Средний альб в западной и центральной частях впадины представлен рыми, темно-серыми глинами плотными, алевритистыми, неизвестковистыми, песками серыми, мелко-среднезернистыми и алевритами. В районе Утвы и Оила к среднему альбу относятся пески, обогащенные каолини-материалом. В нижней части пески белые, кварцевые, слюдистые, каолинизированные. Выше толща среднего альба сложена песками серыми, елтовато-серыми, косослоистыми, с прослоями серых, плотных желтовато-серых глин, угля, остатков окаменелой древесины, что указывает на кон-нентальный характер их происхождения.

Верхнеальбский подъярус на Южной Эмбе; за исключением ее северо-западной части, почти повсеместно представлен серыми, рыхлыми зеленовато-серыми песками со слоями и пачками глин (10-15 м) и песчаников с конкреционными глыбами.

Отложения верхнего альба, видимо, не являются целиком морскими. Отсутствие остатков морской фауны, наличие гравийных песков с остатками древесной окаменелости указывает на континентальное их происхождение. Севернее в междуречье Уила и Эмбы верхний альб почти целиком континентальный и представлен бурыми, желтовато-бурыми, разнозернистыми песками и песчаниками. В междуречье Урал-Волга верхний альб сложен серыми, темно-серыми алевритистыми, участками песчанистыми глинами, с прослоя ми мелко-среднезернистых песков и песчаников. Мощность верхнего альба колеблется от 42 до 75 м.

Верхний отдел. В составе верхнего мела выделены все ярусы - от сеномайского до маастрихтского включительно.

Сеноманский ярус. В Прикаспийской впадине отложения сеноманского яруса залегают несогласно на различных горизонтах верхнего альба и обнажаются на крыльях соляных структур и в межкупольных пространствах. В основании их почти повсеместно прослеживается слой (0,2-0,5 м) песчаника, и песка с галькой и гравием кварцевых и кремнистых пород с желваками фосфоритов. В междуречье Волги и Урала сеноманские образования по комплексу микрофауны подразделяются на нижний и верхний подъярусы и представлены глинами зеленовато-серыми, слюдистыми, известковистыми, плотными, с прослоями песчаников и алевролитов. Песчаники темно-серые, почти черные глинистые, слабо карбонатные, тонко - и мелкозернистые. В центральной части Прикаспийской впадины на куполах Индер, Шалкар, Амакты,

На Южной Эмбе разрез сеномана в нижней части представлен глинисто-алевритовой толщей, а выше - песками, местами сцементированными в рыхлые песчаники с рассеянными желваками фосфоритов.

Максимальная мощность в центральной части Прикаспия-270 м, на Южной-Эмбе- 115 м.

Турон-коньякские отложения. Литологическое сходство пород туронского и коньякского ярусов затрудняет их самостоятельное выделение, их разделение может быть осуществлено лишь при анализе распределения комплексов фораминифер в разрезе, а пески и песчаники образуют прослои мощностью до 2 м. Общая мощность отложений туронского яруса 50-80 м.

В Прикаспийской впадине эти породы известны в основном по всей и несогласно залегают на породах сеномана. В основании прослеживается горизонт (до 1 м) песчанистых мергелей с галькой и желваками фосфоритов, либо сплошная фосфоритовая плита (до 0,2-0,4 м). В западной и нейтральной частях Прикаспийской впадины туронские и коньякские породы образованы светло-серыми известняками и мергелями, неравномерно глинистыми и песчанистыми с прослоями белого мела.

На Южной-Эмбе данные отложения представлены зеленовато-серыми. И серыми мергелями, участками глинистых и песчанистых с прослоями белого чистого мела. Мощность изменяется от 50 до 90, а в междуречье Волги и Урала уменьшается до 40-60 м.

Сантонский ярус. Сантонские отложения с размывом перекрывают различные горизонты турона и коньяка. В основании их часто залегает конгломерат, состоящий из окатанной гальки мела, мергелей и фосфоритов размером до 3-5 см. Мощность конгломерата не превышает 0,5 м, в некоторых разрезах он отсутствует. В Прикаспийской впадине породы сантона слагают значительные площади, приуроченные к межкупольным депрессиям. В междуречье Волги и Урала сантонские породы сложены мергелями зеленовато-серыми, глинистыми, иногда песчанистыми и известняками белыми плотными, в юго-восточных районах междуречья известняки почти полностью замещаются белым писчим мелом. В них установлен комплекс фораминифер нижнего и верхнего сантона. Восточное, в районе куполов Индер, Матенко-а, Крыккудук и др. разрез нижнесантонских отложений сложен мергельно-вестняковой толщей, а в верхнем сантоне среди мергелей встречаются про-лои зеленовато-серых известковистых глин.

На Южной-Эмбе данные породы образованы чередованием серых, зеленовато-серых, глинистых, песчанистых мергелей и белого писчего мела. Толщина сантонских пород в междуречье Волги и Урала достигает 100 м, на остальной площади Прикаспийской впадины изменяется от 50 до 85 м.

Кампанский ярус. В Прикаспийской впадине в пределах междуречья Волги и Урала нижний подъярус выделен в разрезах многочисленных скважин и представлен известняками серыми, зеленовато-серыми, глинистыми, плотными и трещиноватыми, с прослоями белого писчего мела и серых глинистых мергелей. В районе купола Аралсор породы представлены глинами серыми, опоковидными, плотными с раковистым изломом, участками известковистыми (Чарыгин и др. 1964). В основании их иногда прослеживается пласт песчанистого мергеля (0,1-0,3 м), содержащего гальки фосфоритов мела и других пород.

Общая толщина пород кампана в Волго-Уральском междуречье. Достигает 150 м, в центральной части Прикаспийской впадины. И на Подуральском плато - 100-170 м, а на местах Южной-Эмбе - до 185 м.

Маастрихтский ярус. Отложения Маастрихта местами без видимых ^следов перерыва, а местами с небольшим размывом залегают на породах кампана. В Прикаспийской впадине породы представлены переслаиванием светло-зеленовато-серых мергелей, иногда глинистых и слабо песчанистых, мелоподобных известняков и белого писчего мела. В районе Южной I Эмбы и Подуральского плато 'в основании их прослеживается слой (0,2-0,5 м) серых, песчанистых голубовато-серых мергелей с желваками и галькой фосфоритов. В центральной части Прикаспийской впадины толщина равна 160м, на территории Южной Эмбе - 170 м, а в междуречье Волги и Урала изменяется от 155 до 300 м.

Палеогеновая система. Отложения палеогена на территории Прикаспийской впадины представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом, олигоценом. Палеогеновые отложения сложены глинами, песчаниками, известняками, доломитами, алевролитами. Толщина пород достигает в межкупольных зонах 1500м.

Неогеновая система. Неогеновые отложения целиком развиты в пределах западной части впадины. Где они сплошным чехлом перекрывают нижележащие разновозрастные отложения, а такие прослежены в отдельных пунктах на востоке впадины. В стратиграфическом отношении неогеновая система расчленяется на два отдела: миоцен и плиоцен. Породы представлены глинами темно-серыми, зеленоватыми, песчанистыми, слабоизвесткови-стыми с линзами и прослоями зеленовато-серых мелкозернистых, известковистых песчаников с углистыми включениями Толщина осадков достигает 713м.

Четвертичная система. Формирование четвертичных отложений проходило в речных, морских, озерно-речных, озерных, эоловых условиях. В стратиграфическом отношении они расчленены на 4 горизонта: бакинский, хазарский, хвалынский и новокаспийский. Породы представлены в основном глинами серыми, светло-серыми, голубоватыми, бурыми, кварцевыми, буровато-желтыми. В верховьях р. Урал, Эмба отмечается наличие гальки и гравия.

1.4 Тектоника

В тектоническом отношении Прикаспийская впадина является отрицательной крупнейшей структурой Восточно-европейской платформы. Стратиграфический диапазон осадочного чехла-то кембрия до четвертичных включительно.

По фундаменту выделяются следующие тектонические элементы: Центрально-Прикаспийская депрессия, Актюбинско-Астроханская система поднятий и зоны бортовых прогибов вдоль границы Скифо-Туранской и Восточно-Европейской платформ на юге и Уральской складчатой системы на востоке. Это тектонические элементы ограничены крупнейшими региональными разломами. Среди них Аралсорско-Хобдинский, Эльтон-Индерский, Урало-Каспийский и другие.

Центрально-Прикаспийская депрессия характеризуется большой глубиной залегания поверхности фундамента до 22 км, она соединяется с Бельской седловиной Предуральского краевого прогиба.

Актюбинско-Астраханская система поднятий представляет систему относительно приподнятых выступов фундамента. Которые с юга на восток располагаются дугой вдоль Центрально-Прикаспийской депрессии и отделяют последнюю от южного и восточного прибортовых прогибов. Глубина залегания фундамента на этих поднятых достигает 7-8 км. Амплитуда поднятий-1,0-1,5,реже 2 км. Общая протяженность системы более 1000 км, ширина-от100 до 150 км.

Самым западным поднятием в этой системе является Астроханское, которое залегает на глубине 8 км, имеет размеры 20080 км, амплитуду 1,5 км. С востока оно отделено от Северо-Каспийского свода крупным мериодионально вытянутым тектоническим нарушением и Заволжским прогибом по фундаменту.

Северо-Каспийский свод так же, как и Астроханское поднятие, залегает на глубине 8 км. Он осложнен самостоятельными поднятиями, прослеженными на глубине 7.0 км-Кошалакским, Новобагатинским, Гурьевским и Бинкжальским. На юго-востоке Северо-Каспийский свод граничит с западной переклиналью Южно-Эмбенского прогиба, а на востоке с восточно-Прикаспийским сводом. В пределах последнего вдоль восточного борта впадины более, чем на 400 км, простирается крупная Жаркомысско-Темирская (Енбекская) зона поднятий фундамента. Восточнее этих выступов фундамента прослежен обширный Примугоджарский прогиб.

Восточно-Прикаспийский свод отделен от Биикжальского крупным разломом северо-западного простирания и Уильской ступенью. Согласно данным сейсмических исследований, поверхность фундаменто на Темирском и Жаркамысском выступах фиксируется на глубине порядка-7.0 км. Жаркамысский свод отделяет Центрально-Прикаспийскую депрессию от Примугоджарского прогиба, а Темирский сводЦентрально-Прикаспийскую депрессию от Остансукского прогиба. Глубина залегания фундамента в этих прогибах, отделяющих Прикаспийскую впадину от складчатых сооружений Урала, достигает 9-10 км. Поразмерам они значительно уступают Южно-Эмбенскому прогибу, где фундамент в наиболее прогнутой части фиксируется на глубинах 13-14 км. Южно-Эмбенский прогиб представляет желобообразную депрессию, где фундамент последовательно погружается с востока на юго-запад с глубин от 8 до 13-14 км. На бортах прогиба фундамента воздымается к северу-в сторону Актюбинско-Астраханской системы поднятий, к югу-с сторону Северо-Устюртской впадины до отметок -9,0 км. Данный прогиб осложняется мульдами-Приморской, Тугаракчанской и Жанасуйской.

По направлению к центральным районам Прикаспийской впадины от Астроханского-Актюбинской системы выступов фундамента, имеющей вид гигандского полукольца, погружения фундамента идет ступенчато. При этом к северу от Северо-Каспийского свода зафиксирован крутой уступ-Междуреченская ступень амплитудой 2-4 км и затем наблюдается плавное погружение в направлении к Центрально-Прикаспийской депрессии. В пределах ступени севернее Биикжальского поднятия по изогипсам-13-15км рисуется обширная Доссорская мульда.

В пределах западного и северного внутриплатформенных бортов. Прикаспийской впадины, структурная дифференциация поверхности фундамента не так выразительна, как в пределах Астроханско-Актюбинской системы поднятий. Причина этого явления кроется в различной генетической природе северо-западного и юго-восточного бортов впадины. Однако, при меньшей структурной выразительности приподнятые блоки фундамента выделяются в западной и северной внутренних прибортовых зонах в виде ступенеобразных террас на фоне общего погружения от бортов к центру депрессии. Среди таких приподнятых блоков-Узенский на северо-западе, а также Илецкий и Челкарский на севере.

Особенности залегания поверхности фундамента находят свое отражение в структуре вышележащих пород. Следует отметить, что Северо-Каспийское, Новобогатинское, Гурьевское и Биикжальское поднятия перекрываются преимущественно терригенными образованьями вероятно девоннижнепрмского возраста толщиной 2-2,5 км. Жаркамысский свод с запада перекрыт терригенными отложениями, на востоке частично перекрывается как терригенными, так и карбонатными отложениями. На Тамирском поднятии, наряду с Астроханским, получает развитие карбонатная постройка девонско-каменнугольного возраста. Карбонатные постройки. Жанажол-Кожасайской, Приморской, Кашаганской. Зон развиты над Примугоджарским и Южно-Эмбенским прогибами. Вместе с тем, значительная часть осадков палеозоя этих прогибов представлена терригенными образованиями.

Эти особенности строения региона обусловили разнообразие структур, ловушек, емкостно-фильтрационные и иные характеристики коллекторов.

Строение надсолевого комплекса

Надсолевая толща также делится на два структурных этапа пермский и триас-палеоген-неогеновый.

Тектоническое строение надсолевого комплекса во многом осложнено не только особенностями его формирования, но и повсеместно проявившимися процессами солянокупольного диапиризма.

Следует отметить, что в ряде солянокупольных областей соляные купола связаны с особенностями строения подстилающих толщ.

Кунгурский и триасовый комплексы представляют комплексы заполнения и характеризуются последовательным увеличением толщины от бортов к центру впадины.

Юрско-меловая толща, которая отлагалась в пределах практический компенсированного осадками бассейна, представляет толщу, погружающуюся от западного, северного и восточного бортов в южном направлении.При этом на общем моноклинальном фоне отмечаются локальные увеличения мощностей в пределах межкупольных пространств.

Столь сложная тектоно-седиментационная картина формирования Прикаспийской впадины, когда происходила неоднакратная перестройка ранее сформированного структурного плана позволяет предполагать отсутствие взаимосвязи тектоники надсолевого комплекса с более древними тектоническими элементами с одной стороны и вероятно, отсутсвие явно выраженных тектонических элементов (позиций,прогибы) по самому комплексу с другой. Последнее обстоятельство связано с повсеместным проявлением процессов солянкупольного диапиризма, обладающих определенной автономностью и слабо связанных с региональными тектоническими процессами.

Наряду с этим на восточном борту установлено наличие закономерно ориентированных вдоль борта линий соляных куполов. Поднятия закономерная ориентировка отмечается на юге вдоль северных склонов Южно-Эмбинского палеозойского поднятия.

Попытка проведения тектонического районирования надсолевого комплекса с использованием структурных карт по VI, V, III отражающим горизонтам проводились в разное время У.А.Акчулаковым (1973), О.С.Турковым (1970), А.Г.-Е.Айзенштадтом (1977), С.Б.Кочарьянц и др.

Выделенные вышеуказанными авторами тектонические элементы надсолевого комплекса существенно разнятся по всей конфигурации, размерами, степени достоверности.

В результате тектонические элементы, рассматриваемые одним автором как положительный элемент, у другого автора имеет обратный знак.

Связанно,это в первую очередь, с различным подходом авторов по учету воздействия солянокупольного тектогенеза на региональную структуру надсолевого комплекса.

Однако, как было упомянуто выше, в надсолевом комплексе в региональном отношении верхнепермский и значительная часть триасовых отложений залегают в межкупольных зонах и толщинах их увеличивается в направлении к центру впадины.

Юрско-меловая толща в целом же характеризуется раскрытостью впадины в южном направлении в сторону Устюрта и Северного Кавказа..

Распределение толщин юрско-мелового и верхнепермско-триасового комплексов имеют различный характер.

1.5. Нефтегазоносность

Перспективы нефтегазоносности исследуемого района, учитывая известную нефтегазоносность Прикаспийской впадины и близость к газоконденсатному Астраханскому месторождению, не вызывает сомнения.

Нефте- и газопроявления установлены в районе оз. Баскунчак еще в 1948году. Прямые признаки нефтеносности обнаружены в кернах пород надсолевого комплекса при бурении скважины №1 Верблюжье, а также в керне надсолевых (триасовых) пород с глубиной 3906-3908м из параметрической скважины 1-Прибаскунчакской, то есть, непосредственно вблизи от исследуемой площади.

Практически почти по всей площади исследования при бурении на воду в скважинах встречаются газонассыщенные воды. В колодцах встречаются пленки нефти.

На сопредельных с территорией исследований площадях нефтегазовые залежи и нефтепрявления встречены практически по всему вскрытому скважинами разрезу до четвертичных включительно.

Признаки нефтеносности выявлены также в меловых отложениях. По данным ГИС разрез обладает хорошими коллекторами и покрышками.

Все это значительно повысило практический интерес к исследуемой территории.

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 отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели 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.

1.5.1 Надсолевой комплекс

отражается на составе и свойствах нефтей и конденсатов. Если учесть, что УВ разных провинций и областей отличались по своему происхождению, а после формирования залежей претерпели При нефтегеологическом районировании надсолевого комплекса практически невозможно придерживаться общепринятым принципам геологического районирования нефтегазоносных территорий. Эта трудность обусловлена, как указывалось ранее, влиянием соляной тектоники на развитие бассейна в мезозойско-кайнозойский период.

В настоящей работе использована схема блокового строения соленосного комплекса, описанная в главе 1.2.3, а также схемы тектонического и нефтегеологического районирования подсолевого комплекса, так как большинство надсолевых залежей концентрируется в пределах крупных палеозойских поднятий или на их склонах. В пределах казахстанской части Прикаспийской впадины располагаются Северо-Прикаспийская, Центрально-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская и Южно-Прикаспийская нефтегазоносные области .

Северо-Прикаспийская НГО расположена в северной части Уральской области и соответствует Хобдинско-Новоузенской моноклинали. В надсолевых триас меловых отложениях залежи нефти и газа не обнаружены, лишь выявлена газоносность карбонатной толщи Калиновской свиты верхней перми. Здесь разведано газовое месторождение с небольшим содержанием конденсата на структуре Каменская, газопроявления в процессе бурения отмечены на структуре Гремячинская Южная, притоки нефти и газа получены при опробовании скважин на структуре Новенькая. Все это позволило выделить самостоятельный газоносный раион-Каменскии.

Центрально-Прикаспийская НГО занимает центральную часть, наиболее прогнутую часть впадины. Максимальная толщина подсолевого, соленосного и надсолевого комплексов составляет в сумме 18-20 км. Вследствие больших глубин залегания (до 8-10 км) подсолевые отложения бурением не изучены. Продуктивность разреза связана с породами триаса, юры, мела и неогена, где установлены нефтяные и газовые залежи. Нефтяные залежи расположены в ловушках, примыкающих к соляным куполам. Все они имеют небольшие размеры, залегают сравнительно неглубоко (200-2000 м), а залежи нефти и газа, как правило, в недостаточной степени изолированы. В пределах Центрально-Прикаспийской НГО выделяются четыре НГР: Аукетайшагыл-Порт-Артурский, Ашим-Кумисбекский, Шалкарский и Шингизский.

Аукетайшагыл-Порт-Артурский и Ашим-Кумисбекский нефтегазоносные районы занимают западную часть НГО в междуречье Урал-Волга. Отличительной чертой района является присутствие в верхней части осадочного чехла неогеновых, преимущественно глинистых отложений, сплошным чехлом (400-600 м) перекрывающих присводовые участки соляных куполов и межкупольные зоны. В основании этой региональной покрышки отмечены многочисленные газопроявления и выявлены небольшие газовые месторождения (Порт-Артур и др.).

Шингизский НГР охватывает левобережье р.Урал. В этом районе развиты соляные купола с частично сохранившимися в надсолевых частях структур мезозойскими отложениями. На дневную поверхность выходят породы мела, юры и триаса, а неогеновые отложения встречаются лишь в западной части района.

Шалкарский НГР .прогнозируемый, располагается в левобережье р.Урал, характеризуется развитием наиболее крупных , интенсивно прорванных куполов, относится к числу районов с невыясненными перспективами.

Восточно-Прикаспийская НГО находится в восточной прибортовой части впадины. Толщина осадочного чехла сокращена по сравнению с Центрально-Прикаспийской почти в 2 раза. Здесь установлена продуктивность как подсолевых, так и надсолевых отложений. В надсолевых отложениях установлена продуктивность верхнепермского, триасового, юрского и нижнемелового терригенных комплексов. Территория в целом преимущественно нефтеносная. В подсолевых отложениях выявлены.Нефтяные и газоконденсатные, а в надсолевых - только нефтяные залежи.

По особенностям строения и нефтегазоносности в Восточно-Прикаспийской НГО выделяются: Енбекско - Жаркамысский и Шубаркукудук-Жаксымайский НГР. Большинство из выявленных на востоке Прикаспийской впадины месторождений располагаются в Енбекско- Жаркамысском НГР, где продуктивность разреза установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от нижнего карбона до нижнего мела. Здесь выделяются два этажа нефтегазоносности (подсолевой и надсолевой), между которыми на отдельных участках существует гидродинамическая связь.

Наиболее типичным примером надсолевых месторождений данного нефтегазоносного района можно считать Каратобинское месторождение. На нем выявлены тектонически-экранированные залежи в отложениях верхней перми, триаса, юры и мела. Мезозойские горизонты находятся на глубине от 240 до 1000 м. Характерно, что помимо залежей на крыльях структуры установлена продуктивность в грабеновой части соляного купола. Наличие залежей в одновозрастных отложениях на крыльях и в грабене структуры свидетельствует о перетоках УВ между указанными структурными элементами купола. Более изолированы на Каратобе верхнепермские залежи нефти на глубинах свыше 1000м, которые экранируются по восстанию пластов соляным массивом. Кроме того, на данном месторождении разведана подкарнизная верхнепермская залежь, наилучшим образом сохраняющая УВ от разрушения.

Северо-западнее от Каратобе находится месторождение Акжар. Залежи приурочены к скрытопрорванному соляному куполу, имеющему трехкрылое строение по надсолевым отложениям. В пределах структуры установлена продуктивность среднеюрских (горизонты Ю-1, Ю-11), барремских (Б-1 - Б-V) и аптских отложений нижнего мела. В северной части НГР залежи нефти также выявлены в подсолевых и надсолевых отложениях. Здесь в надсолевом комплексе пород разведаны месторождения Кенкияк, Кумсай, Мортук, Кокжиде.

Наиболее крупным по запасам нефти является месторождение Кенкияк, где в надсолевом комплексе выявлено девять нефтяных горизонтов: один барремский, один готеривский, три среднеюрских, один нижнеюрский, два нижнетриасовых и один верхнепермский. Пять продуктивных горизонтов выявлено в нижнепермских подсолевых отложениях.

Надсолевые залежи Енбекско - Жаркамысского НГР по особенностям геологических условий нахождения в недрах, происхождению и физико-химическим параметрам УВ аналогичны между собой.

В Шубаркудук-Жаксымайском НГР установлена промышленная нефтеносность только надсолевого комплекса. На отдельных соляных куполах выявлены небольшие по запасам залежи нефти в триасе и юре. Залегают они на небольших глубинах (до 600 м) и являются, в основном, тектонически экранированными и литологически ограниченными. Нефть в значительной мере подвержена гипергенным изменениям.

Подсолевые отложения в Шубаркудук-Жаксымайском НГР находятся на глубинах свыше 5 км и имеют преимущественно терригенный состав. Несмотря на большую глубину залегания подсолевых отложений, здесь выявлены довольно плотные нефти. Причина данного явления из-за скудного фактического материала пока не установлена. Логичнее всего предположить, что эти пробы отобраны из приконтурных частей залежей, где всегда происходит осмоление и утяжеление нефтей.

Южно-Прикаспийская НГО занимает. Южную прибортовую часть впадины. Здесь расположена основная часть месторождений региона. Залежи нефти и газа приурочены практически ко всем частям осадочного чехла (от девона до неогена). В надсолевом комплексе выделяются триасовый, юрский и нижнемеловой терригенные, верхнемеловой карбонатный и неогеновый терригенный нефтегазоносные комплексы.

В пределах Южно-Прикаспийской НГО выделяются семь НГР:

Прорвинский, Южно-Эмбинский, Нсановско-Тасымский, * Приморский, Центрально-Эмбинский, Сагизский и Южно-Междуреченский.

Южно-Эмбинский НГР располагается на юго-востоке Южно-Прикаспийской НГО и охватывает бортовое погребенное палеозойское Южно-Эмбинское поднятие и прилегающую солянокупольную часть впадины. Залежи нефти выявлены в подсолевых (нижний карбон нижняя пермь). И надсолевых (триас, юра и мел) отложении.

Надсолевому комплексу свойственна значительная толщина мезозойских отложений. И умеренная степень дислоцированности слоев, что обусловлено развитием здесь глубокопогруженных соляных куполов краевой части солеродного бассейна. Вследствие этого, известны как пластовые, тектонически-экранированные залежи, так и пластовые залежи полного контура. Лишь в северной части района развиты, скрыто прорванные соляные купола, на которых преобладают тектонически-экранированные залежи. Глубина их залегания, как правило, небольшая, а степень изолированности - невысокая.

На юге района (месторождение Кисимбай). Глубина залегания продуктивных надсолевых горизонтов составляет 1,5-1,7 км, пластовое давление - 19,8 МПа, пластовая температура - 60°С. В северной части (месторождение Кулсары) нефтяные горизонты находятся на глубинах 0,2-1,3 км, пластовое давление в них колеблется от 2 до 15 МПа, пластовая температура - от 51 до 53°С.

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;

b_н - коэффициент нефтенасыщенности, доли единицы.

r_н - плотность нефти, кг/м³;

q - пересчетный коэффициент - учитывающий усадку нефти, доли единицы;

h - конечный коэффициент нефтеотдачи, доли единицы;

Запасы выветренных пород палеозойского фундамента рассматриваются по аналогии с породами фундамента месторождения Верблюжья, где была пробурена скважина №1 Верблюжья, давшая приток нефти. Пересчетный коэффициент, коэффициент открытой пористости, значение средней по залежи эффективно нефтенасыщенной толщины залежи и другие данные, необходимы для подсчета залежи были взяты из отчета по месторождению Верблюжья.

Запасы надсолевого комплекса пермо-триасового отложения по площади Блак-Кемир.

По площади Верблюжья

Fм_Z = 38732517,74 м²

Площадь Булак-Кемир подсчет по V-отражающему горизонту кровля триасовых отложений

Fм_Z = 18800 м²

hм_Z = 2,2-25,6 м

mм_Z = 30,5-33,1

_м = 0,69

_н = 0,86 кг/м³

= 0,7

q = 0,3

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал1 = 18800*20*31,85*0,69*0,86*0,7*0,3=1724486,4 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв2 = 1724486,4*0,7=1207140,48 тонн

Площадь Булак-Кемир подсчет по III-отражающему горизонту кровля юрских отложений

Предполагаемые запасы юрских отложений обосновываются по аналогии с месторождением Верблюжьяы.

Запасы по площади Верблюжья общая площадь по юрским отложеньям

F =14224958,25 м²

h = 29 м

m = 0,16

_м = 0,71

_н = 0,812 кг/м³

= 0,33

q = 0,1

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал = 14224958,25 ·29·0,16·0,812·0,71·0,1 = 3805251,44 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв = 3805251,44 · 0,33 = 1255732,55 тонн

Площадь Булак-Кемир подсчет по III-отражающему горизонту кровля юрских отложений

F =21100 м²

h = 20 м

m =31,85

_м = 0,6

_н = 0,86 кг/м³

= 0,7

q = 0,3

Таким образом, балансовые запасы нефти составили:

Q_бал2 =21100*20*31,85*0,6*0,86*0,3 = 1935460,8 тонн

Следовательно, начальные извлекаемые запасы равны:

Q_изв2 =1935460,8*07=1354822,56 тонн

Суммарное значение запасы по двум отражающим горизонтам составляет

Q_бал1 +Q_бал2 3659947,2 тонн

Следовательно

Q_изв1 +Q_изв2 =2561963,04 тонн

1.8 Методика и объем проектируемых работ

1.8.1 Цели задачи поисковых работ

Отчётные работы выполнены с целью подготовки объекта к поисковому бурению. В итоге выполнены структурные построения по опорным сейсмическим горизонтам А, I, П, Ш, У, Т₁, УI, П₁, которые характеризуют морфологию поверхностей основных толщ, слегающих изучаемую мульду.

Полученные структуры позволяют сделать ряд выводов и дать рекомендации по направлению последующих работ, которые изложены ниже.

А) В пределах межкупольной мульды Булак-Кемир закартирована брахиоантиклинальная складка, унаследовано развитая по всему комплексу отложений юрско-мелового возраста. Амплитуда структуры уменьшается сверху от 370м в отложениях юрского возраста до 50м в отложениях верхнемелового возраста. Амплитуда структуры уменьшается кверху от 370м в отложениях юрского возраста до 50м в отложениях верхнемелового возраста. В сводовой части брахиантиклиналь разбита высокоамплитудным нарушением (до 250 м на уровне горизонта Ш), разделяющим ее на две части. Горизонты, характеризующие отложения юрского и нижнемелового возраста (Ш,У), на севере, восток и юге при воздымании примыкают к крупным склонам соляных массивов, окружающих мульду Булак-Кемир.

Антиклинальная складка и несогласное прилегание горизонтов к соляному ядру на восточной и северной периклинали складки образуют структурную ловушку сложной конфигурации. В результате проведенных работ подготовлен паспорт на структуру Булак-Кемир. На структурных картах ловушка окантуривается изолиниями с отметками глубин минус 3450м по горизонту У и минус 3150 м по горизонту Ш. Максимальная амплитуда по горизонту У составляет 400м, по горизонту Ш -370 м. Площадь ловушки по горизонту У 18,8км², по горизонту У -21,1км².

Б) Горизонты I-У, характеризующие строение юрско-меловых отложений, моноклинально воздымаются в юго-западном направлении. Если породы, залегающие выше поверхности размыва могут служить экраном для миграции углеводородов, то при благоприятных геоморфологических условиях здесь следует прогнозировать возможность существования ловушек неструктурного типа.

В) В северо-западной части мульды, в пределах пересечения профилей 18.89.102 и 18.89.108 зарегистрировано аномальное волновое поле. Здесь отмечается несогласие между сейсмическими горизонтами П и I. Ниже, между горизонтами I и поверхностью соляного ядра выделяется локальная, ограниченная со всех сторон сейсмофация, характерной особенностью которой является отсутствие динамически выраженных регулярных осей синфазности. Аналоги подобных объектов в ближайших окрестностях неизвестны, модель формирования неясна. В связи с этим представляет определенный интерес дальнейшее изучение выявленного аномального волнового поля с целю расширения поиска ловушек различных типов.

Г) Горизонты, характеризующие строение пермотриассового комплекса отложений, воздымаются в северо-восточном направлении. При этом часть из них со всех сторон ограничена соляными массивами. Возможно, что среди них и горизонт Т₁?, характеризующий строение отложений нижнетриасового возраста. На сопредельных площадях эти отложения продуктивны. В этом случае, если нижнетриасовые горизонты в своей верхней части со всех сторон экранированы солью и, принимая во внимание тот факт, что триасовые горизонты в нижней части налегают непосредственно на подсолевые отложения (мульда бессолевая), прогнозировать следует здесь наличие неструктурных ловушек. Полученный материал, в силу обьективных причин (неоптимальное по отношению к Т₁? Расположение сети профилей, нацеленных на решение другой задачи), не позволяет надёжно закартировать верхнее замыкание горизонта Т₁? Исходя из вышеизложенного, представляется целесообразным провести дополнительные исследования, направленные на картирование горизонта Т₁? С целью выявления возможностей ловушки.

Д) В неогеновом комплексе отложений в пределах профилей 18.89.102 и 18.89.114, 18.89.112 и 191.89.101 выявлены аномалии типа «яркое пятно». По аналогии с Полевым месторождением газа в Калмыцкой АССР с большой степенью вероятности можно предположить наличие залежей газа в неогеновом комплексе отложений над соляными куполами, обрамляющими мульду Булак-Кемир.

1.8.2 Система расположения поисковых скважин

Рекомендуется:

Заложить четыре поисковых скважин в пределах сложнопостроенной брахиоантиклинальной структуры Булак-Кемир с целью вскрытия ловушки в отложениях юрского и нижнемелового возраста.

А) Скважину №1-БК расположить на профиле 18.89.111 ПК 77 в пределах сводовой части приподнятого блока брахиантиклинали. Рекомендуемая глубина скважины 3500м. Предполагаемая отметка вскрытия целевых горизонтов: Ш-минус2800м; У-минус3000м.

Б) Скважину №2-БК заложить на ПК68⁵⁰ профиля 18.89.111в пределах сводовой части опущенного блока брахиантиклинали. Рекомендуемая глубина скважины 4800м. Предполагаемая глубина вскрытия целевых горизонтов: Ш-минус2950м; У-минус3250м. Перед скважиной №2-БК рекомендуется поставить дополнительную задачу-вскрытие комплекса отложений триасового возраста, в том числе горизонта Т₁? В условиях, наиболее благоприятных для формирования ловушек неструктурного типа-в зоне наиболее приподнятого залегания этих горизонтов при выклинивании под предъюрскую поверхность размыва и примыкании к соляному телу. Предполагаемая глубина вскрытия горизонта Т₁?-минус 4450м.

В) Скважину №3-БК расположить на профиле 18.89.111 ПК 46 в пределах ловушки, образованной экранированием воздымающихся горизонтов поверхностью соляного ядра. Рекомендуемая глубина скважины 3500м. Предполагаемая отметка вскрытия целевых горизонтов: Ш-3000м; У-3150м.

Г) Скважину №4-БК расположить в точке, удалённой от профиля 260.85.73 на 200м, имеющей проекцию на ПК 283⁵⁰ в пределах ловушки, образованной экранированием воздымающихся горизонтов поверхностью соляного ядра. Рекомендуемая глубина скважины 3200м. Предполагаемая отметка вскрытия целевых горизонтов: Ш-минус 2750 м; У-минус 3050 м. Рекомендуемая очередность бурения -в порядке нарастания номеров скважин.