Нефтегеологическое районирование.
Единой общепринятой схемы нефтегеологического районирования нет. Сложное тектоническое строение, литофациальные условия распространения НГК обусловили специфическую территориальную зональность распределения углеводородов и определили принципы н/г районирования бассейна, в основу которых положено выделение НГО с учетом определяющего влияния структурных элементов подсолевого этажа.
По одной из предложенных схем в пределах бассейна выделяются: Южно-Прикаспийская НГО (Астраханский, Урало-Эмбенский, Приморский, Бузачинский районы); Восточно-Прикаспийская ( Северо-Эмбенский, Илекский р-ны ); Центральная НГО (Куриловско-Новоузенская зона). За пределами названных областей выделяются самостоятельные районы: Солдатско – Степновский, Карпенский и Тепловский.
Из других схем, получивших распространение (справочник 1987, Каламкаров, 2003г.) чаще используется схема, по которой выделяется пять НГО: Волгоградско – Карачаганакская, Эмбенско – Жаркомысская, Южно – Эмбенская, Астраханско – Калмыцкая и Центрально – Прикаспийская.
ЮЖНО – ПРИКАСПИЙСКАЯ НГО.
Эта область располагается на юге Прикаспийского н/г бассейна. Она включает территорию Южной Эмбы, Урало-Волжского междуречья, Астраханский свод, акваторию Северного Каспия и условно Бузачинский свод. Продуктивны здесь как подсолевые (начиная с нижнего карбона), так и надсолевые отложения. Наибольшее количество месторождений (>50) связаны с солевыми куполами, наиболее крупные месторождения выявлены в подсолевых отложениях. В Южно-Прикаспийской НГО выделяют Астраханский газоносный, Урало-Эмбенский, Приморский и Бузачинский нефтеносные районы.
Астраханский газоносный район.
Продуктивны здесь как надсолевые (Т1-К1), так и подсолевые отложения. В надсолевых известны небольшие залежи на Бугринском, Шаджинском, Халганском месторождениях.
Основным наиболее крупным месторождением в районе является Астраханское г/к месторождение (1976г). Оно расположено в ЮЗ бортовой части б-на, в 80км к северу от г. Астрахани. По запасам свободного газа – уникальное. (2,7 трл.м.куб.-начально известные запасы, Кравченко).
Приурочено к одноименному своду. Продуктивны известняки порово-трещинные, субкавернозные. По плоскости газоводяного контакта (-4073м) размеры залежи 100*40км, этаж газоносности 220м. ФЕС в основном низкие. Пористость 8-11%, проницаемость 0,001мкм.кв. Газ сернистый (Н2S=22-24%). Содержание конденсата от 240 до 560см.куб./м.куб. Qг от 200тыс.м.куб. до 1млн. м.куб/с.
Урало – Эмбенский район.
Он включает на западе междуречье Урала и Волги и старый промысловский район Эмбы на востоке. Нефтеносность здесь связана с надсолевыми комплексами (от Р2- Т до К2). Наиболее типичны месторождения типичных соляных куполов (Кулсары, Косчагыл), известны месторождения зачаточных куполов с глубоко погруженным соляным ядром (Мартыши, Камышитовое). Многие месторождения этого района уже выработаны.
Косчагыл. (1932)
Расположено на левобережье р. Эмбы. Приурочено к соляному куполу размером 6*15км. Соляное ядро на глубине 250-450м и погружается на ЮВ. Угол наклона крыльев 45-60 градусов на севере и 20-30 градусов на юге. Амплитуда поперечных нарушений до 100м, продольных больше. Залежи установлены : в Р2 – Т три горизонта, в J2 - 9-10 горизонтов, в К1 (неоком) 2-4 горизонта, в apt-альбе 3 горизонта. Залежи преобладают нефтяные, встречаются газо-нефтяные и газовые.
Кулсары. (1939) Приурочено к соляному куполу размером 12*6км. соль на глубине 200-1500м. Углы наклона на западном крыле 20 градусов, на восточном 45-50 градусов. Этаж нефтегазоносности 1100м. Залежи установлены в Р2 – Т1, J2, К1. На месторождении три самостоятельных участка.
На западе области в районе Новобогатинского свода ( по Mz )известны такие месторождения как Мартыши, Камышитовое, Жанаталан и др., где продуктивны Т1, J2, J3 и К отложения, а залежи более простые, менее нарушенные.
Мартыши. Приурочено к межкупольной структуре. Соляное ядро на большой глубине, структура слабо нарушена. Продуктивны J2, К1 неоком – апт 4 пласта. Qн от 20т/с до 96т/с.
Приморский район.
Он располагается на юге и юго-востоке бассейна включая Приморское, Южно-Эмбенское подсолевые поднятия, а также акваторию Северного Каспия с Северо-Каспийским поднятием. Особенностью этого района является наличие инверсионных поднятий и рифовых массивов (С2-С1 возраста)
Месторождения в районе связаны с соляными ядрами (Прорва, Актюбе и др.), с антиклинальными структурами (Тортай, Равнинное) и рифовыми массивами (Тенгиз, Королевское, Кашаган). Продуктивны как подсолевые (С1-С2-С3) так и надсолевые (Т3, J2-К1, К2 и f).
Из месторождений, где продуктивны надсолевые отложения, наиболее известным является Прорва. Оно расположено на юге Приморского района и приурочено к трем поднятиям: центральному, западному и восточному, разделенным нарушениями. Общий размер 6*18км. соль на глубине 3-4км. основные залежи в J2. Кроме того, продуктивны J3 и Т3 отложения. Всего на месторождении 7-9 залежей. Центральное и восточное поднятия контролируют самостоятельное месторождение, западное – свое. Коллекторы: песчаники и алевролиты. Залежи пластовые сводовые и тектонически экранированные.
Наиболее крупным месторождением в подсолевых отложениях является Тенгиз (1979). Оно расположено в 150км к ЮВ от г. Атырау (Казахстан). Оно приурочено к центральной части Приморского подсолевого поднятия (Каратон – Прорвинского карбонатного массива на юге Гурьевского палеосвода – Л. В. Каламкаров, 2003г). Месторождение связано со сложной эрозионно-тектоноседиментационной структурой с крутыми крыльями по башкирским отложениям 30*30км и Амплитудой=200-м, по кровле подсолевых отложений Р1 А=800м.
Промышленная нефтеносностьсвязана с С2-С1и Д3отложениями. Залежь массивная. ВНК не вскрыт. Самая глубокая скважина - 5413м, в ней отмечается нефтеносность до забоя, этаж нефтеносности составляет – 1545м (3868-5413м).Продуктивнаятолща сложена обломочными, органогенно-обломочными известняками и доломитизированными мергелями. Коллекторы трещинные, каверно-трещинные, порово-трещинные. Открытая пористость от 0,1 до 24%, проницаемость 0,001-0,03мкм.кв. Нефть легкая, сернистая (0,7%), парафинистая, малосмолистая.
Запасы, судя по последним данным разработки, оцениваются в 3,5-3,8 млрд.т.(2003г).
В акватории Каспия в последние годы установлена промышленная нефтеносность С1-С2 известняков на структуре Кашаган (70*25км). Предполагаемые запасы в три раза больше, чем на месторождении Тенгиз.
Из месторождений, расположенных на Южно-Эмбенском палеозойском поднятии можно назвать Тортай, Равнинное.
Месторождение Тортай.
Оно расположено на СЗ склоне Южно-Эмбенского поднятия и приурочено к антиклинальной складке в С1-С3 отложениях. Продуктивны песчаники С1-С2 мелко-крупнозернистые с пористостью 5-6 до 14%, проницаемостью 2-3МД. Залежи нефтяные.
Месторождение Равнинное. На этом месторождении залежи нефти в С2-С3 песчаниках.
На других месторождениях Ю. Эмбенского поднятия продуктивны J2, J3, К1 (Боранколь, Касимбай).
Бузачинский район.
Приурочен район к Бузачинскому своду. Здесь кровля до J отложений располагается на глубине 0,7-2,3км. В пределах района известны нефтяные и газонефтяные месторождения, интенсивно нарушенные с залежами в J2-К1 отложениях.
Из известных месторождений одним из первых открытых было месторождение Каражанбас. Приурочено оно к брахиантиклинальной складке субширотного простирания. Разрывными нарушениями оно разбито на 6 блоков, отличающихся различными размерами залежей и положением ВНК. На месторождении установлено 5 продуктивных горизонтов в К1 (неоком) и 2- в J2. Коллекторы: алевролиты и песчаники. Пористость 20-30%, проницаемость 1-2500МД. Qн от 0,8 до 115 т/с. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Этаж нефтеносности 120м. Нефти тяжелые. Размер складки 30*6км. Амплитуда=180м.
Перспективы района связывают с западным продолжением в акватории Каспия, где уже установлено Западно-Каражанбасское месторождение и выявлено поднятие Курмангазы.
ВОСТОЧНО – ПРИКАСПИЙСКАЯ НГО.
Эта область включает восточные и северо-восточные прибортовые части Прикаспийского бассейна. Здесь продуктивны, как надсолевые (Р2-Т,J-К1) так и подсолевые от Д3до Р1. Из месторождений, где известны залежи в надсолевых отложениях, можно назвать Кенкияк, Шубаркудук, Джаксынай, Кумсай. Однако наиболее крупные залежи здесь связаны с подсолевыми отложениями (Карачаганок, Жанажол, Кенкияк, Бозоба и др.)
В области выделяют два района: Северо – Эмбенский или Кенкиякский и Илекский (Карачаганакский).
Северо –Эмбенский район. Он расположен на востоке бассейна и приурочен к Жаркомысскому своду. Залежи углеводородов здесь связаны как с надсолевыми, так и подсолевыми отложениями.
Одним из месторождений, где залежи известны в надсолевых и подсолевых отложениях является месторождение Кенкияк (1959). Оно расположено в среднем течении р. Эмбы, в 250км ЮЗ г. Актюбинска. По надсолевым горизонтам оно приурочено к криптодиапировому куполу. Соляной массив на глубине 3км. В надсолевых отложениях 2 структурных этажа: нижний Р2-Т характеризуется большими углами падения и широким распространением сбросов, обусловленных соляной тектоникой. Верхний этаж – J-К с угловым несогласием лежит на Т и образует обширное пологое поднятие без тектонических нарушений. В подсолевых отложениях поднятие осложнено, возможно, рифогенной постройкой С1v3 – C2b возраста.
В надсолевых отложениях продуктивные горизонты выявлены в Р2, Т, J1 – J2 (5), К1 (5). Коллекторы: песчаники и алевролиты. Пористость от 20 до 32%, проницаемость сотни - тысячи МД. Всего в надсолевых отложениях установлено ~ 30 нефтяных и газовых залежей. В J-К отложениях залежи пластовые сводовые, иногда частично литологически экранированные. В Р2-Т отложениях залежи, экранированные тектонически и соляным штоком.
В подсолевых отложениях залежи нефти установлены в сакмаро-артинском терригенном комплексе в 5 продуктивных горизонтах, мощность которых изменяется от 6 до 30м, пористость до 35%, проницаемость низкая. Дебиты в зонах повышенной трещиноватости до 300т/с. Коллекторы: порово-трещинные. Залежи комбинированные – сводово-литологические. Нефтеносность установлена и ниже в С1-С2 (визейско-башкирском) комплексе, возможно рифогенном (4300-4450м), Qн до 100т/с.
Крупным месторождением в районе является месторождение Жанажол (1978г.). Приурочено оно к крупному меридианальному поднятию в подсолевых отложениях с Амплитудой=500м. На месторождении установлены две н/г залежи: 1) С2-С3, высота 290м, в том числе нефтяная часть 90м; 2) С1-С2, высота 480м, в том числе нефтяной части 220м. Средний дебит нефти 45-50т/с. Дебит газа 200тыс. м.куб./с. Содержание конденсата более 500 см3/м3.Залежи массивные. Коллекторы: карбонатные, возможно рифогенные. Перспективными считаются D3 – C1t отложения.
В последние годы в пределах Восточного Прикаспия в современном структурном плане на Алибекмолинской, Жанажольской, Кенкиякской и Шубаркудукской ступенях (с востока на запад) на глубинах от 3,9 до 6.3 км вскрыты терригенные (турнейско-средневизейские) отложения мощностью от 2,8 км на площадях Эмбинского перикратонного прогиба до 0,5 км в пределах Жаркомысского выступа фундамента с промышленными залежами на площадях Жанатан, Локтыбай, Кокбулак, Кожасай. Продуктивны песчаники – 10 пластов. Пористость 8,8-38%, проницаемость 2,8*10(в 12 степени) м2. Qн от 3 до 288 м3/с с АВПД. Нефти легкие, малосернистые, малосмолостые. Перспективны: Западно-Кожасайская, ВосточноАкмарская, Терешковская, Караулкельдинская и другие структуры.
ИЛЕКСКИЙ РАЙОН.
Он приурочен к Карачаганско-Кобландинской зоне, расположенной южнее Соль-Илецкого выступа.
В районе расположены такие месторождения – Карачаганакское, Чинаревское, Каменское и другие.
Крупнейшимиз них являетсяКарачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение (1979). Расположено в 150 км к востоку от г. Уральска. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой постройкой высотой до 1700 м с размерами 16*29 км. Основанием рифового массива является структура тектонической природы по кровле терригенных отложений девона высотой до 300 м. Над ней располагается кольцевойфаменско-раннекаменноугольныйрифовый массив высотой до 800м. плоская вершина массива в восточной части надстроена раннепермским атоллоподобным рифом с высотой 700-800м и размерами 10*10км.
Залежь нефтегазоконденсатная, массивная, высота г/к части достигает 1420м, высота нефтяной части 200м. Продуктивными являются биотермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности. Возраст от Д3 (заволжский надгоризонт) до артинского яруса Р1. Коллекторы: поровые и порово-каверновые. Средние значения пористости для газоконденсатной части 10,7%, нефтяной 9,4% . Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов – 200м, нефтенасыщенных – 45,7м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814м, нефтенасыщенная – 170м.
Особенностью месторождения является высокое содержание конденсата и повышенное содержание кислых компонентов, прежде всего Н2S (Н2S – 3.2%, СО2 – 5,1%, N – 1,1%).
В пределах западного и северного бортов Прикаспийской впадины по рассматриваемой схеме н/г районирования выделяют три самостоятельных н/г района: Солдатско-Степновский, Карпенский и Тепловский. Все они связаны с единой зоной нефтегазонакопления бортового седиментационного карбонатного вала С3-Р1возраста.
СОЛДАТСКО – СТЕПНОВСКИЙ РАЙОН.
Он расположен на западном борту Прикаспийской впадины. Здесь выявлены небольшие газоконденсатные месторождения в подсолевых отложениях. Все они приурочены к локальным рифогенным поднятиям, расположенным вдоль бортового уступа. Размеры 5-12*2-4км. А=100-150м. Продуктивны башкирские рифогенные известняки (Лободинское месторождение) и нижнепермские известняки (Солдатско-Степновское, Южно-Кисловское и Комсомольское месторождения).
КАРПЕНСКИЙ РАЙОН.
Он приурочен к Карпенскому валу, протягивающимуся вдоль бортового уступа и осложненному несколькими поднятиями. Амплитуда=50-100м. Разрывные нарушения расчленяют вал на ряд блоков. Общий размер приподнятой зоны 30*60 км. Здесь выявлены Ждановское газовое, Карпенское, Краснокутское, Мокроусовское н/г месторождение. Залежисвязаны скунгурскими и тимано-пашийскими(Краснокутское) отложениями.
Кроме того рядом с этим районом выявлены ряд месторождений, которые иногда выделяют в самостоятельный район – Ровенско – Мокроусовский, где продуктивны карбонатные (Д3) и терригенные (Д2-Д3) отложения, а также каменноугольные (С1s, C1v) и нижнепермские отложения. Это Северо-Лиманское месторождение (Р1а, С1v, C1s), Западно – Ровенское (терригенные Д2-Д3 отложения), Белокаменное (Д3ev-liv) – карбонатный рифовый массив 2,2*4,5км, Н=170м; Прибрежное месторождение (С1v терригенные).
ТЕПЛОВСКИЙ РАЙОН.
Он расположен в восточной части северной бортовой зоны. Здесь известны такие месторождения как Западно-Тепловское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Южно-Гремячинское, Цыгановское, Тепловское, Павловское, Липовское и др. небольшие месторождения.
Западно – Тепловское н/г/к месторождение. Открыто оно в 1973г. Залежь газа, конденсата и нефти массивного типа приурочена к рифовым известнякам артинского яруса и доломитам нижней части кунгурского яруса. Залежь массивная. Размер ловушки по изогипсе – 2800м., кровли артинского яруса 6,2*2км, А=184м. Этаж газоносности 150м, этаж нефтеносности 34м. Qг достигал 835тыс.м.куб./с (19мм штуцер), дебит нефти – 66м.куб/с (7мм штуцер). Коллекторы порово-кавернозно-трещинные с средней эффективной пористостью 12%. На других месторождениях продуктивны в основном подсолевые нижнепермские отложения.
ЦЕНТРАЛЬНАЯ Н/Г ОБЛАСТЬ.
Эта область расположена в наиболее погруженной части Прикаспийской впадины. Здесь основные перспективы связывались с надсолевыми комплексами. Широко проводившиеся в 60-е годы геолого-разведочные работы не привели к открытию крупных месторождений, но установили широкое развитие коллекторов в нижнем и верхнем триасе, юре, мелу и плиоцене. Установлены многочисленные нефте- и газопроявления и небольшие скопления углеводородов на ряде площадей.
Ряд небольших месторождений было выявлено на северо-западе области в пределах Куриловско-Новоузенской зоны. Это небольшие месторождения приуроченные к соляным куполам. Продуктивны верхнеюрские, средне- и нижнетриасовые отложения. Залежи газовые и нефтяные. По типу пластовые сводовые и тектонически экранированные. Это Таловское, Куриловское, Узеньское, Старшиновское, Спортивное. За пределами этой зоны на территории Казахстана открыт ряд месторождений связанных с соляными куполами.
И наконец, на юго-западе Прикаспийской впадины в Сарпинском прогибе известно ряд месторождений, связанных с соляными куполами или со структурами с глубокопогруженным соляным ядром. Как правило, это небольшие месторождения. Царынское(песчаникипалеогена),Халганское(песчаникиК1), Бугринское, Шаджинское, Варопаевское, Пустынное, Совхозное, Касаткинское (триасовыепесчаники). Флюиды преимущественно газовые.