Нефтяные и газовые месторождения Северного Устюрта

Промышленная нефтегазоносность юрских, нефтеносность мело­вых и газоносность палеогеновых отложений доказаны на территории Устюрта. Получены прямые признаки нефтеносности верхнепалеозой­ских образований, что доказывает высокую их перспективность.

Перспективы нефтегазоносности доюрских отложений. Как отмечалось выше, нефтегазоносности Устюрта уделялось боль­шое внимание и давалась положительная оценка его перспективнос­ти. Прямые признаки газонефтеносности из палеозойских отложений известны на южном склоне Южно-Эмбенского поднятия на площадях Жанасу и Туресай (Днепров, 1962; Замаренов, 1970). На площади Жанасу в скважине 11 из интервала 2505-2184 м получен приток неф­ти 0, 4 м³/с. Нефть густая, с удельным весом 0, 98 г/см³, окислившаяся, содержание смол 0, 67%, серы 0, 42%, вязкость 6, 47, кинематическая вязкость 47, 7% (Днепров, 1962). Возраст, давших приток нефти пород, определяется как позднедевонский (Д_з). На Туресайской пло­щади в скважине Г-3 признаки нефтегазоносности наблюдались в отложениях нижнего карбона в интервалах 2920-2923, 3046-3051, 3051-3056; 3124-3126, 3129-3164м (Днепров, 1962; Замаренов, 1970).

Обнаружены продуктивные нефтеносные горизонты с промышлен­ными дебитами скважин в известняках карбонового возраста на пло­щадях Жанажол, Урихтау, Кунгурская и Синельниковская (Дальян, 1985).

В последующие 30 лет, особенно после 1964 г., началось народно­хозяйственное освоение Устюрта. Через него были проложены газо­проводы Газли-Урал и Туркмения-Центр, железная дорога на Ман­гышлак. В связи с этим строительством и начавшимися поисками нефти на Устюрте были проведены геологические и геофизические исследования и в том числе пробурено значительное количество глу­боких скважин, что позволило по-новому подойти ко многим вопро­сам его геологии, поставить вопрос о перспективах его нефтегазо­носности и даже открыть в его пределах несколько не очень крупных газовых и нефтяных месторождений.

В юго-восточной каракалпакской части Устюрта работали геологи и геофизики Узбекистана под научным руководством академика АН Уз.Р А. М. Акрамходжаева. В казахстанской части Устюрта проводили различные работы Западно-Казахстанское нефтеразведочное геологи­ческое управление и его экспедиции, трест " Союзгеофизика", Турланская геофизическая экспедиция Южно-Казахстанского геологичес­кого управления, трест " Казнефтегеофизика", Западно-Сибирский геофизический трест, Всесоюзный аэрогеологический трест, московские и ленинградские научно-исследовательские институты, КазНИГРИ (г. Атырау) и Институт геологических наук им. К. И. Сатпаева МОиН РК. Проведенными работами на территории только Северного Устюрта было выявлено более 140 локальных поднятий, выяснены основные черты стратиграфии и литологии палеогеновых, меловых и юрских отложений Устюрта, подтверждено неглубокое залегание дислоциро­ванных пород палеозоя на Центрально-Устюртском валу и широкое распространение к северу от него (ниже юры) спокойно залегающих красноцветных отложений триаса и верхней перми. Ниже подошвы последних сейсморазведкой в пределах Северного Устюрта обнару­жен еще ряд субгоризонтальных отражающих поверхностей, точное стратиграфическое положение которых еще недостаточно ясно.

Месторождения нефти и газа в юрских отложениях. Каракудукское месторождение расположено в пределах западной части территории плато Устюрт (рис.4).

Рисунок 4. Нефтяное месторождение Каракудук. 1-внешний и внутренний контуры нефтеносности; 2-зона отсутствия и замещения коллектора; 3-номера блоков.

По Ш (подошва мела) опорному отражающему горизонту оно пред­ставляет собой брахиантиклиналь широтного простирания с более крутым северным крылом, площадью 8x5 км и амлитудой 55 м. Она замыкается изогипсой 2175 м. Установлены 4 продуктивных горизон­та: два в верхне- и два в среднеюрских отложениях. Из всех горизон­тов получена промышленная нефть.

Из первого горизонта скважина 1 в интервале 2600-2605 м полу­чена нефть дебитом 23 м³/сутки. Из второго горизонта (интервал 2600-2610 м) получен фонтанный приток нефти с дебитом 24 м³/сутки, с газовым фактором 26 м³/сутки, а из интервала 2626-2632 м полу­чили нефть дебитом 0, 9 м³/сутки. Нефть относится к группе легких, высокопарафинистых, малосернистых, смолистых. Содержание пара­фина 22%, серы 0, 03%, удельный вес нефти 0, 810

г/см³. Кинематичес­кая вязкость при +50° - 5, 39%. Кроме того, при испытании в скважине № 7 в интервале 2942-2966 м получен фонтанный приток нефти с деби­том 45 м³/сутки.

Исследование керна из интервала 2600-2605 м показывает, что кол-лекторские свойства здесь плохие, проницаемость составляет всего: на газ 2, 96, на воду 0, 55 мД, пористость полная 19, 33%, открытая 14, 85%. По нарастанию дебита нефти с глубиной можно заключить, что свойства коллекторов улучшаются (рис.5).

Б А

В

Рисунок 5. Нефтяное месторождения Каракудук. А-разрезы продуктивной части отложений; Б, В – геологический разрезы по линии II-II и I-I.

Арстановское нефтяное месторождение. В 1967 году на юго-западном борту Северо-Устюртской впадины было открыто Арыстановское нефтяное месторождение, продуктивность которого связана главным образом со среднеюрским отложениями (рис.). Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, субширотного простирания размером 30x9 км с амплитудой 170 м по III отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой 2150 м.

Геологической службой управления " Казнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено XII продуктивных горизонтов. Кроме того, в пермотриасовых отложе­ниях отмечен ряд возможно продуктивных пластов. При испытании XII горизонта в скважине 3, интервал

3060-3070 м, получена нефть с водой соответственно 0, 1 и 2, 8 м³/сутки. В ходе испытаний XI гори­зонта в скважине 3 (интервал 3020-3032 м) при гидростатическом уровне 1456 м получена нефть с водой дебитом соответственно 0, 1 и 0, 5 м³/сутки. В скважине 4 из интервала 2922-2956 м также получен приток нефти с дебитом 0, 8 м³/сутки. Самый большой дебит нефти получен в скважине 13 из интервала 2920-3102 м. Дебит нефти сос­тавляет 127 м³/сутки и газа от 11000 до 7000 м³/сутки. Этот интервал включает

низы X горизонта, XI горизонт и кровлю XII горизонта. В остальных скважинах дебиты оказались низкими из-за плохих кол­лекторов. Из X горизонта небольшой приток нефти 1, 5 м³/сутки полу­чен в скважине 2 из интервала 2832-2845 м, а в скважине 10 из интер­вала 2859-2869, 2884-2887 м приток нефти составил 0, 4 м³/сутки. Эффективная мощность горизонта установлена в пределах от 2, 4 до 12, 5 м. Наблюдается замещение коллекторов этого горизонта непро­ницаемыми породами в районе скважин 3 и 5.

IX горизонт опробован в скважине 3 (интервал 2902-2915 м). При гидростатическом уровне 529 м получен приток воды с пленкой нефти дебитом 1, 9 м³/сутки.

Из VIII горизонта скважины 2 в интервале 2720-2729 м дебит неф­ти равен 33 м³/сутки и газа 2541 м³/сутки. Мощность нефтенасыщенных пород колеблется от 3 до 10, 5 м. Ухудшение коллекторских свойств этого горизонта отмечено в районе скважин 3, 9 и 11 (рис.6).

Продуктивность VII горизонта установлена в скважине 2. Опробо­ван интервал 2673-2684 м, из которого получен приток нефти и газа дебитом соответственно 17, 7 и 1000 м³/сутки. Замещение коллекторов наблюдается в направлении скважин 6 и 9.

Из VI горизонта нефть получена в скважине 2 в интервале 2618-2628 м дебитом 2 м3/сутки при гидростатическом уровне 700 м.

Испытание V горизонта проведено в скважине 2, интервал 2569-2595 м. Получена нефть дебитом 3, 7 м³/сутки. Эффективная мощность горизонта составляет от 3 до 9, 2 м.

Из IV горизонта в скважине 2 получена нефть с водой. Их дебиты соответственно равны 2, 6 и 0, 1 м³/сутки. Приток получен из интерва­ла 2498-2538 м. Эффективная мощность пласта равна 8, 2 м. Первому, второму и третьему горизонтам по промысловой геофизике дана отри­цательная

характеристика их нефтегазоносности.Продуктивность горизонтов Арстановского месторождения из-за частых замещений разнозернистых песчаников глинами очень непо­стоянна. Открытая пористость коллекторов по лабораторным данным составляет 11-13% по промысловой геофизике - 13-15%, коэффици­ент нефтенасыщенности - 57-60%.

Анализы, проведенные Атырауской центральной лабораторией и Всесоюзным научно-исследовательским геологоразведочным институ­том, показали, что нефти метановые по углеводородному составу, мало­сернистые, малосмолистые, высокопарафинистые с удельным весом 0, 813-0, 846 г/см³. О. И. Ларикова получила интересные данные при определении возраста

Рисунок 6. Структурная карта по кровле коллектора Ю-IX, месторождение Арыстановское.

водорастворенных газов юрских отложений. При вычислении возраста по гелий-аргоновому методу (формула В. П. Сав­ченко) установлено, что абсолютный возраст газов составляет 365 млн. лет, что приравнивается силуру.

Куанышское газоконденсатное месторождение расположено в се­веро-восточной части Барсакельмесской впадины и представляет со­бой брахиантиклиналь северо-западного простирания размером 16, 5x6, 5 км с амплитудой по кровле продуктивного горизонта 160 м.

Куанышское локальное поднятие выявлено по кровле карбонатной юры сейсмическими исследованиями МОВ в 1967году. Работами структурного бурения в тоже время по поверхности мела был зафиксирован сруктурный нос, раскрывающийся на северо-запад. В 1968 году при опробовании скважины 1 в с глубини 2280 м получен при­ток свободного газа, конденсата и воды дебитом 128, 8 м³/сутки. Абсо­лютно свободный дебит газа в скважине 5 равен 251, 7 тыс. м³/сутки, а конденсата - 30 м³/сутки. В настоящее время продуктивная тольща перечислены также другими скважинами (5, 6, 7).

Рисунок 7. Месторождение Куаныш. Структурная карта по кровле продуктивного

горизонта нижней юры.

1- поисково-разведочные скважины; 2- контуры газоносности; 5 - разрывные нарушения;

4 -изогипсы кровли нижней юры.

Месторождение в северо-западной части нарушено разрывом, который проходит перпендикулярно оси и разде­ляет структуру на поднятую юго-восточную часть и опущенную севе­ро-западную. Амплитуда разрыва равна 20 м. Залежь приурочена к пласту песчаников с открытой пористостью 6%. Эффективная мощ­ность горизонта 52-74 м. Возраст вмещающих отложений определен как среднеюрский (Л. О. Тарасова). Ниже, в отложениях рэт-лейаса выделяется перспективный горизонт, который опробован в скважине 6 в интервале 3355-3375 м. Дебит незначительный. Состав газа (%): СИ, - 68, 33; С₂Н₆ - 13, 78; С₃Н₈ - 5, 06; N - 6, 57; С0₂ - 2, 01.

Куанышское газовое месторождение является второй на Устюрте
после Шахпахты структурой, содержащей промышленную залежь
газа в юрских отложениях.

История развития складки к концу средней юры структура имела уже современный план с более крутым северо-восточным крылом, амплитуда ее в это время достигла 140 м. В верхней юре структура продолжает расти, однако
теперь более крутым становится ее юго-восточное крыло, свод складки перемещается с участка скв. 7 на участок скв. 5. Хотя собственный рост за этот отрезок времени составляет 50—60 м, но из-за смещения от общая высота складки остается почти не измененной.

В нижнем мелу складка подвергается равномерному росту, амплитуда структуры увеличивается еще на 60 м. Переходя к верхнему мелу, темп роста складки замедляется, прирост амплитуды не превыщает 20 м. В палеоген-неогеновое время Куанышская складка несколько расформировывается. На месте данной площади по кровле мела образуется структурный нос, раскрывающийся на северо-запад. Сама складка не подвергается особой перестройке, она сохраняет общую черту и достаточную амплитуду.

Таким образом, по палеотектоническому развитию Куанышское
поднятие относится к субконседиментационному типу структур, т. е,
роль начального периода развития складки более ощутима (Юлдашев,
1971). В этом отношении рассматриваемая складка имеет многие черты сходства с Шахпахтинской структурой (Акрамходжаев и др., 1969).

На примере Куанышской складки можно отметить, что в пределах
Устюрта локальные поднятия раннего заложения более перспективны
на нефть и газ. Однако такие складки обычно по верхним горизонтам
могут выпасть из поля зрения поисковых работ. Поэтому необходимо
увеличить глубинность сейсмических работ и отыскать отражающие
поверхности внутри средне- и нижнеюрских отложений.

Некоторые структурные носы, отмечающиеся по верхним горизон-
там, наподобие Куанышскому поднятию, вполне могут быть превращены в замкнутую антиклинальную структуру по нижним горизонтам, являющимся в основном продуктивными.

Изучение Куанышского локального поднятия показывает, что в
пределах Устюрта из числа разнообразных типов складов ловушками
могут оказаться лишь структуры, имеющие благоприятную историю
палеотектонического развития, т. е. те локальные поднятия, которые ранее заложены, развивались конседиментационно и имеют более крупные размеры при достаточно высокой амплитуде.

Результаты испытания продуктивной нижнеюрской толщи следующие:

Скв. 1, интервал 3054-3228 м, получен дебит газа 154 тыс. м³/сутки
при штуцере 21, 7 мм.

Скв. 5, интервал 3063-4014 м, получен при 8-мм штуцере 251-363 тыс. м³/ сутки, газ при пластовом давлении 341—366 атм.

Скв. 6, интервал 3219-3199 м, при штуцере 11, 3 мм дала газ дебитом 18, 6 тыс. м³/сутки, конденсата 0, 72 м³/сутки, воды 36 м³/сутки.

Скв. 7, интервал 3122-3111 ж, дала в том же штуцере газ 54, 4 тыс.
м³/cyтки, конденсата 72 м³ /сутки, воды 0, 72 м³ /сутки.

Другие скважины дали воду с растворенным газом.

В настоящее время на месторождении ориентировочные запасы газа около 15 млрд. м³.

Шахпахтинское месторождение расположено в южной части Устюрта на Шахпахтинской ступени. Месторождение приурочено к брахиантиклинали субширотного простирания размером 15x4 км с амплитудой 100 м по III отражающему горизонту и замыкается по нему изогипсой - 1450 м. Описание месторождения ведется в основном по данным 3. С. Ибрагимова и др. (1973).

Геологической службой экспедиции " Каракалпакнефтегазразведка", по данным промысловой геофизики, в юрских отложениях выделено десять продуктивных горизонтов. Они сложены песчани­ками, гравелитами, аргиллитами и глинами, служащими покрышкой залежей.

X горизонт мощностью до 50 м имеет пористость пород 8-10% и проницаемость 0-20 мД. Газовая залежь приурочена к своду поднятия и промышленного значения углеводороды в нем не содержатся.

IX горизонт мощностью до 20 м. Получены притоки газа не­промышленного значения.

VIII горизонт мощностью до 70 м. Пористость его пород, содер­жащих газ, составляет 9-10%, проницаемость - до 28 мД. Дебеты газа - до 1, 5 млн. м³/сутки.

VII горизонт представлен выклинивающимися песчаниками пори­стостью 7-10%, дебитом газа 70-100 тыс. м³/сутки.

VI горизонт тоже маломощен с пористостью песчаников 7-8%, дебитом газа до 20 тыс. м³/сутки.

V горизонт мощностью до 25 м, из которого промышленного при­тока не получено.

IV горизонт сложен хорошо проницаемой 10м пачкой песчаников при 12-16% пористости. Дебит газа, несмотря на незначительную мощность, до 270 тыс. м³/сутки.

III горизонт мощностью до 5 м. Пористость песчаников с прос­лойками глин и алевролитов составляет 12-16% при хорошей прони­цаемости с дебитами газа до 700 тыс. м³/сутки.

II горизонт мощностью до 40 м. Пористость песчаников достигает 20%, проницаемость - 900 мД. Дебиты газа - 700-800 тыс. м³/сутки.

I горизонт мощностью 50 м. Пористость песчаников, слагающих горизонт, меняется от 3 до 21%, проницаемость достигает 1500 мД. Дебит газа составляет 500-600 тыс. м³/сутки.

Общий дебит всех горизонтов равняется 4 млн. м³ сутки. Хими­ческий состав газа почти всех горизонтов одинаков, где метан сос­тавляет 85-88%, этан - 2, 3%, азот и редкие газы достигает 8%, боль­шая доля которых встречается в нижних горизонтах.

Месторождения нефти в меловых отложениях. Каражанбасское месторождение расположено на полуострове Бузачи недалеко от береговой линии моря. Это не единственное место­рождение нефти, открытое здесь в меловых отложениях: описывать каждое отдельно нет необходимости. Все они сводового типа. Отли­чительная их особенность состоит в том, что в сторону акватории моря нарастают мощности юрских и меловых отложений, в которых обнару­жены залежи нефти. Рассмотрим Каражанбасское месторождение, выявленное в слоях мелового возраста, продолжающихся под плато с четырехкратным увеличением

своих мощностей, чем на полуострове Бузачи.

Каражанбасское месторождение по третьему отражающему гори­зонту представляет собой брахиантиклиналь субширотного простира­ния с секущим разломом, который делит структуру на две части - с опущенным северо-восточным крылом и приподнятым юго-западным. Амплитуда сброса равна 100-120 м. Размеры крыльев: северо-восточ­ного 8, 5x2 км по изогипсе - 600 м при амплитуде 110 м и юго-западно­го 16x4 км по изогипсе - 450 м при амплитуде 150 м (Оздоев, 1977). Первый фонтан нефти получен из скважины К-12 (интервал 291-313 м) из неокомских отложений с дебитом при диаметрах штуцера 9 мм - 68 м³/сутки, 15 мм - 103 м³/сутки, 22 мм - 158 м³/сутки. По результатам анализа нефти плотность ее составляет 0, 939 г/см³. Содержание асфальтена и смол - 21, 1; парафина - 1, 55; серы - 2, 75%.

В районе Тас-Сайра, в Центральной части Северо-Бузачинского свода, обнаружены поверхностные газопроявления в виде грифонов из нижнемеловых отложений. Химический состав газа: С0₂ - 0, 4; СН₄ - 94, 72; С₂Н₆ - 0, 046; C₃H₈ - 0, 17; N - 4, 8%.

В настоящее время Бузачинский полуостров стал крупным нефте­добывающим районом Западного Казахстана, внесшим значительный вклад в приращение энергетических ресурсов страны (рис.8).

На самом плато признаки нефтеносности меловых отложений на площади Жайлыган, а также на других структурах ранее указывались В. С. Муромцевым и др. (1968), С. Е. Чакабаевым и др. (1973). При­знаки газа установлены в меловых отложениях северо-восточной час­ти Северного Устюрта на Тунгуруксорской седловине - 3. Е. Булекбаевым и др. (1970). В дальнейших работах меловые отложения требуют большего внимания при поисках нефти и газа.

Месторождения газа в палеогеновых отложениях. Газовые месторождения описаны в основном по данным 3. Е. Булекбаева и др. (1970).

Шикудукское месторождение расположено на западном борту Косбулакской впадины и входит в состав Авровской группы структур. По I отражающему опорному горизонту (подошва палеогена) локальное поднятие представлено в виде брахиантиклинали размером 6, 5x3, 5 км по замкнутой изогипсе - 1100 м. Однако площадь газопроявлений в 2-3 раза больше и достигает 14, 6x6 км. Пробуренными скважинами здесь обнаружены два продуктивных пласта, верхний из которых приуро­чен к кровле тасаранской

Рисунок 8. Каражанбас. Геолого-литологический профиль. 1 - нефтенасыщенная порода; 2 -водонасыщенная; 3 -тектоническое нарущение; 4 - индексы продуктивных пластов и горизонтов; 5-поверхность триасовых отложений; 6 - скважина. По материалам ПО “Мангистау Мунайгаз”

свиты верхнего эоцена. Он залегает в юго-западной части месторождения в интервале 617, 5-633 м, а в северо­восточной - в интервале 635, 5-659 м. Эффективная мощность составляет 3, 2-5, 0 м. Открытая пористость алевролитовых пород-коллек­торов достигает 28-30%, газонасыщенность - 50%. Дебит газа при диафрагме 3 мм равен 6, 3-6, 7 тыс. м³/сутки, пластовое давление 28 атмосфер, высота залежи до газоводяного контакта 20 м.

Второй (нижний) горизонт является более мощным. Он вскрыт в интервале глубин 637-693, 7 м с общей мощностью 19 м (скв. 8) и 42 м (скв. 3), эффективная мощность - 11-24 м. Интенсивно насыщена га­зом только верхняя часть пласта мощностью 1, 5-4 м. Дебит ее при диафрагме 3 мм составил 5-6, 3 тыс. м³/сутки. Пластовое давление оказалось низким - 25, 2 атмосферы. Площадь второго продуктивного горизонта 12x4 км, высота залежи до газоводяного контакта 13-15 м.

Коэффициент газонасыщенности очень низок (0, 34-0, 48%). От­крытая пористость коллекторов из интервала 654-690 м - 30, 5-40, 7%. Газопроницаемость сухих образцов меняется в широких пределах -27-1039, 5 мД. Химический состав газа - метановый. Содержание метана в I продуктивном горизонте - 91, 4-95%. Кроме метана обнару­жены этан, пропан и другие тяжелые углеводородные газы. Содержа­ние углекислого газа не превышает 1%, количество азота с редкими газами равно 5, 2%, удельный вес (по воздуху) - 0, 5864 г/см³. Во II продуктивном горизонте содержание метана 90-94%, углекислого газа - 0, 1-0, 7%, азота вместе с редкими газами - 5, 5-9, 3%, удельный вес в пределах 0, 571-0, 5910 г/см³. неэоценовых отложениях. Оно расположено у северных чинков Устюрта в 100 м от газопровода Средняя Азия-Центр и приурочено к структурам Мынсуалмасской ступени.

Газ содержится в алевролитах верхней части Кумского горизонта верхнего эоцена на глубине 330-450 м, под мощной толщей глин олигоцена и белоглинского гори­зонта.

Шагырлы-Шумыштинское месторождение газа открыто в верхне- эоценовых отложениях в восточной части Мынсуалмасской тектонической стуени. В 1959 г. при геологической съемке масштаба 1: 200 000 в нескольких картировочных скважинах были получены фонтаны горючего газа из алевритов кумского горизонта на глубине 330-450 м. (рис.9).

Площадь газоносности порядка 600 км², средняя эффективная мощность пласта 5-7 м, пористость 36%, проницаемость 22 мД. Давление газа около 40 атмосфер, свободный дебит до 160 тыс. м³/сутки. В состав газа входит 86-96% метана, незначительное количество эта­на (доли процента) с полным отсутствием высших гомологов. Содер­жание углекислого газа колеблется от 0, 05 до 2, 35%, азота - 0, 5-7, 32%, гелия - 0, 0158-0, 3575%. Относительный удельный вес газа изменяет­ся в пределах 0, 5439-0, 6118 г/см³.

Рисунок 9. Месторождение Шагырлы-Шомыштинское А-структурная карта; Б-профиль по скважинам 9, 10, 12, 26, 50, 48.

Базайское месторождение связано с поднятиями Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак. Газоносный горизонт приурочен к кровле тасаракской свиты верхнего эоцена и назван аккулковским.

В конце 50-х годов при анализе геофизических полей Р. Г. Гарецким и В, И Шрайбманом близ северо-восточного чинка Устюрта по
поверхности фундамента было намечено поднятие, оконтуренное стратоизогипсой - 3 км. В 1962 г. при геологической съемке масштаба 1: 200000, проведенной Всесоюзным аэрогеологическим трестом (ВАГТ), в отложениях палеогена выявлено поднятие, ориентированное в северо-восточном направлении и названное Базайско-Аккулковским. В 1964 г. сейсмическими исследованиями МОВ и структурно-поисковым бурением детализировано строение Базайского поднятия по кровле чеганской свиты и выяснено глубинное строение по I (подошва палеогена) и III (кровля юры) отражающим горизонтам. Бурение с целью оконтуривания газовых залежей продолжалось до 1966 г. (рис.10).

Рисунок 10. Месторождение Базайское А-структурная карта; Б-профиль пол скважинам 15, 16, 17, 18.

При бурении структурно-поисковых скважин (глубиной до 600-800 м) на палеогеновых отложениях вскрыты различные части верхнего эоцена, олигоцена н неогена. На всю мощность палеоген пройден только скв. Г-11 и Г-16. В разрезе Базайского поднятия выше мергельной толщи сенона (мощностью более 200 м.) со стратиграфическим несогласием залегает преимущественно глинистая тасаранская свита среднего-верхнего эоцена общей мощностью 300—320 м.

К верхней части тасаранской свиты, параллелизуемой с кумским горизонтом и представленной пачкой тонко перемежающихся глин, алевритов и песков, приурочен газоносный пласт. Продуктивная пачка перекрыта преимущественно глинистыми отложениями верхнего эоцен-олигоцена (мощностью 255-355 м) и песчано-глинистыми породами нижнего-среднего миоцена (мощностью 0-150 м).

Базайское газовое месторождение приурочено к двум куполовидным поднятиям (Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак), осложняющим большую брахиантиклинальную складку Базайского поднятия, входящего в состав Базайско-Аккулковской зоны поднятий. Эта зона поднятий является осложненной юго-западной частью Челкарской мегасинклинали. Куполовидные поднятия Жаксыкоянкулак и Жаманкоянкулак разделены седловидным перегибом. Базайское поднятие протягивается в направлении с СЗ на ЮЗ на 48 км (по стратоизогипce +40 м кровли чеганской свиты нижнего олигоцена) при ширине в северной части 16 и в южной - 5 км.. Поднятие имеет симметричное строение, пологий свод и относительно крутые крылья. На крыльях наклон кровли чеганской свиты составляет 30-45°. Северная периклиналь поднятия пологая, южная более крутая. Амплитуда структуры относительно соседних мульд составляет по поверхности нижнего
олигоцена 270 м, амплитуда куполовидных поднятий по кровле чегана достигает 20-30 м. Размеры купола Жаманкоянкулак - 15 X 3 км, Жаксыкоянкулак – 8 x 5 км. Как положительный структурный элемент, Базайское поднятие развивалось с мелового времени до конца нижнего олигоцена. Наличие в пределах поднятия тектонических нарушений проведенными работами не выявлено.

Газовая залежь в пределах Базайского поднятия открыта в 1964 г. при аварийном открытом фонтанировании газа в скважине на куполе
Жаманкоянкулак. Первый промышленный приток был получен в декабре 1964 г. в скв. Г- 9 (дебит 228, 9 тыс. м³/сут. при 30-мм штуцере).

Промышленно-газоносным горизонтом является пачка часто пере-
слаивающихся глин, алевритов и песков в верхней части (аналог кумского горизонта) тасаранской свиты эоцена. В южной части Базайского поднятия (скв. Г-23) газоносны (абс. своб. дебит 50 тыс. м³/сутки) также небольшие прослои (2-4 м) в южной части белоглинского горизонта верхнего эоцена. Промышленно-газоносный горизонт имеет линзообразный характер, так как отложения тасаранской свиты в пределах месторождения характеризуются значительной литологической изменчивостью, и в периклинальных частях и на крыльях поднятий, газоносный горизонт полностью замещается глинами. Газовый горизонт залегает на глубинах от 315-335 и до 400-420 л.

Продуктивный горизонт состоит из двух пачек, представляющих собой чередование пропластков (до 10-13) разнозернистых алевритов, и алевритистых глин. Эти пачки разделяются глинистой перемычкой (мощностью от 2 до 19 м), однако месторождение монопластовое, так как перемычка из-за незначительной мощности и наличия алевритовых прослоев обладает плохими экранирующими качествами.

I (верхняя) пачка является основной газосодержашей в пределах купола Жаманкоянкулак. Общая мощность 10-17 м, эффективная -5-13, эффективная газонасыщенная - 2, 7 - 9, 7 м. На куполе Жаксыкоянкулак эта пачка имеет незначительные общую (1-8, 5 м.) и эффективную газонасышенную (0, 8-8, 7 м) мощности.

II (нижняя) пачка является основной газосодержащей на куполе
Жаксыкоянкулак. Общая мощность 8-17 м, эффективная - 4, 5 - 12, 5, эффективная газонасышенная - 1, 4 - 9, 2 м. На куполе Жаманкоянкулак эта пачка имеет незначительную мощность, на юге замещается глинами и содержит газ лишь в северной части свода.

Породы-коллекторы характеризуются следующими физическими параметрами: открытая пористость 28, 5-44, 9%; газопроницаемость 189-1144 м/дарси, газонасыщенность 85-87%.

Базайское газовое месторождение состоит из двух залежей, приуроченных к Жаксыкоянкулакскому и Жаманкоянкулакскому куполовидным поднятиям, но представляет один газовый резервуар, так как имеет единый газо-водяной контакт.

Залежь газа пластовая, сводового типа, частично литологически
экранированная (в пределах внутреннего контура газоносности залежь подстилается глинами), с упруговодонапорным режимом. Пластовые давления 32, 5-34 атм., температура – 24-25° С. Особенностью залежи является смещение ее относительно свода в юго-юговосточном направлении под действием регионального потока подземных вод и наклон контакта газ - вода. Величина смещения на площади Жаксыкоянкулак составляет 19, на площади Жаманкоянкулак - 31 м.

В связи с этим этаж газоносности на первой площади варьирует от 35 до 55 м; на второй - от 27 до 58 м.

Общая площадь газоносности 371 км². Максимальные размеры газовой залежи купола Жаманкоянкулак - 20 х 10 км.

Абсолютно свободные дебиты газа колеблются от 186 до 591 тыс. м³ /сутки. Газы сухие (уд. вес 0, 58 - 0, 587), метановые (94-96%), содержат также тяжелые углеводороды (C₂H₂ - 0, 11 - 0; 34%; С₃Н₈ - 0, 09 - 0, 12%), азот (до 5%), гелий (до 0, 087%). Содержание двуокиси углерода достигает 6 %. Газы залежи идентичны газам, растворенным в водах отложений тасаранской свиты. Пластовые вода хлоркальциевые, бессульфатные с минерализацией 53 - 82 г/л, плотность 1, 04 г/см. Давление насыщения пластовых вод 31-35 атм.

Запасы газа Базайского месторождения по категории В + C₁
утверждены ГКЗ в объеме 15, 2 млрд. м³. В 1967 г. месторождение пере-
дано в разработку. Кроме того, по расчетам О. Н. Марченко и др.
(1966 г.), в ходе эксплуатации при падении пластового давления на
20 атм. из объема депрессионной зоны (радиусом 25 км) выделилась
не менее 2 млрд, м³ газа из пластовых вод.

При поисково-разведочных работах на Базайском месторождении
пробурено 62 структурно-поисковые скважины с общим метражом
27 463 м и 21 разведочная скважина с общим метражом 9 382 м.

Учитывая данные о регионально прослеживающейся высокой биту-
минозности мергельно-глинистых фаций кумского горизонта, большую
изолированность в глубинах залегания (до 1200-1300 м) этого гори-
зонта, а также особенности его газопроявления, авторы считают
возможным продуцирование сухих, почти нацело метановых газов
самими палеогеновыми отложениями, а образование газовых залежей
за счет выделения избыточного газа из пластовых вод в структурных
ловушках, приуроченных к зонам развития алеврито-глинистых
фаций кумского горизонта и занимающих структурное положение,
обеспечивающее близость гидростатического давления с величиной
упругости газов.

Кызылойское месторождение выявлено в 35 км к западу от Базайского. По кровле аккулковского продуктивного горизонта свод подня­тия оконтуривается изогипсой - 270 м. Поднятие имеет широтное про­стирание. Размеры 19x13, 5 км, амплитуда 50 м.

Коллекторские свойства алевролитовых пород весьма высокие: открытая пористость достига­ет 36-37%, газонасыщенность - 70-80%. Свободный дебит газа дости­гает 200-325 тыс. м³/сутки. Состав газа преимущественно метановый. Содержание метана составляет 91, 3%, тяжелых углеводородов 0, 4%, азота с редкими газами 8, 3%, углекислоты 1, 5%. Относительный удель­ный вес газа в среднем составляет 0, 623 г/см³.

Северо-Кызылойское месторождение расположено в 10 км к се­веру от Кызылойского. Оно занимает сводовую часть одноименной брахиантиклинали с амплитудой всего 15 м. Аккулковский продуктив­ный горизонт вскрыт на глубине 462-483 м. Общая мощность горизонта составляет 7, 5-8, 5 м, эффективная - 2, 6 - 4 м. Горизонт сложен гли­нистыми алевритами, которые по сравнению с кызылойскими коллекторами менее проницаемы. При испытании продуктивного гори­зонта был получен газ дебитом 6, 5 и 7, 5 тыс. м³/сутки при диафрагмах 5 и 10 мм. Пластовое давление составило 33 атмосферы. Состав газа аналогичен составу газа Кызылойского месторождения.

Таким образом, все выявленные газонефтяные месторождения на территории Устюрта по типу ловушек относятся к сводовым.

Не исключена возможность открытия месторождений, литологически экранированных, особенно в западной части исследуемой территории.

Открытые месторождения нефти приурочены к юрским и мело­вым отложениям, а газовые - к юрским и палеогеновым. Причем юрские нефти и газы резко отличаются от меловых нефтей и палео­геновых газов по своим физико-химическим свойствам.

Однако вышеописанные выявленные месторождения нефти и газа и их запасы не отвечают прогнозным оценкам запасов углеводородов нефтегазоматеринских пород, выделенных в второй главе. Как счита­ют многие исследователи, одной из главных особенностей нефтематеринских пород является способность не только генерировать значитель­ное количество углеводородов, но и отдавать их. Такую возможность имеют породы, концентрация органического вещества в которых достигает 0, 3% на породу (Маймин и др., 1959) (рис.11).

Рисунок 11. Месторождение Кызылойское А-структурная карта; Б-профиль

Эмпирически считается доказанным, что суммарное содержание органического вещества во всех производящих породах данной неф-тегазоматеринской толщи должно превышать 1 млн. тонн в расчете на 1км² площади, а количество эмигрировавших из них углеводородов 1000 т/км² (Ботнева и др., 1984, с. ПО).

По подсчетам в нефтематеринских породах Устюрта в 1 м3 содер­жится около 20 кг органического вещества. Исходя из вышеиз­ложенного, нетрудно подсчитать потенциальные возможности нефте­материнских толщ.

По самым скромным данным получается, что из общего объема углеводородов продуцированных мезозой-кайнозойскими нефтема-теринскими породами, если даже аккумулировались в залежи и в даль­нейшем сохранились треть от них, то на сегодня запасы выявленных месторождений Устюрта не составляют и 5% от прогнозных.