Геологическое строение и нефтегазоносность Южно-Мангышлакской нефтегазоносной области.

Мангышлак представляет собой часть эпипалеозойской зоны Туранской плиты; южный район (южнее хребта Каратау) — часть эпигерцинской зоны Скифско-Туранской платформы; центральный район — звено Донецко-Зеравшанской кордильеры, расположенной на месте глубинных разломов, рассекающих в субширотном направлении всю Скифско-Туранскую платформу, деля на северную эпикаледонскую и южную эпигерцинскую зоны и является гетерогенным геологическим образованием. На севере он граничит полуостровом Бозаши, с востока прилегает Северный Устюрт.

Южно-Мангышлакская нефтегазоносная область занимает одноименную впадину. Складчатым основанием служат герциниды. Как и другие, аналогичные по времени консолидации платформы имеет структурные этажи. Между фундаментом и осадочным чехлом располагается переходный (квазеплатформенный) комплекс сложенный пародами пермо-триаса и осадочный чехол сложенный юрско-палеогеновы и неоген – четвертичным возрастом. Фундамент сложен преимущественно терригенными и карбонатно-терригенными метаморфизованными толщами, зеленосланцевой фацией регионального метаморфизма, прорванными гранитными интрузиями. Стратиграфический диапазон его по-видимому, включает помимо перми, триаса и более древние осадки верхнего палезоя. Глубина залегания фундамента колеблется от 1 км - в пределах Карабогазского свода и до 9 км – в приосевой части Жазгурлинской впадины. Доюрский комплекс имеет наибольшую мощность в центральной зоне Южно-Мангышлакского прогиба - до 1500-2000 метров. Пермо-триасовый комплекс, относимый к верхнему структурному ярусу складчатого фундамента или промежуточному этажу, обнажается на поверхности, слагая хребты Каратау, а также вскрывается рядом глубоких разведочных и структурно-поисковых скважин на прилегающих к Горному Мангышлаку площадях Беке. Башкудукского поднятия и полуострова Тюб-Караган. Красноцветные грубообломочные породы верхней перми имеют локальное распространение и на породах фундамента залегают преимущественно разновозрастные отложения триаса или юры. В составе триасового разреза выделяется пестроцветный толща комплекс нижнего триаса, в основном карбонатно-песчаная толща комплекс нижнего триаса, вулканогенно-карбонатный – вулканогенно-аргиллитовый - среднего триаса и вулканогенно-терригенный верхнетриасовый комплексы. В платформенном чехле установлены юрско-палеогеновый и неоген-четвертичный структурные этажи. Граница триаса и юры знаменуется вступлением Туранской плаиты в платформенный этап развития. Это связано со временем основных тектонических перестроек Южно-Мангышлаксой впадины. Однако, несмотря на наличие угловых несогласий, структурные планы доюрских и юрско-палеогеновых этажей в пределах локальных структур совпадают. Основной толщей платформенных образований Южно-Мангышлакского прогиба является юрско-палеогеновый комплекс отложений, достигающий в центральной части прогиба 3500-4000 метров.

Основой для тектонического районирования Южно-Мангышлакской НГО, служит установления положительных и отрицательных структур выделение единиц первого, второго и третьего порядка. Главной структурой является Южно-Мангышлакская впадина, представляющий собой обширную платформенную впадину (структуру первого порядка), покоящуюся на складчатом герцинском основании и вытянутую в субширотном направлении, Площадь Южно-Мангышлакской впадины составляет около 28000 км2, а глубина прогибания — до 6000 метров. Центральная часть впадины разделяется на два прогиба (которые являются структурами второго порядка): западный — Сегендыкский и восточный—Жазгурлинский, разделенные Песчаномысским поднятием и Карагиинской седловиной. На востоке расположены Карабогазское сводовое поднятие и Карауданский вал, а на западе - погребенное под водами Каспия - Средне-Каспийское сводовое поднятие. Южнее в акватории Каспийского моря, мезозой-кайнозойские отложения образуют глубокий субширотный прогиб, по простиранию сливающийся с северным Предкавказским передовым прогибом. Казахская впадина выявлена в результате проведения морских геофизических работ в водах Казахского залива. Эта отрицательная структура характеризуется более или менее изометричной формой и значительным погружением осадочного чехла. К числу положительных структур второго порядка, осложняющих строение Южно-Мангышлакского прогиба, относятся расположенные на суше Песчаномысско-Ракушечный блок, Карауданский валообразный выступ и Карынжарыкская седловина. На современном уровне изученности положительных структур второго порядка наиболее разведанной сейсмикой и бурением является зона поднятий в районе Мыса Песчаного, именуемая Песчаномысско-Ракушечным блоком. Наиболее приподнятая, сводовая часть его, намечающаяся в районе Мыса Песчаного, уплощена. Здесь вырисовывается три локальных поднятия: Песчаномысское, Жагинское и Оймашинское. Наиболее крупным из перечисленных поднятий является Песчаномысское. Жетыбай-Узеньская группа локальных структур выделяется в качестве тектонической ступени или антиклинальной зоны. Локальные структуры сгруппированы в три тектонические зоны: Узеньско-Карамандыбасскую, Жетыбайскую и Тенге-Тасбулатскую, простирающиеся в целом параллельно ступени. Наиболее крупной локальной структурой Жетыбай-Узеньской ступени является Узеньско-Карамандыбасская складка. Жетыбайская складка по своим размерам значительно уступает ей. Тенгинская складка — третья по величине локальная структура этой зоны. В Жетыбай-Узеньской антиклинальной зоне выделяется еще около десятка локальных структур. Которые являются сравнительно малоамплитудными и намечаются по данным сейсморазведки и структурно-поискового бурения.

Крайней локальной структурой Жетыбай - Узеньской зоны является Кокумбайская складка, представляющая собой небольшое брахиантиклинальное поднятие.

Нефтегазоносность. Нефтегазовые месторождения Южного Мангышлака связаны с платформенными поднятиями и являются многопластовыми. Мощность продуктивной толщи, включающей отложения мелового и юрского возраста, достигает 1, 5–2 км. Подавлящее большинство залежей относится к типу структурных, группе сводовых и ненарушенных, однако наряду с этим основным типом выделяются структурно–литологические и стратиграфические. По соотношению флиюдов в ловушках залежи подразделяются на пять групп: 1) нефтяные, 2) нефтяные с газовой шапкой, 3) газоконденсатные с нефтяной оторочкой, 4) газоконденсатные, 5) газовые. Эти группы включают, свою очередь, два класса: 1) залежи, ограниченные контурной водой; 2) залежи, подстилаемые подошвенной водой. Нефти всех горизонтов относительно легкие (плотность 0, 87- 082 кг/м3), смолистые (4, 5- 19, 4 смол, коксуемость 1, 2- 5%), высокопарафинистые (12-29% парафина) и практически бессернистые. Общий выход светлых фракций до 300 С достигает 25- 42 вес. %.

Нефтегазоносные комплексы (НГК).

Палеозойский НГК – залежи в гранитной интрузии палеозоя (месторождение Оймаша).

Нижнетриасовый НГК - карбонатно-терригенная толща (месторождения -Басбулат, Юж. Жетыбай, Зап. Тенге).

Среднетриасовый НГК – представлен вулканогенно-доломитовой толщей (месторождения Алатобе, Сев. Акар, Придорожное).

Верхнетриасовый НГК – сложен вулканогенно-терригенными породами (месторождения - Сев. Карагие, Каменистая, Придорожное, Оймаша).

Среднеюрский НГК – представлен песчаниками, алевролитами (месторождения Узень, Жетыбай,)

Нижний меловой НГК – представлен терегенной толщей.

Месторождения нефти и газа. Коллекторы триасовых отложений поровые, каверново-поровые и каверно-трещинные, сложены терригенными и карбонатнымипородами, имеют достаточно высокие емкостные свойства (открытая пористость достигает порой 25 %). Коллекторы юрских и меловых отложений, представлены разнозернистыми песчаниками, алевролитами, характеризуются пористостью 15–20%. Покрышками триасовых залежей являются породы вулканогенно-аргиллитовой толщи, в юрских – глинистые породы верхней юры, в нижнее меловых – глинистые пачки апта и альба.

Характеристики нефти и газа.

Нефть юрских горизонтов легкая (плотность 830-870 кг/м), смолистая, высоко парафинистая, мало сернистая. Состав растворенного газа (%): метан 58, 86-76, 4, тяжелые УВ 22-37, азот 1, 3-5, 8, углекислый газ 0, 3-1, 1. свобдный газ газовых шапок: метан 78, 6%, тяжелые УВ 11-18%, азот до 10%, углекислый газ 0, 23-1, 2%.

Газовые залежи содержат тяжелый этан содержащий газ, тяжелые УВ составляют 14-39%, азот 16, 15%. Газы чисто газовых залежей преимущественно метановые. Количество метана в них, как правило, выше 90 %. В газоконденсатных залежах, а также в газовых шапках содержится несколько меньшее количество метана (70-90 %) и становится заметным этан. Его присутствие сразу же сказывается на увеличении удельного веса и низшей теплотворной способности. Так, если газ меловых горизонтов Узеньского месторождения имеет относительный удельный вес по воздуху меньше 0, 62, то удельный вес газа газовых шапок и газоконденсатных залежей, как правило, выше этой величины. Попутные нефтяные газы в значительной степени обогащены этаном и высшими углеводородами. Это жирные газы с относительным удельным весом, близким к единице, обладающие высокой теплотворной способностью. В большинстве случаев легко обнаруживаются отличия в составе газов, находящихся в пластовых условиях в различных состояниях. Практически безметановыми являются газы, растворенные в конденсатах месторождений Жетыбай и Тенге. Основную роль в них играют бутан и пентан.

Месторождения нефти и газа. Газоконденсатное месторождение Жетыбай представляет собой крупное многопластовое месторождение. В его разрезе выделяется 14 газоносных, нефтяных, нефтегазоносных и газонефтяных продуктивных горизонтов. Коллекторы представлены чередованием мелкозернистых песчаников, алевролитов и глин, Пласты сливаются и образуют единый коллектор. В горизонте выделяются песчаные пачки, разделенные устойчивыми глинистыми пластами мощностью 7-15 м. Верхняя пачка по мощности в два раза меньше, чем нижняя, и прослеживается не во всех скважинах. Пачка состоят из пластов различной мощности. Их число непостоянно и изменяется от одного до четырех. Верхняя пачка в ряде скважин представлена единым коллектором, мощность которого достигает 17, 2 м. Нижняя пачка выражена монолитным коллектором лишь в скважине 10, где мощность его равна 27 м. При изменении общей мощности горизонта от 59 до 44 м эффективная меняется 43, 7 до 11, 4 м. Пористость коллекторов горизонта ЮIV равна 20, 5 %, проницаемость — 187 мд.

На месторождении Жетыбай установлена как легкая, так и более тяжелая нефть. Последняя содержится в горизонтах ЮII и ЮVII. Она имеет повышенную плотность (0, 85-0, 875), высокое содержание смол (10-19%) и коксуемость, равную 3%.

Закономерности в распределении нефтей по разрезам месторождений Узень и Жетыбай позволяют предполагать возможность такой зональности для всей Узень–Жетыбайской группы месторождений. Для площадных изменений свойств нефтей по отдельным горизонтам общей закономерностью является увеличение плотности и вязкости нефти от свода к контуру. Наряду с углеводородами в газах Мангышлакских месторождений содержатся гелий и аргон (не более 0, 015 % в сумме), углекислый газ (от долей до 1, 9 %).

Основной особенностью газов месторождений Узень, Жетыбай и Тенге является присутствие в них азота.