25163 (Запасы месторождения Денгизского района), страница 7

Нысановско-Тасымский НГР располагается юго-западнее Южно-Эмбинского, занимая погруженную западную периклиналь Южно-Эмбинского поднятия (по подсолевому комплексу) и часть Южно-Эмбинской мезозойской моноклинали. Основная продуктивность связана с юрским терригенным комплексом. Небольшие залежи нефти и газоконденсата установлены в подсолевых отложениях карбона, перми, а также нефтяные залежи в верхнем триасе надсолевого комплекса.

Для района характерно широкое развитие разломной тектоники, которая определяет особенности строении как подсолевого, так и надсолевого комплексов. Здесь установлена довольно разветвленная сеть разломов, проникающих из подсолевого комплекса в мезозойские отложения. К разломам приурочены небольшие полуантиклинали, служащие ловушками для УВ. Лишь в северной части Нсановского НГР отмечаются проявления солянокупольной тектоники, контролируемой блоковой тектоникой подсолевого комплекса. Все это создает благоприятные условия для перетоков УВ из палеозойских отложений в мезозойские. В то же время наличие в мезозойском комплексе газовых шапок и газоконденсатных залежей свидетельствует о достаточно высоких экранирующих свойствах данных разломов.

Другой характерной особенностью данного НГР является большая глубина залегания продуктивных мезозойских отложений. На Нсановском (Зап. Елемес). В месторождении юрские горизонты находятся на глубине 2,7, на Тасыме - 3 км. Пластовое. давление на этих глубинах составляет 34 МПа, пластовая температура – 103⁰С. Эти аномальные показатели характерны для юрского комплекса юга Прикаспийской впадины.

Приморский НГР занимает северо-восточное побережье Каспийского моря и является самым крупным по разведанным запасам нефти. Здесь продуктивны девонские и каменноугольные карбонатные отложения, терригенные породы триаса, юры и мела, карбонатный комплекс верхнего мела. Нефти надсолевого комплекса-тяжелые,высокосмолистые и сернистые, с невысоким содержанием растворенного газа, находятся на глубине 0,2-1,2 км, пластовое давление в залежах - 5,5-9,8 МПа, пластовая температура - 32-48"С.

Прорвинский НГР выделяется южнее Приморского, по условиям залегания надсолевых залежей есть много общего с условиями, в которых они находятся в Южно-Эмбинском и Приморском НГР. В южной части территории располагаются глубокопогруженные солянокупольные структуры. Для них свойственны надсводовые залежи полного контура, содержащие нефть с газовыми шапками или газ. Залежи находятся на глубине 2000-3200 м, где пластовое давление равно 33-34 МПа, а пластовая температура -97°С.

В северном направлении от месторождения Прорва нарастает интенсивность солянокупольной тектоники, продуктивные горизонты приближаются к дневной поверхности, и становятся менее изолированными. Залежи тектонический-экранированы основными сбросами грабенов. Чем интенсивнее солянокупольная тектоника и выше разломы, тем более высокое стратиграфическое положение занимают продуктивные горизонты. Если на Прорве нефтегазоносны только триасовые и юрские отложения, то в районе Каратона основные залежи сосредоточены в меловых породах, причем продуктивными являются даже карбонаты верхнего мела. Тяжелые, высокосмолистые и сернистые нефти с невысоким содержанием растворенного газа находятся на глубине 0,2-1,2 км, пластовое давление в залежах - 5,5-9,8 МПа, пластовая температура - 32-48"С.

Центрально-Эмбинский НГР расположен. На северо-востоке Южно-Прикаспийской НГО и граничит с Восточно-Прикаспийской НГО. Нефтегазоносность района связана с надсолевым комплексом. Все залежи нефти приурочены к соляным куполам различной степени зрелости. Наиболее развиты купола скрытопрорванного типа. Залежи нефти выявлены в присводовых участках куполов, на их склонах, а также на соляных перешейках. Продуктивны все три НГК мезозоя (триас, юра и мел). Продуктивные горизонты залегают на глубинах 0,2-7,0??? км, пластовое давление составляет 2-13 МПа, пластовая температура не превышает 52°С.

Залежи нефти Центрально-Эмбинского района сильно разрушены. Они содержат тяжелую нефть. В прошлом здесь существовало значительно больше нефтяных залежей, о чем свидетельствуют продукты их разрушения - киры, большое количество которых обнаружено на многих куполах.

Сагизский НГР охватывает, основные промысловые площади. Нефтяной Эмбы. Здесь продуктивны мезозойские отложения (триас, юра, мел). Подсолевой комплекс лежит на глубинах свыше 6 км. В пределах данного нефтегазоносного района выделяются две самостоятельные нефтеносные зоны нефтенакопления:

Дараймолинская и Бакланская (ЗНГН).

Все выявленные залежи нефти в Сагизском нефтегазоносном районе приурочены к солянокупольным структурам со сложной историей геологического развития. Одним из важнейших ее фрагментов была структурная перестройка на рубеже триаса и юры, что вызвало переформирование ранее образованных нефтяных залежей. В последующие геологические эпохи вновь сформированные залежи подвергались разрушению вследствие неглубокого залегания и сильной тектонической активности присводовых участков большинства куполов. Предполагается, что одновременно с процессами разрушения могли образовываться новые залежи за счет переформирования мезозойских залежей и подтока новых порций УВ из подсолевого комплекса. Такие подтоки могли попадать и в старые залежи, что облагораживало частично измененные нефти. Соляные купола Сагизского района характеризуются средней степенью прорванности, что обусловило сохранение на их сводах основных нефтесодержащих толщ. Кроме присводовых участков, нефть залегает на далеких перифериях куполов и под соляными карнизами. В последнем случае она лучше сохраняется.

Глубина залегания продуктивных горизонтов на месторождениях Сагизского НГР изменяется от 0,1 до 1,4 км, при этом их основная масса находится на глубине до'1 км. Пластовая температура не превышает 4УС, пластовое давление составляет 9-10 МПа.

Южно-Междуреченский НГР занимает центральную часть Южно-Прикаспийской НГО. Продуктивными являются триасовые, юрские и меловые отложения в присводовых частях соляных куполов, на межкупольных поднятиях и соляных перешейках, а также под карнизами соляных куполов.

По особенностям строения нефтяные залежи Южно-Междуреченского НГР мало отличаются от их аналогов в рассмотренных ранее солянокупольных районах Прикаспийской впадины, а среди других районов Южно-Прикаспийской НГО месторождения выделяются, в основном, присутствием в разрезе мощной неогеновой покрышки (400-600 м), сохраняющей мезозойские залежи от разрушения.

Глубина залегания продуктивных горизонтов составляет 0,2-1,1 км, пластовое давление - 2,0-11,8 МПа, пластовая температура - 30-44^оС.

Рассмотренные материалы свидетельствуют о весьма разнообразных геологических условиях накопления УВ в недрах Западного Казахстана. Все это значительную геохимическую эволюцию, то становится вполне понятно наблюдаемое ныне различие в составе нефтей в пределах не только разных районов, но и даже одного месторождения. Данные явления значительно затрудняют поиски закономерностей формирования и размещения месторождений и отдельных залежей нефти и газа, которые можно познать лишь при комплексном анализе геологических и геохимических данных.

1.6 Гидрогеологическая характеристика

Проводимые нами работы по выявлению гидрогеологических закономерностей и особенностей востока Русской платформы преследуют цель выяснения роли подземных вод в распределении нефтегазовых скоплений. На процессы накопления и преобразования органических соединений большое влияние оказывают подземные воды, в значительной степени своей динамикой. Она является важнейшим показателем режима подземных вод. Поэтому мы придаем очень большое значение выяснению движения вод как отдельных районов, так и всей Волго-Уральской области. Если в предыдущих главах подробно рассматривалось движение вод в отдельных районах Волго-Уральской области, то ниже оно рассматривается в основном по области в целом.

Для расчета приведенных давлений пластовых вод отдельных районов Волго-Уральской области выше применялась в основном широко используемая формула А. И. Силина-Бекчурина. Вычисления же по этой формуле для крупной области, а в ряде случаев и для отдельных районов страдают неточностью, так как условие о прямолинейном изменении плотности воды с глубиной, необходимое при расчетах по данной формуле, не выдерживается. Поэтому мы разработали специальную методику вычисления" приведенных давлений пластовых вод для крупных регионов (Г. П. Якобсон, Ю. М.Качалов» 1963)¹. С ее помощью, например, выясняется закономерность увеличения плотности воды с глубиной залегания водоносного

Установление и выражение этой гидрохимической закономерности в виде математической зависимости вообще является для многих регионов одной из основных задач при расчете приведенных давлений. Кроме того, по предложенной методике вычисление приведенных давлений пластовых вод проводится в абсолютных отметках, что способствует лучшему представлению пространственного положения напоров в бассейне и их сопоставлению с пределами распространения минерализованных и пресных вод.

Для суждения о движении подземных вод в осадочном чехле Волго-Уральской области следует проанализировать прежде всего характер динамики вод в отдельных водоносных комплексах. Представляет большой интерес ее рассмотрение по наиболее распространенным, выдержанным и нефтеносным средне-верхнедевонскому и нижнекаменноугольному комплексам. Так как эти комплексы раз-виты почти повсеместно, отличаются хорошей водопроводимостью, и большая часть остальных водоносных комплексов востока Русской платформы структурно им соответствует, то можно считать, что их динамика вполне отражает основные черты динамики вод подавляющей части всего палеозойского разреза. Средне-верхнедевонский водоносный комплекс включает верхнеживетские и пашийские отложения, состоящие в основном из терригенных пород со значительным количеством песчаников. Его подстилает региональный водоупорный комплекс, состоящий из отложений бийского и кальцео-лового горизонтов, кровлей (покрышкой) служит региональный водоупорный комплекс из глинистых погзод кыновского горизонта.

Пьезометры вод комплекса изменяются по площади его распространения от отметок близких к +400 м до -J-IOO м и менее (рис. 85, табл. 46). Высокие отметки часто приурочены к структурно-приподнятым участкам земной коры — западным склонам Урала (где они достигают максимальных величин), Тиману, Коми-Пермяцкому, Татарскому сводам и другим-структурам. В районах Верхнекамской, Мелекесской и других впадин и прогибов пьезометры имеют меньшие значения, чем в районах, примыкающих к ним положительных структур.

Общее снижение пьезометров вод комплекса в основном идет со стороны Коми-Пермяцкого свода и северной вершины Токмов-ского и Воронежского сводов в юго-восточном направлении, в сторону Верхнекамской впадины, Бирской седловины, Абдуллинской и Бузулукской впадин и далее к главной дренирующей зоне востока Русской платформы — Прикаспийской впадине (рис. 84). Можно сказать, что одной из основных особенностей напоров вод данного комплекса в юго-восточных районах является закономерное их снижение к прибортовым районам Прикаспийской впадины.

Несмотря на сравнительно небольшое количество данных по напорам вод востока Русской платформы, здесь отмечаются в пьезометрической поверхности отдельные четкие понижения и повышения.

Зона более интенсивного дренирования, выраженная соответствующим изменением напоров, прослеживается от центральных районов Татарских сводовых-поднятий в направлении южных областей Бирской седловины. Возможно, это обусловлено повышенной в этих районах трещиноватостью пород, вследствие чего здесь наблюдается более активное проявление динамики вод комплекса. На участках, обрамляющих с запада центральную и южную вершины Татарского свода (районы Чистополя, Муслюмова и др.), также, очевидно, происходит более усиленный водообмен, чем в областях, приуроченных к центральным и юго-восточным районам южной вершины Татарского свода. Юго-западнее этого свода напоры снижаются, что, очевидно, характеризует обширную по площади депрессию, зарождающуюся южнее Казанской седловины и прослеживающуюся в Мелекесской и даже Бузулукскон впадинах. Несравненно более мощная депрессионная зона, судя по напорам, выделяется на южных склонах Токмовского свода и в южной половине Рязано-Саратовской впадины. Она, очевидно, в значительной мере обусловлена системой разломов, секущих Токмовский свод с северо-востока на юго-запад.

В напорах вод комплекса отмечаются также многочисленные повышения, которые часто приурочены к валообразным структурам третьего порядка. Среди них можно назвать, например, повышения в районах Краснокамс ко-Под аз неясного и Лобановского валов, более резкое в районе Куедино-Гожанского вала, в районах Чекма-гушского, Кондринского и Серафимо-Балтаевского валов; весьма заметный максимум наблюдается на участках юго-восточного окончания Туймазинского вала и на Шкаповском валу. К числу значительных повышений пьезометрической поверхности Волго-Уральской области также относятся районы Большекинельской структуры и структур в районе Сосновки, Пилюгина — Садки, Муханова. Кикина и других.

1.7 Подсчет запасов нефти

При подсчете ожидаемых запасов нефти по площади Булак-Кемир были использованы подсчетные параметры изученного нефтяного месторождения Верблюжье, по аналогии, с которым и предполагаются залежи углеводородов на данной площади.

На площади Булак-Кемир залежи приурочены к надсолевым пермотриасовым мезакайназойским комплексом отложений.

Общие результаты геолого-геофизических исследований. Глубокого поискового бурения и испытания скважин, следует сделать вывод, что оценка запасов углеводородов в недрах площади Булак-Кемир проводится по категории С₃, так как данная площадь находится в пределах Юго-Западной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Так же в Западной части района Междуречья Волга-Урал был проведен комплекс геофизических исследовний, благодаря которым было выделено несколько локальных структур, к которым относится и данная площадь.

Запасы нефти подсчитываются объемным методом по формулам:

Q_бал = F · h · m · b_н · r_н · q (1)

Q_изв = Q_{бал ·} h, (2)

где: Q_бал -начальные балансовые запасы нефти, тыс.тонн

F - площадь нефтегазоносности, м²;

h - среднее по залежам значение эффективной нефтенасыщенной толщины, м;

m - среднее по залежи значение открытой пористости, доли единицы;