Поиск залежей нефти и газа в надсолевых отложениях на площади Борпыл

>         - прибортовая,  в которой направление структур  второго порядка имеет радиальный  характер, совпадает с простиранием радиальных разломов фундамента подсолевого ложа;

         - центральная или  внутренняя часть, объединяющая  разнонаправленные структуры.

         На юге бортовой зоны выделены две широтно простирающиеся положительные структуры, расположенные  параллельно друг другу и образующие валообразные протяженные поднятия, Северо-Каспийско-Прорвинское и Приморское, разделенные системой мелких прогибов. Первое является более погруженным по сравнению с Приморским на 200-300 м. Отметки залегания III горизонта на Приморском поднятии колеблются от 1,1 до 1,5 км, тогда как в разделяющем их прогибе они достигают 2,3 км. 

         Структура Борпыл в тектоническом отношении приурочена к юго-восточной части Прикаспийской  впадины, в 7 км от месторождения Комсомольский  к югу [3].

         Выявлена в 1994 году в мульдовой зоне Кызылжар II - Алтыколь - Комсомольский. Соляное тело купола Борпыл вытянуто в юго-восточном направлении и через узкий перешеек на северо-западе соединяется с куполом Комсомольский.

         С северо-востока  и юга соль круто погружается  в пермотриасовую мульду.

         Структура площади  Борпыл представляет собой антиклинальное поднятие, которому характерно тектоническое  нарушение, протягивающееся с севера на юг.

         Антиклинальное  поднятие по V отражающему горизонту оконтурено изогипсой -1350 м, а минимальная отметка -1230 м. Таким образом, амплитуда поднятия составляет 120 м. Размеры составляют 3,75х1,62 км, площадь 6,07 км².

         Антиклинальное  поднятие по III отражающему горизонту оконтуривается изогипсой -900 м, а минимальная отметка -850 м. Таким образом, амплитуда поднятия составляет 50 м. Размеры составляют 3,5х1,38 км, площадь 4,8 км².

          

      1.5 Нефтегазоносность 

      В Прикаспийской нефтегазоносной провинции четко выделяются два региональных нефтегазоносных комплекса - подсолевой и надсолевой.

      Основной нефтегазоносной толщей подсолевого комплекса являются карбонатные среднекаменноугольные отложения. В этой толще залежи газоконденсата (Астраханское) и нефти (Тенгизское) известны на юге провинции, на востоке залежи нефти выявлены на Жанажольском и Кенкиякском месторождениях, на севере открыто Карачганакское газоконденсатное месторождение. Региональный характер нефтегазоносности и установление формаций рифогенных известняков указывают на перспективность комплексов.

         Подсолевой комплекс изучен еще не достаточно. Кроме указанной основной продуктивной толщи небольшие залежи углеводородов известны и в других частях разреза. С терригенной средне-верхнедевонской толщей связаны залежи газа Западно-Ровенского месторождения, расположенного в пределах северо-западного бортового уступа синеклизы. Залежи газа установлены в терригенных породах воробьевского и пашийско-кыновского горизонтов.

         Терригенная нижнепермская  нефтегазоносная толща распространена на обширной территории в восточной  части Прикаспийской впадины. В отложениях этой толщи открыты залежи нефти на Кенкиякской и Каратюбинской площадях и установлены многочисленные нефтепроявления.

         В разрезе надсолевого  комплекса выделяются четыре нефтегазоносные  толщи: пермотриасовая, среднеюрская, аптско-неокомская (меловая) и неогеновая. По количеству разведанных запасов и числу открытых месторождений первое место занимает среднеюрская нефтегазоносная толща, затем аптско-неокомская и далее пермо-триасовая и неогеновая. Промышленные залежи нефти в пермо-триасовой толще выявлены пока на ограниченном числе месторождений; продуктивные горизонты установлены на 13 структурах. Большая часть месторождений содержит высокодебитные горизонты. Коллекторские пачки соответствуют песчано-глинистой и песчано-галечниковой свитам триаса. Мощность нефтеносных пластов 6-60 м.

         Со среднеюрскими  отложениями связаны основные разведанные  запасы нефти и газа. В разрезе  среднеюрских пород выделяется несколько  промышленных нефтеносных горизонтов. Все они представлены терригенными породами. Мощность горизонтов колеблется от 1 до 25 м, а чаще всего равна 5-10 м. Некоторые залежи имеют газовые шапки (Прорвинское, Буранкульское, Кульсаринское месторождения).

         К аптско-неокомским отложениям приурочены промышленные залежи нефти на большинстве структур Эмбенского промыслового района. Мощность нефтеносных горизонтов 1-20 м, наиболее часто встречаются горизонты мощностью 5-8 м. Всего в аптско-неокомской толще выделяется до 15 промышленно нефтеносных горизонтов. Все они имеют терригенный состав. На месторождениях свода Бузачи в неокомском разрезе выделяется до 5 продуктивных горизонтов.

         Неогеновые отложения  газоносны на территории западной части  Прикаспийской впадины, в пределах междуречья Урала и Волги. Однако размеры структур, к которым приурочены газовые скопления в неогеновой толще, настолько малы, что связанные с ними месторождения не представляют промышленного интереса.

         Кроме названных  региональных нефтегазоносных толщ в последние годы установлен ряд  промышленных залежей газа в верхах верхнеюрских отложений на Таловской, Старшиновской, Спортивной площадях, расположенных в Саратовской области.

         Разведанные месторождения  нефти и газа в надсолевом комплексе, как правило, отличаются небольшими запасами. Лишь месторождения свода  Бузачи и Кенкиякское значительны по запасам.

         Площадь Борпыл расположена  в непосредственной близости от месторождений  Комсомольский и Алтыколь.

         Нефтяное месторождение  Комсомольское расположено в Макатском районе Атырауской области, в 70 км к юго-востоку от железнодорожной станции Доссор [6].

         Структура подготовлена гравиметрической и сейсмической съемками в 1926 году. Месторождение открыто  в 1935 году. Поисковое бурение начато в 1935 году. Разведочное бурение проводилось  в 1941-1944 годах.

         Тектонически приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре.

      В пределах центрального поля северного крыла месторождения Комсомольский четырьмя крелиусными скважинами на глубинах 190-200 м выявлена газовая залежь в отложениях апт-неокома. При испытании крелиусных скважин, наряду с газопроявлением были отмечены слабые нефтепроявления. Небольшая газовая залежь в апт-неокоме промышленного значения не имеет. Нефтеносность в этом поле отсутствует.

      В пробуренных 5 разведочных скважинах  западного поля северного крыла  признаки нефти по керну отмечены в скважинах 2 и 3. Однако, при опробовании

среднеюрские  отложения получили воду с нефтяной эмульсией.

         Нефтепроявления в пределах восточного поля были отмечены в картировочных скважинах 81, 84, 86, 88 и крелиусной скважине 40. Поднятые образцы пород из отложений альб-сеномана представлены песками, пропитанными нефтью. В апт-неокоме выделяется один нефтяной горизонт на южном крыле и один газовый горизонт на северном крыле. Глубина залегания горизонтов 191-346 м. Высота залежей 17-27 м. Водонефтяной контакт (ВНК) залегает на абсолютных отметках - 227-397 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные.

         Продуктивная толща  литологически представлена терригенными породами, коллектора поровые. Нефтенасыщенная  толщина 8,2 м, газонасыщенная 6,3 м, открытая пористость коллекторов 30%, проницаемость 0,265 мкм². Коэффициенты нефтенасыщенности 0,8. Начальное пластовое давление нефтяного горизонта 3,6 МПа, температура 22˚С. Плотность нефти 891 кг/м³. Нефть малосернистая (0,36 %), малопарафинистая (0,51 г/см³).

         Режим работы залежей  водонапорный. Пластовая вода хлоркальциевая с плотностью 1106 кг/м³ и минерализацией 142 г/л.

         Нефтяное месторождение  Алтыколь расположено в Эмбенском районе Атырауской области, в 35 км к северо-западе от железнодорожной станции Кульсары.

       Структура подготовлена сейсморазведкой МОВ и КМПВ в 1940 году, тогда же начато поисковое и разведочное бурение. Месторождение открыто в 1942 году. Разведка завершена в 1961 году. Тектонически приурочено к двукрылой солянокупольной структуре. Нефтеносны отложения нижнего мела и средней юры, где выделено 13 нефтяных горизонтов : I аптский,  II, III, IV, V  неокомские, Ю- I, Ю- II, Ю- III , Ю- IV, Ю-V, Ю-VI, Ю-VII и Ю- IX  юрские.

         Апт-неокомские горизонты  залегают на глубинах 158-243 м, юрские - 71-761 м. Высота залежей 35-93 м (апт-неокомские), 5-49 м (юрские). ВНК проводится соответственно на абсолютных отметках - 261-277 м и - 175-792 м. Залежи пластовые сводовые, пластовые тектонически и литологически экранированные. Нефтенасыщенная толщина апт-неокомских горизонтов 1,8-3,7 м, юрских - 1,7-8,1 м.

         Промышленная нефтеносность  месторождения Алтыколь связана  с аптскими, неокомскими и среднеюрскими терригенными отложениями. В надсолевом разрезе месторождения выделяются апт-неокомский и 9 юрских продуктивных горизонтов.

         В апт-неокомском горизонте выделяются 5 пластов: I-аптский, II, III, IV, V  -неокомские на восточном крыле месторождения. На западном крыле он представлен 1,4,5 пластами, 2,3 пласты размыты.

         Юрские горизонты  выделены в пределах горста и западного  крыла.

      Основные  запасы нефти прриходятся на западное крыло. Нефтенасыщенная

площадь западного крыла расположена  узкой полосой вдоль сброса f', простирающегося с севера на юг на протяжении 3300 м, шириной от 250 до 1500 м в зависимости от нефтяных горизонтов.

         Вся нефтеносная  площадь поперечными сбросами разбита  на несколько блоков. Кроме того, на западном крыле нефтеносным является приграбеновая ступень в районе скважин № 46, 1, 80.

         На западном крыле  нефтеносны пласты I, IV, V апт-неокомского горизонта и III, IV, V, VI, VII и IX горизонтов. Эти нефтеносные горизонты объединены в три объекта разработки.

         1 объект - апт-неокомские горизонты

         2 объект - III, IV, V, VI юрские горизонты

         3 объект - VII и IX юрские горизонты

         Залежь северного  поля и приграбеновой ступени 1 пласта - водоплавающая. ВНК на отметке - 275 м. Залежь южного блока пластово-сводовая, тектонически и литологически экранированная. Условный контур I пласта на южном блоке проведен условно по подошве скважины № 119, 160 на отметке 299 м. Площадь нефтеносности 204,2 тыс.м².

         IV неокомский пласт встречен на южном блоке и приграбеновой ступени. Условный контур нефтеносности (УКН) проведен в районе скв.56 на отметке  -287,5 м, в других на отметке -303 м.

         Контур нефтеносности  V неокомского пласта проведен условно на отметке -308 м по подошве скважин № 56, 51.

         Залежь южного блока всех пластов является пластово-сводовой, тектонически и литологически экранированной.

         На западном крыле  структуры все юрские горизонты  с III по IX подпираются с запада напорными контурными водами. Вся юрская продуктивная толща залегает в интервале глубин 507-771 м. Контур нефтеносности III юрского горизонта проведен условно на отметке 530,5 м. Нефтяная площадь - 81,0 тыс.м². ВНК IV юрского горизонта проведен на отметке -573,9 м. Площадь нефтеносности 410,7 тыс.м².