Газодобывающей промышленности

       В июле 1982 года бригадой специалистов был разработан план проведения дополнительных сейсморазведочных работ в новой, более эффективной модификации объёмной сейсморазведки (МОС) с отработкой плотной сети профилей МОГТ. Основной геологической задачей этих работ являлось получение надёжной сейсмической информации по наиболее сложно построенному участку подсолевой структуры за счет высокой плотности наблюдений, трёхмерной миграции волнового поля, изучение пространственных динамических особенностей колебаний. 

1.3 Стратиграфия 

       На  площади проектируемых работ  наиболее древними вскрытыми отложениями  являются отложения нижнего девона /скв.  15, Д-5/. Описание нижележащих отложений делятся по аналогии с районами Бузулукской впадины, Восточно-Оренбургского и Соль-Илецкого сводов.

       По  данным сейсморазведки на площади проектируемых  работ глубина залегания фундамента /горизонт “ф”/ составляет порядка 7-9 км.         

       Верхнепротерозойская  группа – РR - Региональное распространение в данном районе имеют два комплекса - рифейский и вендский.

       Сложен  он толщей красноцветных пород молассовидного облика с грубым чередованием КПШ гравелитов, песчаников и аргиллитов.

       Вендский  терригенный комплекс бурением вскрыт в пределах Восточно-Оренбургского  свода. Толщина комплекса предположительно составляет 600-800 м. Отложения, трансгрессивно залегающие на фундаменте или отложениях рифея, представлены серо-цветными песчаниками и аргиллитами с подчинёнными прослоями карбонатных пород.

       Палеозойская  группа - PZ Ордовикская и силурийская системы – О-S.

       Отложения ордовика установлены на востоке  и юге Восточно-Оренбургского  свода, в пределах Соль-Илецкого свода и в прогибе, разделяющие их. Максимальная толщина отложений вскрыта скв. 1. Красный яр в бортовой части Соль-Илецкого свода. Скважина по ордовикским отложениям прошла 2020 м и не вскрыла их на полную мощность.

       На  юге и востоке Восточно-Оренбургского свода так же вскрыты силурийские отложения, максимальная толщина их составляет 40 м.

       Нижнепалеозойские отложения сложены плотными песчаниками  и аргиллитами серого цвета с  прослоями карбонатных пород.

       В разрезе Карачаганакской площади предполагается присутствие нижнепалеозойских отложений общей толщиной порядка 1000 м.

       Керн из интервала 6245 – 6248 м представлен аргиллитами тёмно-серыми с буроватым оттенком.

       Вскрытая  толщина нижнедевонских отложений  составляет около 30 м.

       Средний отдел Д2 - Среднедевонские отложения вскрыты поисковыми скважинами Д-6 и 15 и представлены эйфельским и живетским ярусами.

       Отложения эйфельского яруса, по данным скважины Д-5 состоят из карбонатно-глинистой  толщи, предположительно бийского возраста /интервал 6218 – 6081 м/, карбонатной /интервал 5980 – 5955 м / толщин, предположительно афонинского возраста. В скважине Д-5 эта толща имеет аналогичную характеристику и, скорее всего, может расцениваться как покрышка.

       Верхний отдел. Д3 - Верхнедевонские отложения представлены фаменским ярусом. Нижне-среднефаменские нерасчленённые отложения со стратиграфическим перерывом перекрывают среднедевонские отложения. Наиболее полно разрез нижне-среднефаменских отложений изучен в 15 скв., где встречаются прослои серых и тёмно-серых органогенно-обломочных известняков, и почти чёрных мелко кристаллических доломитов. Лишь в южной части месторождения известняки имеют подчиненное значение.

       Верхнефаменские отложения имеют чёткую палеонтологическую характеристику по фораминиферам, частично по водорослям. Толщина верхнефаменских отложений достигает до 368 м, и в краевых частях поднятия.

       Каменноугольная система – С - Отложения каменноугольной системы, вскрытые на всей изученной площади, представлены нижним и средним отделами.

       Нижний отдел – С1 - Нижние каменноугольные образования представлены турнейским визейским и серпуховским ярусами.

       Турнейский  ярус представлен нижним подъярусом и литологически не отличается от верхнефаменских. Толщина колеблется от 5-79 м.

       Визейский ярус перекрывает турнейские отложения с небольшим перерывом и определяется по редкой литологической смене водорослево-сферовых известняков органогенно-обломочными разностями или термоцветными глинисто-битуминозными доломитизированными известняками. Мелководный тип представлен известняками биоморфно-детритовыми толщиной до 1448 м, рифовый тип – известняками светло-серыми преимущественно водорослями толщиной до 623 м, глубоководное темно-серыми и серыми плитчатыми, микро слоистыми известняками и доломитами толщиной до 27 м.

       Ассельский  ярус сложен тремя типами разреза. Первый боигенными известняками. Второй – склоновый биоморфно-детритовыми известняками. Третий – глубоководные, почти чёрные битуминозные породы. Максимальная толщина ассельских отложений биогенного типа достигает 557 м, склонового от 42 до 216 м. Глубоководные ассельско-артинские отложения общей толщиной 20-40 м на ярусы не подразделяются.

       Сакмарский  ярус - в рифовой фации представлен  серыми водорослевыми известняками, в склоновых типах - органогенно-детритовыми и пелитоморфными известняками. Толщина первого типа от 23 до 90 м, второго от 15 м до 56 м.

       В относительно глубоководном типе разреза  сакмарские отложения выделяются условно.

       Артинский ярус - в рифовом и склоновом  типах разреза подразделяется на 2 подъяруса: нижне - и верхнеартинский. Первый сложен из разрезов двух типов рифового /биоморфно-детритового известняка/ и склонового/ в основном вторичные доломиты/ и достигают толщины 90 м. Второй по литологии и типу разреза сходен с первым подъярусом. Толщина артинских отложений в биогенном типе разреза от 143 м до 303 м, в склоновом типе от 5 до 217 м.

       Кунгурский  ярус - в наиболее полных разрезах представлен  нижней толщей карбонато-сульфатной серые, голубовато-серые ангидриты, с прослоями  доломитов, и верхней соленосной каменной солью и соленосно-терригенными породами. Толщина первой колеблется от 1 до 300 м, толщина соленосных отложений изменяется от 172 м до 3028 м.  

       1.4 Тектоника 

       Месторождение Карачаганак приурочено к крупному поднятию в отложениях подсолевого палеозоя, расположенного в Карачаганак-Кобландинской зоне в внутренней части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины на небольшом удалении к северу от Карачагакского поднятия фиксируется бортовой уступ Прикаспийской впадины, простирающийся в целом в субширотном направлении. Наиболее чётко этот уступ выделяется по подошве кунгурского яруса. В подстилающих нижнепермских и каменноугольных отложениях в районе уступа наблюдается резкая смена шельфовых карбонатных фаций на глубоководные глинисто карбонатные, в связи с чем уступ считается тектоно-седиментационным образованием в зоне сочленения Прикаспийской впадины с Волго-Уральской антиклизой. В пределах бортового уступа Прикаспийской впадины и его внешнего обрамления по различным горизонтам подсолевого палеозоя выделяется ряд поднятий преимущественно валообразного характера.

       По имеющимся геофизическим данным во внутренней части северного борта впадины также намечается ряд подобных структур. При этом считается, что Карачаганакское поднятие является составной частью Карачаганакско-Кобландинского вала. Строение Карачаганакского подсолевого поднятия охарактеризовано структурными планами по четырём отражающим горизонтам (П3, С1, П2, П1-S), из которых два нижних (П3, С1), не имеет привязки к данным бурения непосредственно на месторождении и поэтому их стратификация условна. Горизонт П3 предположительно относится к подошве карбонатного комплекса верхнего девона. Горизонт С1 – к кровле известняков турнейского яруса нижнего карбона, горизонт П2 - к размытой поверхности нижнего - среднего карбона и горизонт П1-S - к кровле известняков артинского яруса нижней перми (П1) и перекрывающих их ангидритов филипповского горизонта (S), там где мощность последних незначительна. Отражения П1 и S практически сливаются в единый отражающий горизонт. Сравнение структурных планов Карачаганакского поднятия по указанным горизонтам подсолевого комплекса свидетельствует как о явных чертах их сходства, так и о наличии весьма существенных различий. При этом структурные планы горизонтов П1 и П3 характеризуют, соответственно, строение кровли и подошвы карбонатного массива месторождения Карачаганак, а горизонт С1 и П2 - его внутреннее строение на уровне каменноугольных отложений.

       По всем указанным горизонтам поднятие имеет несколько вытянутую форму и ориентированно в субширотном направлении более или менее параллельно бортовому уступу Прикаспийской впадины. Достаточно близкими остаются и размеры поднятия в контурах, замыкающих его изогипсы по каждому горизонту. Весьма существенной особенностью строения карбонатного массива Карачаганакского поднятия является увеличение его амплитуды вверх по разрезу, что объясняется его тектоно-седиментационной природой. Зона увеличения мощностей нижнепермских карбонатных образований, получившая чёткое структурно - морфологическое обособление, локализуется в пределах центральной части поднятия.  

       1.5 Нефтегазоносность 

       Основная  нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному нижнепермскому карбонатному массиву размерами 29х16 км и амплитудой около 1700 м.

       Залежь  массивная экранируется галогенно-терригенной  покрышкой, представленной отложениями  кунгурского яруса и верхней  перми.

       Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи установлена продуктивность карбонатного пласта филлиповского сульфатно-карбонатного горизонта, из которого в скважине  30 получен приток газа с конденсатом дебитом 47,7 тыс. м³/сут. и 47,5 тыс. м³/сут. соответственно. Толщина филиповского горизонта колеблется от первых метров до 302 метров. В горизонте практически повсеместно встречаются доломитовые прослои толщиной от долей до 10 метров. Ловушка в горизонте пластов литологически замещённая, границы залежей в краевых частях структуры определены уровнем ГНК основной залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По ГИС средние значения пористости в скважинах колеблются от 6 до 9,0%, достигая иногда 13%.

       Небольшая нефтяная залежь выявлена в спорадически развитых в пределах межкупольной мульды низкопорово-трещиноватых коллекторах  залегающих непосредственно над  филипповским горизонтом. Из скважин  112 получен приток нефти дебитом 30 м³/сут. Толщина продуктивности пласта от 2 до 20м. Тип ловушки пластовый, литологически ограниченный.

       Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м³/сутки и газа 69,1 тыс. м³/сут. при опробовании интервала 5670 –5764 м в скважине № 15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

       Залежь  состоит из двух частей газоконденсата, приурочено к нижнепермско-каменноугольным  отложениям и нефтяной подушки в  каменноугольных отложениях.

       Дебиты  газа составляют 40-1980 тыс. м³/сут., а конденсата 30-1354 м³/сут. Площадь газоносности равен 197,9 млн. м², при высоте залежи 1390 м. ГНК принят в среднем на абсолютной отметке - 4950 м. Пластовая газоконденсатная смесь состоит из трёх основных групп: углеводородов (87,8 - 91,5%), кислых (8,0 - 11,4% об.) и инертных (0,6-1,1% об.).

       Плотность дебутанизированных конденсатов находится  в пределах 780-800 кг/м³, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м³. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м³ приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м²/с, повышение температуры застывания на 15 ºС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих – смолы и асфальтены.

       Физико-химические свойства девонской нефти изучены  по одной пробе, отобранной в скважине  15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м³. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2 - 78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.