Поиск залежей нефти и газа в надсолевых отложениях на площади Борпыл

         УКН V юрского горизонта проведен в районе скв. 101 на отметке -615,9 м. Площадь нефтеносности 391 тыс.м².

         УКН VI юрского горизонта на отметке -663 м. Площадь нефтеносности 208,4 тыс.м².

         VII юрский горизонт состоит из 5 пластов, разделенных пластами глин. Каждый пласт представляет собой как самостоятельный нефтеносный горизонт и обозначен сверху вниз индексами VII-1, VII-2, VII-3, VII-4, VII-5.

         VII-1 - юрский горизонт, УКН на отметке -731,7 м по подошве скважины № 41. Нефтенасыщенная площадь 532,7 тыс.м².

         VII-2 - ВНК на отметке -737,7 м.

         VII-3 - ВНК на отметке -738,5 м.

         VII-4 - ВНК на северном блоке проведен условно на отметке -743 м, по южному блоку на отметке -747,5 м.

         Запасы нефти  по VII-5 юрскому горизонту не были приняты ввиду недостаточности подсчетных параметров.

          IX юрский горизонт нефтеносен в 3 скважинах. ВНК на отметке -786 м. Значительная часть залежи глинизирована, площадь нефтеносности 96,2тыс.м². Открытая пористость коллекторов 26-28%, проницаемость 0,008-9,805 мкм², коэффициенты нефтенасыщенности 0,36-0,81. Начальные дебиты нефти 0,24-67,2 м³/сут. Начальное пластовое давление 0,9-6,77 МПа, температура 13-38˚C.

      Плотность нефти 810-830 кг/м³. Нефти содержат 0,16-0,8% серы, 0,5-2% парафина.

      Режим залежей водонапорный. Пластовые воды хлоркальциевые с плотностью 1056-1550 кг/м³ и минерализацией 73,18-180,4 г/л.

      Нефтяное месторождение Бесболек расположено в Макатском районе Атырауской области, в 25 км к юго-востоку от железнодорожной станции Доссор. Подготовлено структурным бурением и сейсморазведкой МОВ в 1927, 1958 годах. Открыто в в 1958 году и завершено разведкой в 1959 году.

      Тектонически приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре.

      Установлено 2 нефтяных горизонта в средней юре и верхнем триасе. Горизонты залегают на глубине 120,5 м (Т) и 240 м (Ю). Залежи пластовые, литологически и тектонически экранированные. Горизонты сложены терригенными породами, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина не превышает  10-12 м. Открытая пористость коллекторов 18,9-25%, проницаемость 0,014 мкм², коэффициент нефтенасыщенности 0,8. Начальные дебиты нефти 6-14 м³/сут.

       Плотность нефти 901-904 кг/м³. Нефти малосернистые (0,12-0,49%), малопарафинистые (0,41-0,84%).

       Пластовые воды хлоркальциевые с плотностью 1075 кг/м³.

       Месторождение находится в консервации.

       Нефтяное месторождение Камысколь Южный расположено в Эмбенском районе Атырауской области, в 10 км к юго-востоку от железнодорожной станции Доссор. Структура подготовлена сейсморазведочными работами МОВ в 1945 году. Поисковое бурение начато в 1957 году, который и явился годом открытия месторождения.

       В тектоническом отношении приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре.

       Нефтеносны среднеюрские отложения южного крыла, где выделено 5 нефтяных горизонтов Ю-I - Ю-V. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 133-229 м. Высота залежей 60-180 м. ВНК имеет абсолютные отметки - 240-350 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Нефтеносные горизонты литологически представлены  терригенными породами, коллектора поровые.

Открытая  пористость коллекторов 20%, коэффициенты нефтенасыщенности 0,75. Начальные дебиты нефти 0,8-9,2 м³/сут. Плотность нефти 880 кг/м³. Пластовые воды хлоркальциевые с плотностью 1044-1055 кг/м3.

      Нефтяное  месторождение Каратайкыз расположено в Эмбенском районе Атырауской области, в 85 км к востоку от железнодорожной станции Доссор.

       Подготовлено структурно-картировочным бурением и сейсморазведкой в 1948-1951 годах. Поисковое бурение начато в 1958 году, тогда же открыто месторождение. Разведка проводилась в 1959-1960 годах.

       Тектонически приурочено к двукрылой солянокупольной структуре. Установлено 6 нефтяных горизонтов в неокоме (Н-I, Н-II,Н-III, Н-IV, Н-V, Н-VI) и один в юре.

       Неокомские горизонты в своде залегают на глубинах 260м, в юре - на 359 м. Высота залежей 11-20 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Нефтеносные горизонты сложены терригенными породами, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина 16 м (неоком) и 5 м (юра). Открытая пористость коллекторов 25-30%. Коэффициенты нефтенасыщенности 0,9.

       Плотность нефти в пластовых условиях 894-899 кг/м³. Нефти малосернистые (0,32%), малопарафинистые (0,64%), высокосмолистые (28%). Месторождение находится в консервации.

       Нефтяное месторождение Макат расположено в Макатском районе Атырауской области, в 100 км к востоку от города Атырау. Месторождение открыто в 1913 году. Структура подготовлена гравиметрической съемкой и структурно-картировочным бурением в 1931 году.

       Тектонически приурочено к четырехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносны отложения нижнего мела, средней юры и пермотриаса, где выделены нефтяные горизонты неокомский (Н), Ю-II, Ю-III, Ю-IV, Ю-V, PТ-V и газонефтяной Ю-I.

      Неокомский  горизонт залегает на глубине 37 м, юрские на 51,5-376 м, пермотриасовый - на 516-526 м. Высота нефтяных залежей соответственно 15 м, 16-56 м, 21-30 м. Высота газовой части Ю-I горизонта равна 18 м.

       Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Горизонты представлены терригенными отложениями, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина залежей : Н - 2,36 м, Ю-I-IV - 3,6-12,8 м, PТ-V - 6,5-7,9 м. Открытая пористость коллекторов 22,9-32,7%, проницаемость 0,012-1,297 мкм², коэффициенты нефтенасыщенности 0,47-0,81. Начальные дебиты нефти 0,3-3,3 м³/сут. Начальное пластовое давление 0,7-5,5 МПа, температура 13-27˚C.

       Плотность нефти 803-895 кг/м³. Нефти малосернистые (0,25-0,28%), малопарафинистые (0,25-0,8%).

       Режим залежей гравитационный и водонапорный. Пластовые воды хлоркальциевые с плотностью 1096-1147 кг/м³ и минерализацией 131,2-190,6 г/л.

       Месторождение находится в завершающей стадии разработки.

Нефтяное  месторождение Сагиз расположено в Макатском районе Атырауской области, в 20 км к востоку от железнодорожной станции Доссор. Структура подготовлена структурно-картировочными и сейсморазведочными работами в 1925-1937 годах. Поисковое бурение, начатое в 1937 году, привело к открытию месторождения. Разведочные работы на месторождении проводились в период с 1939 по 1952 годы.

      В тектоническом отношении месторождение  приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре.

        Нефтеносны отложения нижнего мела, средней юры и пермотриаса. В нижнемеловой продуктивной части выделяются горизонты Аl-1 (среднеальбский), А-II и А-III (аптские), Н-IV, Н-V (неокомские), Ю-VI, Ю-VII, Ю-VIII, Ю-IX (среднеюрские), PТ-I, PТ-II, PТ-III (пермотриасовые).

       Глубина залегания нижнемеловых горизонтов составляет 31-422 м, среднеюрских 131-748 м, пермотриасовых  174-1083 м. Высота нижнемеловых залежей равна 6-133 м, среднеюрских 10-145 м, пермотриасовых 60-161 м. ВНК проводится на отметках - 87-1266 м. Залежи пластовые, тектонически экранированные. Продуктивные горизонты сложены терригенными отложениями, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина нижнемеловых горизонтов составляет 2,4-11,3 м, среднеюрских 2,25-18 м, пермотриасовых 9,35-15,1 м. Открытая пористость коллекторов изменяется от 20 до 30%, проницаемость соответственно 0,872-2,31 мкм², 0,735-2,7 мкм², 7,38 мкм². Коэффициент нефтенасыщенности варьирует в пределах от 0,56 до 0,7. Начальные дебиты нефти составляют 0,1-21 м³/сут. Газовый фактор равен 14-65 м³/м³. Начальное пластовое давление 0,9-7,0 МПа, температура 13-45˚С.

       Плотность нефти изменяется от 795 до 897,2 кг/м³. Нефть малопарафинистая (0,33-1,1%), малосмолистая (10,2%), содержит 0,09-2,2% серы.

       Попутный газ состоит из метана (74,5-94,1%), этана (7,2-15,7%), пропана (0,04-0,3%), изобутана (0,04-0,3%), н-бутана (0,04-0,3%), азота и редких (0,016-0,043%), углекислого газа (0,3-0,88%).

       Режим нижнемеловых и среднеюрских горизонтов водонапорный, в пермотриасовых - гравитационный. Пластовые воды хлоркальциевые с плотностью 1071-1167 кг/м³, минерализация 106,6-220,3 г/л.

       Месторождение находится в разработке.

       В разрезе пробуренных картировочных скважин признаки нефти  в виде пропитанности образцов керна наблюдаются на восточном крыле купола Кызылжар II. Стратиграфически они приурочены к отложениям неокома, апта, альб-сеномана. Признаки нефти также отмечены в 3-х структурно-поисковых скважинах К-8, К-9, К-10 в отложениях апт-альбского возраста на северо-западном крыле. Также признаки нефти отмечены в скважине Г-3 в неокомских (450-455 м), верхнеюрских (558-560 м) и среднеюрских (640-643 м) отложеняих.

      Признаки  нефтепроявлений в виде пропитанности образцов керна обнаружены на площади Карадун в скважине №21 в альб-аптских отложениях в интервале 125-130 м, в неокомских отложениях в интервале 141-149 м, 168-177 м, 181-187 м и в среднеюрских отложениях в интервалах 212-217 м, 242-246 м, 250-257 м, 370-375 м.

       Основные перспективы нефтегазоносности структуры Борпыл связываются с меловыми, юрскими и пермотриасовыми отложениями. Выделены 2 ловушки перспективных на нефть, газ:  по III и V отражающим горизонтам.

       По генезису и форме залежи нефти и газа будут приурочены к пластовым, сводовым, тектонически экранированным ловушкам.  

         1.6 Гидрогеологическая характеристика 

      Соляные  озера - соры, окружающие месторождение Комсомольский, в восточной части, в своем расположении не имеют определенной закономерности. Барханы, среди которых расположены соры, достигают высоты 4-6 м над уровнем соровой воды. Атмосферные воды легко проникают в песчано-барханую почву холмов, которые и становятся резервуарами для инфильтрации и конденсации атмосферных осадков.

      Колодцы, вырытые на песчаных холмах,  являются основными источниками пресной  воды на Комсомольске.

         В западной части  купола количество соров значительно  увеличивается. В этой части  соры вытянуты, в основном, в широтном направлении и разделены между собой не широкими грядами. Весной талые снеговые воды заполняют соровые впадины, значительно опресняя их воды. В 30-35 км к югу и юго-востоку от Комсомольска протекает река Эмба.

         Водоносные горизонты  месторождения Комсомольский приурочены к отложениям альб-сеномана, апта, неокома и нижней юры.

         Апт-неокомский водоносный горизонт залегает на глубине 360-385 м  и имеет минерализацию воды 512-516 мг/экв. По классификации Пальмера относится  к 3 классу, а по классификации Сулина - к хлоркальциевому типу, натриевой подгруппе. Соленость 14,2 Бе. Удельный вес воды 1,117 г/см³.

         На месторождении  Алтыколь водоносные горизонты приурочены, в основном, к песчаным отложениям и имеются во всех стратиграфических  единицах надсолевого разреза - от пермотриаса  до четвертичного включительно.

         Изливающихся пресных  или минерализованных вод на месторождении  не отмечено. Наиболее водообильные и  повсеместно прослеживающиеся водоносные горизонты приурочены к песчаным отложениям нижней юры и верхнего альба, которые на месторождении Алтыколь не исследовались.

         Пресные воды в  разрезе не встречены.

         Необходимо отметить, что все без исключения работы по гидрогеологии Южной Эмбы основываются на разрозненном, подчас малодостоверном фактическом материале, даже по отдельным месторождениям, что связано с отсутствием специальных гидрогеологических работ, как при разведке, так и при эксплуатации месторождений. Поэтому такие вопросы, как связь области питания с районами разгрузки подземных вод в мезозойских отложениях или возможность разгрузки палеозойских (подсолевых) подземных вод на соленых структурах по дизъюнктивам, а также взаимосвязь различных водоносных горизонтов в разрезе данного месторождения остаются далеко не выясненными.

         Ниже приводим описание каждого водоносного горизонта  по имеющимся данным.

         В пермотриасовых отложениях были испытаны два водоносных горизонта в скважине №38, залегающих на глубинах 704-724 м и 670-686 м.

         Горизонт имеет  эффективную мощность 13 метров и  разделен на два пропластка глинистой  перемычкой мощностью 6 м.

         Литологически горизонт представлен песками средне- и  мелкозернистыми, светло-серыми и буровато-серыми.

         Горизонт в интервале 669-687 м также разделен на два пропластка перемычкой мощностью 5м. Литологически  он представлен песками крупнозернистыми светло-серыми. Дебит горизонта не замеряли.