Изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения Узень

1.       Геологическая часть.

1.1.   Общие сведения о месторождении

 Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак, в южной степной части Южно-Мангышлакского прогиба. Орографический Южно-Мангышлакский район представляет собой обширное слабосхолмленное плато, слегка наклонное к югу и юго-западу, в сторону моря с абсолютными отметками от +260  метров на сфере до +24 метра на юге. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку – 132 м.

Рельеф в районе Узенского месторождения имеет сложное строение. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгаракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождение плато круто обрывается в виде уступов в сторону впадины Узень.

Сарматские известняки и глины, которыми сложено плато, на западе в виде выступа вдаются  в падину Узень, образуя так называемый мыс Хумурун. Впадина Узень занимает площадь около 500 км². Дно впадины изрезано глубокими оврагами.

В восточной части  площади расположена впадина  Тунгаракшин. Она вытянута в меридиональном направлении, размеры и глубина  её уступают впадине Узень. Абсолютная отметка составляет +132м.

Климат района континентальный, лето жаркое и продолжительное. В  отдельные годы температура воздуха  повышается до +45˚С. Зима малоснежная  с сильными ветрами, нередко бураном. Среднегодовая скорость ветра 6-8 метров в секунду. В наиболее холодные зимы морозы достигают -30˚С. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые годы. Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

Освоение нефтяных месторождений  на полуострове Мангышлак в безводной  пустынной зоне стало возможным  благодаря большим объёмам работ по строительству дорог, современных городов для нефтяников и других производственных объектов.

Детальное изучение геологического строения продуктивных горизонтов месторождения  Узень позволило уточнить характер распространения пластов-коллекторов, выявить наличие обширности низко продуктивных зон. Залежи нефти характеризуются большой неоднородностью прерывистостью пород-коллекторов.  Такой характер литологической неоднородности пластов-коллекторов обуславливает неравномерность выработки запасов нефти и газа из пластов.

 

 

            1.2     Стратиграфия.

Месторождение Узень  многопластовое, имеет исключительно  сложное строение.

В разрезе меловых  и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I-XXV).

Из них I-XII горизонты (в нижнемеловых отложениях) стратиграфически относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI-горизонт) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород.

По литологическим особенностям эти отложения чётко разделяются на два комплекса: верхний терригенный (II-XI-горизонт) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт).

Пласты-коллекторы этих горизонтов газонасыщены. Этаж газоносности более 700м.

XIII-XVIII в основном нефтенасыщенные горизонты юрского возраста относятся к верхнему этажу нефтегазоносного разреза, залегающие на глубине 1080-1370 м. В них сосредоточены основные запасы уникальных по составу и свойствам нефти, залежи нефти указанных горизонтов по типу - пластовые сводовые.

В продуктивных основных горизонтах (XIII-XVIII), протяженность которых по оси складки в 4-5 раз больше их ширины, выделен 51 нефтяной пласт:XIII-12, XIV-14, XV-8, XVI-1, XVI-3, XVI-6, XVIII-7.

Глубокими разведочными скважинами на Узенской площади вскрыта мощная толща осадочных отложений мезо-кайнозойского возраста. Максимальная мощность разреза (около 2000 м) пройдена скважинами №5 и №53.

На Узенской площади 1965 году было закончено бурение скважины №53 глубиной 2200 м, изучение керна, из которого позволило установить в разрезе нижнеюрские и триасовые отложения.

I. ТРИАСОВАЯ СИСТЕМА – Т.

 Отложения, уверенно относимые к триасу, вскрыты на Узенской площади лишь в скважине №53 в кернах, поднятых с глубины 2154-2120м, были определены комплекс пор и пыльцы, которые по значению палеонтолога ВНИТРИ Меньшиковой, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор – 42-62%, пыльцы – 37-56%.

  Вскрытая мощность  отложений триаса составляет  в скважине №5 – 39 м, в  скважине №53 – 58 м.

Литологически они представлены аргелитом микропрослойками в виде тонкозернистого песчаника и алевролита.

  В разрезе этой  толщины по данным промыслово-геофизическим  исследованиям выделены 3 горизонта (XVI, XVII, XVIII).

II. ЮРСКАЯ СИСТЕМА – J.

в разрезе юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.

НИЖНИЙ ОТДЕЛ. Нижнеюрские  отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргелитами. Песчаники  мелкозернистые, а также алевролито-глинистые  плотно сцементированы кварцем, полевым шпатом. Глины и аргелиты представлены аналогично песчаникам. В разрезе также встречаются обуглившиеся растительные осадки. В этом отделе выделены три горизонта XXII, XXIV, XXV.

СРЕДНИЙ ОТДЕЛ – J2. Отложения средней юры вскрыты в скважинах №15б 42, 53, 57, 60. Большинство 3 яруса, однако, единая точка зрения на объемах этих подразделений отсутствуют. Сказанное в большей степени относятся к границе между байосским и батским ярусами.

ААЛЕНСКИЙ ЯРУС- J2а. Отложения ааленского яруса сложны преимущественно глинисто-алевролитистыми породами с прослоями песчаников. Мощность около 400м. В отложениях яруса выделяются 2-горизонт-XXII, XXI. 

БАЙОСКИЙ ЯРУС – J2в. Литологические отложения данного яруса сложны чередованием песчаников с алевролитами и глинами, среди которых отличаются маломощные прослои мергелей. Мощность – 200 м. В этом ярусе выделены XX-XIX продуктивные горизонты и XVIII – нефтеносный, перспективный.

БАТСКИЙ ЯРУС – J2вt. Породы яруса представлены чередованием серых и темно-серых глин, коричнево-серых песчаников. Глины, как чистые, так и алевролитистые, песчаники мелкозернистые. Иногда встречаются тонкие углистые прослои. Мощность – около 100 м. Выделены XVII, XVI, XV, XIV-горизонты.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ –J3. Верхнеюрские отложения в пределах Узенской площади подразделяется на 2 яруса: келловейский и оксфордский. Весь разрез представлен морскими осадками. Мощность разреза около 180 м.

КЕЛЛОВСКИЙ ЯРУС – J3k. Осадки яруса, мощностью около 100 м сложены в основном толщей терригенных пород. По литолого-геофизическим данным они подразделяются на два неровные части: нижнюю, мощность которого 40 м, содержащую довольно мощные песчано-глинистые и алевролитовые породы. К этому ярусу приурочены XIII горизонт и верхняя часть XIV горизонта, в которой преобладают глинистые и глинисто-мергелевые разность пород. Мощность верхней части – 28 м.

ОКСФОРДСКИЙ ЯРУС – J3а. Образования яруса слагают: мергиями, глинами, песчаниками, известняки. Мощность составляет 70 м. Имеются включения растительной органики.

III. МЕЛОВАЯ СИСТЕМА – К.

Данная система представлена нижними и верхними отделами.

НИЖНИЙ OТДЕЛ – К1. Представлен в основном несколькими подотделами – морскими терригенными и карбонатными осадками содержащими остатки.

ВЕРХНИЙ ОТДЕЛ – К2. В разрезе верхнего отдела меловой системы хорошо выделяются сеноманский, туронский, мастрихский ярус и датский ярусы. Суммарная мощность их составляет 239 м.

IV. НЕОГЕНОВАЯ СИСТЕМА - N.

В составе данной системы выделены образования тартонского, сарматского яруса.

ТАРТОНСКИЙ ЯРУС – N1t. Ярус представлен толщей серых и зеленовато-серых глин, мергелей и мелкозернистых песчаников, залегающих с резким размывом и угловым несогласием на различных горизонтах палеогена и верхнего мела. Мощность – 20 м.

САРМАТСКИЙ ЯРУС – N1s. Относятся серые и зеленовато-серые мергели, чередующимся с глинами, известняками белого, бело-серого, желтоватого цвета. Мощность яруса – 95 м.

V. ПАЛЕОГЕННАЯ СИСТЕМА.

Осадки палеогена представлены зацепом и алигацепом. Мощность их составляет – 170 м.

ЧЕТВЕРТИЧНЫЕ ОТЛОЖЕНИЯ - Q. На поверхности Южно-Мангышлакского плато четвертичные отложения представлены тонким слоем суглинков. Максимальная мощность, которых не превышает несколько десятков сантиметров и почечным слоем. Во впадинах и оврагах развиты аллювиальный, демовиальный типы четвертичных отложений. Мощность около – 10 м.

 

 

            1.3.    Тектоника

            Узенская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай – Узенской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами.

Узенская структура  на севере граничит с южно-восточной  периклиналью, от соседнего Тенгизского  поднятия.

Узенская складка соседствует  с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относится к типу брахиантиклинальной.

Отношение длины оси к короткой в пределах изогипса увеличивается  до 411 м.

Узенская структура протянулась  в общем направлении с востока  и юго-востока на запад и северо-запад. Ось складки изогнута.

Одной из характерных  особенностей Узенской складки является её слабая дислоцированность разрывных  нарушений. На структурных картах, построенных  по XIV–горизонтам, выделяются пять нарушений, из которых два являются более достоверными, чем остальные. К достоверным нарушениям относятся два нарушения в районе скважин №517, 668 (III-разрезающий ряд), в районе скважин №51, 62 (VI-А разрезающий ряд).

К предполагаемым нарушениям – три  в районе скважин №82, 87 (между  рядами IV–A и IV).

Первое тектоническое нарушение (считается с востока на запад) – северо-восточное (III-ряд) проводится условное между скважинами №1177-1045. Оно предполагается на основании несовпадения линий изогипс. Здесь не ясно строение складки северо-восточного крыла структуры.

Второе дезъюктивное нарушение (III-A ряд) проводятся достаточно обосновано. Для прослеживания этого нарушения были построены ряд профилей через скважины №214, 228 и 514, 465. Нарушение хорошо прослеживается в скважину №517 и подтверждается в скважине №668.

В этих скважинах выпадение части продуктивного разреза составляет величину около 35 м. В разрезе скважин №517 отсутствует нижняя часть XIII–горизонта мощного 9 м, на северном крыле складки, в районе скважин №270-265 м, и на юге от района скважин №517 и 668 амплитуда нарушения уменьшается и оно затухает.

Эти нарушения являются практически первыми, которые установлены  по результатам сопоставления разрезов ряд скважин.

Сопоставление структурных  карт составленных по меловым отложения, кровле XIII–горизонта и продуктивных нижележащих горизонтов, показывает полную идентичность форм и ориентированность структур по различным горизонтам средней, верхней юры, нижнего и верхнего мела. Это обстоятельство показывает, что основные черты строения складки с глубиной полностью сохранятся. Наряду с этим сопоставления указанных структурных карт указывает на закономерность увеличения со стратиграфической глубиной углов падения пластов и амплитуды складки.

Среднее значение проницаемости объектов не превышает  0,05 мкм², что характерно для низко проницаемых коллекторов. Среднее значение  эффективной  нефтегазонасыщенной толщины составляет 5,6 м. Зоны распространения коллекторов имеют направление близкое к мередиальному.

В целом объект имеет  поместное распространение из-за взаимного перекрытия зон распространения пластов на плане нефтяной залежи. Эффективная суммарная толщина в среднем, составляет           20 метров и среднеарифметическая величина проницаемости нижнее по объекта не превышает 0,4 мкм², что характерно для высокопродуктивных коллекторов.

 

 

 

1.4  Расчлененность эксплуатационных объектов и толщин пластов

 

В разрезе осадочной  толщи нижнемеловых и юрских отложений  Узеньского месторождения выделяются три этажа нефтегазоносности. Продуктивные XIII-XVIII горизонты верхне и среднеюрского возраста общей толщиной 350 м относятся к основному среднему этажу нефтегазоносности. Продуктивные горизонты XIX-XXV средне- и нижнеюрского возраста относятся к нижнему этажу нефтеносности и нефтенасыщенны в пределах локальных куполов Хумурунского, Северо-западного и Парсумурунского.

Толщина каждого горизонта  среднего этажа различная - от 32 до 65 м. В разведочных и первых добывающих скважинах было установлено наличие  газовой шапки в XVII горизонте.

Распространение по площади  пластов коллекторов определено по картам эффективных нефтенасыщенных толщин пластов, объектов разработки и горизонтов в целом. К зонам отсутствия коллекторов относились участки, где пласты имеют проницаемость меньше 10x10 мкм². Пласты XIII горизонта разделяются на 5 пачек: А, Б, В, Г, Д. Всего в XIII горизонте выделяется 12 песчано-алевролитовых пластов: a1, а2, б1, б2, в1, в2, в3 , г1, г2, д1, д2, дз. Наиболее неустойчивыми по своей выдержанности являются коллекторы песчаных пластов а2, б1, б2, г1 и д1. Большую часть залежи XIII горизонта около 76% занимает НПЗ. Разрез представлен прерывистыми тонкими коллекторами преимущественно 0,6-3,0 м толщины. Толщина горизонта колеблется в пределах 34-71 м, наиболее характерна 34-40 м.  Нефтенасыщенные эффективные толщины горизонта в пределах внутреннего контура изменяются от 0 до 50,0 м. На карте суммарных нефтенасыщенных толщин XIII горизонта четко прослеживаются высокопродуктивные зоны, представленные слиянием в одних случаях пластов в одной пачке, в других-нескольких пачек в разных сочетаниях. Попластовые карты изменения нефтенасыщенных толщин дают представление какими пластами представлены монолитные песчаники в зонах ВПЗ, пересекающих площадь в различных направлениях. При определении толщины каждого из пластов в зонах слияний, толщина монолита делилась на число присутствующих пластов.