Классификация залежей нефти и газа Мангышлака

В настоящее время на Мангышлаке известны различные типы залежей нефти и газа. Классификацию единичных скоплений углеводородов впервые осуществил Институт геологии и геофизики, приняв за основу тип ловушки.

Как было сказано ранее, в пределах Мангышлака установлена промышленная нефтегазоносность меловых и юрских отложений, широко распространенных на этой территории и достигающих 2000 м мощности. Такая значительная по мощности и распространению толща, естественно, характеризуется многообразием типов залежей нефти и газа.

Степень геолого-геофизической изученности рассматриваемой территории позволяет в настоящее время, кроме классификации типов залежей, предложить классификацию по соотношению нефти, газа и воды. В основу предлагаемой классификации положены типы природных резервуаров и ловушек.

Как известно, при рассмотрении любой залежи необходимо охарактеризовать вместилище нефти и газа и объяснить причину их накопления в нем. Этот принцип положен в основу предлагаемой классификации залежей Мангышлака, в которой учтены условия залегания нефти и газа (рис. 79). Таким образом, тип залежей определяется строением продуктивных горизонтов (природных резервуаров по И.О. Броду) и ловушек, определяющих возможности образования скоплений нефти и газа.

В настоящее время на Мангышлаке можно выделить четыре типа залежей: структурные, стратиграфические, литологические и переходные.

Структурный тип залежей включает группу массивных и пластовых. Группа массивных залежей подразделяется на подгруппу сводовых, среди которых выделяются нарушенные и ненарушенные залежи. Группа пластовых залежей делится на подгруппу сводовых, которые также могут быть нарушенными и ненарушенными, и подгруппу экранированных, которые включают тектонически экранированные залежи.

Стратиграфический тип залежей включает группу пластовых, подгруппу экранированных и ряд стратиграфически экранированных залежей.

Литологический тип залежей подразделяется на две группы — пластовые и ограниченные со всех сторон. Группа пластовых включает подгруппы экранированных и ряд литологически экранированных. Группа ограниченных со всех сторон залежей включает подгруппу линзовидных. Последние подразделются на два рода — ограниченные плохо проницаемыми породами и ограниченные частично плохо проницаемыми и частично водоносными породами.

Переходный тип залежей представляет собой промежуточную форму между описанными выше типами скоплений нефти и газа.

Известные на Мангышлаке месторождения нефти и газа являются в основном многопластовыми. Преобладающее большинство залежей относится к типу структурных, группе пластовых, подгруппе сводовых (рис. 80). Имеются также тектопические и литологически экранированные залежи, к которым относятся залежи байос-ааленского этажа месторождения Узень, XIб подгоризонта Жетыбая, IVa и IXб подгоризонтов Карамандыбаса, VII и VIII горизонтов Тасбулата и др.

Литологически ограниченные залежи нефти и газа известны в VIII горизонте Жетыбая, II, X горизонтах Карамандыбаса, VII, XII горизонтах Тенге и др.

He исключена возможность обнаружения новых типов залежей и уточнения уже выявленных. Несомненно, что с появлением новых геолого-геофизических материалов в пределах Мангышлака будут открыты новые залежи нефти и газа, например, стратиграфически экранированные, и их многообразие будет еще большим. Пo мере детализации будет выявлено большее количество залежей, особенно это относится к роду тектонически и литологически экранированных залежей и к подгруппе линзовидных залежей.

Следует остановиться на переходном типе залежей в пределах Мангышлака. В настоящее время может быть выделена массивно-пластовая залежь в келловей-батском подэтаже на Уpеньском месторождении. Как известно, в пластах-коллекторах I—V (XIII—XVIII) горизонтов содержатся скопления нефти и газа. Средние отметки водонефтяных контактов приняты равными соответственно —1130, —1135, —1135, —1140, —1145, —1150 м, т. е. максимальная разница в приведенных отметках в толще пород мощностью свыше 300 м составляет всего 20 м. Отмечено значительное количество случаев слияния горизонтов (выклинивание глинистых разделов) как в присводовой части структуры, так и на ее периклиналях: III и IV (XV—XVI) в скв. 03, 51 (западная периклиналь складки), IV и V (XVI—XVII) в скв. 450 (присводовая часть структуры), Va и Vб (XVIIa и XVIIб) в скв. 64 и 440 и т. д. По-видимому, глинистые разделы не везде выдерживаются, и образуется единая массивная залежь нефти. Поэтому залежь нефти, приуроченную к келловей-батскому нефтегазоносному подэтажу, следует относить к типу массивных сводовых залежей. Что касается не совсем горизонтального положения водонефтяного контакта, то, на наш взгляд, это объясняется довольно значительной литофациальной изменчивостью терригенных образований рассматриваемой толщи.

Газовые шапки, имеющиеся почти во всех продуктивных горизонтах, характеризуются следующими газонефтяными контактами; I (XIII) горизонт — 825 м; II (XIV) — 900 м; IVa (XVI1) — 1000 м, IV6 (XVI2) — 1015 м; Va (XVa) — 1042 м; Vб (XVIIб) — 1061 м.

Разница в отметках газонефтяных контактов этих газовых залежей, приуроченных к сводовым частям Узеньской структуры, превышает 230 м. Поэтому их следует отнести к типу пластовых сводовых.

Таким образом, в келловей-батском подэтаже нефтегазоносности выделяются единая массивная нефтяная залежь и несколько пластовых газовых залежей. Это позволяет считать, что на месторождении Узень существует переходный тип залежи — массивно-пластовая газонефтяная залежь. He исключено, что в дальнейшем на территории Мангышлака будут обнаружены подобные или другого типа переходные залежи.

Следует отметить также наличие пока только отдельных залежей на Мангышлаке, имеющих наклонные водонефтяные контакты. Смещение этих контактов не подчиняется какой-либо закономерности. Наклонное положение контуров зафиксировано на крыльях и периклиналях, смещение залежей происходит в самых разных направлениях. Это явление, по-видимому, связано с резкой литолого-фациальной изменчивостью разреза, а также с наличием разрывных нарушений, часто малоамплитудных.

Кроме того, смещение залежей можно объяснить и следующим. Как уже отмечалось, в неоген-четвертичное время территория Южного Мангышлака претерпела интенсивное погружение. Произошло переформирование залежей, нарушилось равновесие в ловушке. Естественно, что по гравитационной теории распределения флюидов в природных резервуарах газ стремился занять наиболее высокое положение, далее следовала нефть, а затем вода. Поэтому процесс смещения залежей можно рассматривать как результат неустановившегося равновесия флюидов в ловушках после их переформирования. Исходя из этого, мы считаем, что на Мангышлаке будет обнаружено большое количество подобных залежей.

По соотношению газа, нефти и воды в ловушках на Южном Мангышлаке выделяются следующие группы залежей: чисто газовые, газовые с нефтяной оторочкой, нефтяные с газовой шапкой и нефтяные. Каждая из этих групп подразделяется на три класса: водонапорные, подстилаемые водой, безводные (рис. 81).