5 м3/сутки из отложений батского яруса (горизонт IO-II, 3125—3085 м). Нефть Курганбая отличается малой плотностью (0,8093— 0,8177 в/см3) и большим содержанием бензиновых фракций (до 25%).
Факт получения хотя и непромышленного притока нефти из горизонта Ю-II на площади Курганбай можно оценить как явное отклонение от высказанного выше заключения об увеличении газонасыщенности юрских отложений с погружением их в область депрессии. Вместе с тем весьма резкое различие свойств нефтей Курганбайской площади и Жетыбай-Узеньской зоны может свидетельствовать об образовании легкой нефти горизонта Ю-II на Курганбае в результате перетока углеводородов в виде газоконденсата из нижних горизонтов разреза. Основное же количество газоконденсатной смеси, вероятно, осталось заключенным в нижних горизонтах.
На возможное присутствие газовых и газоконденсатных залежей в Курганбае указывают также интенсивные газопроявления в растворе в процессе бурения скв. 7. Обращает на себя внимание и высокая температура пластовых вод, достигающая на глубине до 3000—3300 м 150,8—160° С. При такой аномально высокой температуре намного усложняется процесс бурения скважин.
Все сказанное выше о результатах предварительных испытаний на площади Курганбай не помогло выяснению закономерности размещения скоплений нефти и газа.
Следует добавить, что в пределах подзон Жетыбай-Узеньской зоны нефтегазонакопления намечается тенденция повышения газоносности юрских коллекторов в ловушках, расположенных гипсометрически выше. Так, в пределах Актас-Тенгинскои подзоны заметно повышается газонасыщенность Тенгинского месторождения по сравнению с Тасбулатским, расположенным примерно на 300 м глубже. Газонасыщенность Узеньского месторождения существенно выше, чем Карамандыбасского (Узень расположено на 100 м выше). He исключено, что отмеченная тенденция является следствием региональной миграции углеводородов.