Геология нефти и газа

В надсолевых образованиях развиты терригенные коллекторы. В отложениях перми, триаса, средней юры, неокома - апта и неогена выявлено свыше 20 нефтегазоносных горизонтов. Мощность продуктивных горизонтов изменяется от   1  до  60 м. Основные нефтяные продуктивные горизонты в надсолевом комплексе относятся к средней юре.

В подсолевых отложениях газовые, газоконденсатные и нефтяные местоскопления связаны в основном с карбонатными отложениями карбона и перми. Исключение составляет Карпенковский район, где продуктивны отложения среднего и верхнего девона. На северном и юго-западном бортах впадины развиты преимущественно газоконденсатные залежи, на восточном и юго-восточном - нефтяные и газонефтяные.

В пределах мегасинеклизы выделяются пять нефтегазоносных областей: Северо-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская, Урало-Эмбинская, Приморская и Астраханская.

Большинство местоскоплений Восточно-Прикаспийской и Урало-Эмбинской областей связаны с соляными куполами; структуры как правило, разбиты нарушениями на отдельные блоки. Основная часть залежей контролируется антиклинальными перегибами пластов надсолевого комплекса. Широко распространены тектонически экранированные залежи, характерны также приконтактные залежи, экранированные крутым склоном соляного купола, а в отдельных тектонических блоках встречаются стратиграфические и литологические залежи.

 

Рисунок 7 - Геологический профиль через  Каратонско-Тенгизскую зону нефтегазо-накопления (по Н.А. Литиевой и СУ. Утегалиеву).

1 — соль; 2 — залежи нефти; 3 — нарушения

 

В Приморской области местоскопления связаны с глубокопогруженными соляными куполами. Структуры этих местоскоплений слабонарушенные и мало отличаются от платформенных. Залежи нефти обнаружены и в подсолевых отложениях (рис.7).

 

Рисунок 8 - Кенкиякское нефтяное местоскопление (по И.Б. Дальяну).

а - структурная карта по кровле нефтеносного пласта;   б - геологический разрез через купол Кенкияк. 1 - скважины, вскрывшие подсолевые отложения; 2 - изогипсы, м; 3 - продуктивные горизонты

 

Местоскопления Северо-Прикаспийской и Астраханской областей связаны в основном с подсолевым комплексом и приурочены к структурам ненарушенного простого строения. В разрезе некоторых местоскоплений предполагается развитие рифогенных ловушек.

К числу наиболее известных и типичных местоскоплений Прикаспийской нефтегазоносной провинции относятся Кенкиякское, Карачаганакское, Астраханское и Тенгиз.

Кенкиякское нефтяное место скопление (рис. 8) расположено в среднем течении Эмбы (Кенкиякский нефтегазоносный район), юго-западнее Актюбинска. Оно связано с соляным куполом, залегающим на глубине 500 м. Нижняя часть надсолевого комплекса (преимущественно терригенные пермо-триасовые отложения) залегает с большими углами падения, разорвана сбросами. Верхняя часть разреза (песчано-глинистые отложения юры, нижнего и верхнего мела) образует обширное пологое поднятие без разрывных нарушений.

Рисунок 9 - Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление

(по А,А. Голову, СМ. Камалову, Л.Г, Кирюхину, В.Н. Копытченко).

а - структурная карта по кровле продуктивных отложений нижней перми; б -геологический профиль по линии /-/. 1 - изогипсы, м; контакты: 2 - газонефтяной, 3 - водонефтяной; 4 - газ; 5 – нефть

 

В разрезе местоскопления выявлено около 20 нефтяных залежей в надсолевом комплексе (стратиграфический диапазон пермь - мел) и нефтяная залежь в подсолевых артинских отложениях, вскрытая на глубине около 4 км. Все продуктивные горизонты связаны с терригенными отложениями. Мощность их достигает нескольких десятков метров. Залежи нефти сводовые, тектонически экранированные и структурно-литологические. Принципиальное значение имеет открытие здесь нефтяной залежи в нижележащих рифогенных образованиях карбона.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление  (рис. 9) открыто в 1979 г. на северном борту мегасинеклизы, в 115 км восточнее Уральска. "Приурочено  к крупному поднятию с размерами 31 х 16 км и амплитудой  более 1000 м. Структура имеет три свода - западный, центральный и восточный. Продуктивны нижнепермские и каменноугольные отложения.  Коллекторы представлены известняками и доломитами. Глубина залежи 3750-4850 м. Нефтегазоконденсатная залежь связана с массивным резервуаром и имеет, по-видимому, нефтяную оторочку.

Астраханское  газоконденсатное  местоскопление   (рис. 10) обнаружено в 1977 г. Приурочено  к крупному поднятию, выявленному в 1968-1970 гг. сейсморазведкой. Размеры поднятия по изогипсе -4100 м 90 х 35 км. Залежь газоконденсатная (30 х 25 км), связана с известняками среднего карбона. Резервуар массивного типа. Состав газа отличается большим содержанием сероводорода  (20,7-22,5 %)  и углекислого газа  (17,9-21,55 %). На базе месторождения построен газохимический комплекс.

 

Рисунок 10 - Астраханское газоконденсатное местоскопление (по Г-Н. Иванову, О.С. Обрядчикову). а — структурная карта по кровле продуктивных карбонатных отложений башкирского яруса; б — геологический профиль по линии /—/. 1 — изогипсы, м; 2 — разрывные нарушения; 3 — газ; 4 — газоводяной контакт

 

Тенгизское нефтяное местоскопление (см. рис. 7) приурочено к крупному рифу. Приток легкой (0,805 г/см³) нефти получен из нижнекаменноугольных отложений. Глубина залежи около 5 км. На базе этого месгоскопления планируется построить крупный многоцелевой Геохимический комплекс с участием иностранных фирм.

4 Особенности геологического строения  месторождения Доссор 

 

Месторождение Доссор было открыто  в 1909 г. и в настоящее время  считается отработанным, истощенным. Но для выявления новых залежей  нефти и газа в периферийных и  глубоких частях этого соляного купола (по аналогии с соседним месторождением Макат) оно представляется еще не до конца изученным и перспективным.

Немного истории. Еще в 1857, 1874 и 1886 гг. в районе Доссор (рис. 12) отмечались признаки нефти. Разведочные работы были начаты в 1892 г. нефтепромышленником Н.Н. Леманом. По его инициативе в 1908-1909 гг. пробурили три скважины, по тем временам глубокие, разведочные, и с глубины 47-60 м были получены притоки нефти дебитом от 1 до 1,7 т/сут.

В 1911 г. в разведочной скважине % (в числителе номер скважины, в  знаменателе номер участка) с  глубины 226 м, из юрского горизонта III на Основном промысловом участке, ударил первый мощный фонтан нефти дебитом 12000 т/сут. В том же 1911 г. месторождение Доссор вступило в разработку. В последующие годы промышленные притоки нефти на Основном промысловом участке были получены из юрских горизонтов I и II. Так началась нефтедобыча в Казахстане.

В 1914 г. скважина № 9 на участке 185 с  глубины 290,4-292,6 м также дала промышленный приток нефти 6,5 т/сут. из среднеюрских горизонтов. На другом участке - Северном Доссоре в скважине 366 с глубины 252-254 м, что соответствует интервалу залегания среднеюрских отложений, также был получен промышленный приток нефти 2,6 т/сут.

Месторождение Доссор стало опытной  и эталонной площадью, где впервые  в Казахстане, в те времена на Южной Эмбе, проводились гравиметрические (с 1925 г.), электрометрические (1931-1932 гг.) и сейсмические (с 1932 г.) исследования для определения природы поднятий, конфигурации соляного ядра, внедрения  в промысловую практику электрического каротажа скважин. В 1935-1936 гг. на Доссоре  проводилась газовая съемка. Все  отработанные здесь геофизические  методы исследования в новых модификациях сыграли неоценимую роль в открытии и изучении многих месторождений  Прикаспийской нефтегазоносной  провинции.

Примечательно также и то, что  еще в 1930 г. геологи пытались достать  подсолевую нефть. Для этого бурились скважины № 303, 304 и 305, которые из соли не вышли, но дали очень важную информацию о строении соляного купола Доссора и вообще о глубинном строении всего региона. Скважина N“303 глубиной 2156 м прошла посоли 1534 м, скважина №304 глубиной 2804-2060 м.

Первая модель строения всего соляного купола Доссора была составлена в 1934 г. по итогам сейсморазведки методом  преломленных волн.

В 1951 -1952 гг. по результатам сейсмических работ методом отраженных волн и  корреляционным методом преломленных волн были выявлены крутые склоны соляного ядра на западном и восточном крыльях. В целях обнаружения залежей  нефти за крутым склоном соли была пробурена скважина № 386, которая  при забое 2280 м не вскрыла соли и прошла по пермотриасовым отложениям 960 м. В 1955 г. по сейсмическим материалам на западном крыле Доссора одним из первых на Южной Эмбе обнаружен соляной карниз.

Начальные балансовые запасы месторождения  Доссор составляли 8126 тыс. т нефти  и 31,4 млн м3 газа. За сто лет добыто более 5 млн т нефти.

Таким образом, можно сделать вывод, что все или почти все проблемы, с которыми в настоящее время  сталкивается геолог при изучении любого соляного купола, берут свое начало с месторождения Доссор. Поэтому  Доссор - не только начало нефтедобычи  в Казахстане, но и первенец изучения основного нефтедобывающего региона  страны - Прикаспия. В этом регионе сосредоточена львиная доля отечественных разведочных запасов нефти и газа с которыми связаны стратегически важные перспективы приращения запасов и наращивания темпов добычи нефти и газа в стране.

Геологическое строение и формирование купола Доссор. В разрезе данного  месторождения скважинами изучены  отложения кунгурского яруса нижней перми, мезозоя и кайнозоя.

 

Рисунок 11 - Литолого-стратиграфический разрез месторождения Доссор

 

Кунгурский ярус представлен каменной солью с редкими прослоями песчаноглинистых пород и гипса. Судя по кернам из скважин № 303 и 304, которые прошли по соли 1534 и 2060 м соответственно, наблюдается перемятость толщ с углами падения 55-70°. Выше соли находится кепрок толщиной 3 м, сложенный доломитами, черными глинами, мергелями, ангидритами, в которых присутствуют в большом количестве кристаллики пирита.

Пермотриасовые отложения подразделяются на две толщи. Верхняя, непосредственно залегающая на соли, сложена глинами серыми, зеленоватосерыми, коричневыми, с пропластками песка и песчаника, с включениями разноцветной гальки размерами от 1 до 5 см. На некоторых участках она представлена конгломератами. Среди глин местами встречаются обуглившиеся растительные остатки. Предположительно эта пачка относится к триасу. По Г.Е.-А. Айзенштаду и К.В. Антонову, на своде купола Доссор (скважина № 379 «на кепроке залегает известняково-глинистая свита нижнего триаса».

Нижняя толща пестроцветных (вишнево-красные, зеленые, коричневые) глин с прослоями песков, песчаников и алевролитов, которые встречены за крутым склоном соляного ядра, вероятно, относится к верхней перми. Вскрытая мощность пермотриасовых отложений -1775 м. Наиболее детально изучены юрские отложения, представленные на Доссоре нижним, средним и верхними отделами, которые обнажаются на своде купола. Нижняя юра сложена переслаивающимися серыми грубозернистыми песками, темно-бурыми глинами с прослоями алевролитов, обогащенных мелкими обуглившимися растительными остатками и слюдой. В верхней части встречаются прослои угля, в нижней прослои галечника и конгломерата. Толщина нижней юры достигает 110м.

Среднеюрские отложения состоят  из часто переслаивающихся серых  и темносерых, зеленовато-серых, иногда коричневато-бурых глин, песков и песчаников. Наблюдаются тонкие прослои глинистых сланцев и бурых углей. Толщина средней юры на своде купола 228 м и увеличивается на крыльях до 412 м.

Верхнеюрские отложения сложены  глинами зеленовато-серыми, темносерыми, серовато-зелеными с буроватым оттенком, известковистыми, с включением фауны и кристалликов пирита и с прослоями серого мелкозернистого песка, иногда мергеля. Толщина верхней юры - до 96 м.

Меловая система представлена готеривским, барремским, аптским, альбским, сеноманским ярусами, сложенными серыми, темно-серыми глинами, песками и песчаниками с включениями обуглившихся растительных остатков и обломков фауны. Нижняя часть разреза, относящаяеся к неокому, более уплотнена и породы имеют зеленовато-бурый и зеленовато-серый цвет. В разрезе баррема встречаются мергели, кирпично-красные и розовые глины. Толщина этой терригенной части меловых отложений более 800 м.

 

 

Рисунок 12 - Схематическая геологическая карта купола Доссор:

1 - предполагаемый крутой склон  соляного ядра;

2 - сбросы;

3 - залежи нефти и газа.

Крылья: СЗ -северо-западное; ЮЗ - юго-западное; В - Восточное.

Промысловые участки: I - Основная промысловая  площадь; II - участок 185; III - Северный Доссор

 

Выше залегают карбонатные отложения  турона-сенона, широко распространенные и обнаженные на дневной поверхности, толщиной более 400 м. Палеогеновые и неогеновые отложения встречены на далекой периферии и в межкупольных пространствах.

Месторождение Доссор приурочено к  соляному куполу, ядро которого имеет  в плане форму неравнобедренного  треугольника с длинной стороной, вытянутой в меридиональном направлении. Минимальная глубина залегания  соли на своде - 200 м. Соляное ядро купола Доссор соединяется через перешейки  с ядрами куполов Жангельды на севере, Толеген на юге, Макат на северо-востоке и Танатар на западе.

По материалам гравиметрии и  сейсмических исследований четко картируются межкупольные прогибы, окружающие купол Доссор и выполненные на 85% терригенными красноцветными отложениями верхней перми и нижнего триаса. Внутреннее строение этих отложений и характер их сочленения с соляным ядром купола не изучены. Предполагается развитие соляных карнизов на юго-западном и, возможно, на восточном крыльях купола, В межкупольных пространствах прогнозируется развитие «бессолевых» частей межкупольных прогибов и различных типов ловушек, приуроченных к остаточным, глубоко залегающим скоплениям соли и тектоническим, погребенным до юрского возраста нарушениям.

 

 

Рисунок 13 - Тектоническая схема района месторождения Доссор (по материалам геологической съемки, сейсмики и гравиразведки):

1 - тектонические нарушения;

2 - соляные ядра куполов, темнее  наиболее приподнятая часть в  пределах крутых склонов;