ФОРМИРОВАНИЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ВИЗЕЙСКО-РАННЕМОСКОВСКОГО ВОЗРАСТА НА ЖАРКАМЫССКОМ СВОДЕ ВОСТОЧНОГО БОРТА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ

Глава 5. Коллекторские свойства и нефтегазоносность подсолевых отложений Жаркамысского свода

В разрезе каменноугольных отложений Жаркамысского свода присутствуют породы, как терригенного, так и карбонатного состава, способные играть роль коллекторов для скоплений нефти и газа. Они были выделены по результатам лабораторных исследований коллекторских свойств, изучения пустотного пространства пород и трещин в петрографических шлифах, а также по материалам испытания пластов на приток.

5.1 Типы коллекторов терригенных отложений.

В терригенной части разреза отложений нижнего карбона Жаркамысского свода было выделено 7 пластов-коллекторов, сложенных песчаниками, которые нередко включают грубообломочные разности пород и разделены горизонтами глин, служащих флюидоупорами. Оценка коллекторских свойств терригенных отложений проводилась в соответствие с классификацией, разработанной А.А.Ханиным для пород песчано-алевритового состава, обладающих межзерновой пористостью. Величина открытой пористости песчаников колеблется от 11,44% до 19,02%, среднее значение 14,98%, газопроницаемость от 1,1 x 10^-15м² до 232,9 x 10^-15м².  По проницаемости, согласно классификации А.А. Ханина, они относятся к V, IV и III классам коллекторов, что соответствует низко-среднепроницаемым коллекторам. Алевролиты нижнего карбона очень редко становятся коллекторами (пл. Лактыбай, скв.27).     

Анализ гранулометрического состава терригенных пород в продуктивных пачках показал, что наиболее высокими значениями пористости характеризуются мелко- и среднезернистые песчаники со средней и хорошей степенью сортировки. Обычно песчаные коллектора содержат незначительное количество цементирующего материала (>2-8%).                        

5.2. Типы коллекторов карбонатных отложений

Для типизации карбонатных коллекторов использовалась классификация карбонатных пород, предложенная К.И. Багринцевой (1977, 1989), в которой основные параметры, определяющие коллекторский потенциал: пористость, проницаемость и остаточная водонасыщенность  связаны с лито-генетическими типами карбонатных пород. Результаты исследования коллекторских свойств известняков и доломитов, являющихся продуктивными в районе Жаркамысского свода, позволяют сделать вывод, что основные коллекторы (>80%) здесь принадлежат к поровому типу.

Значения пористости и проницаемости в изученных нами карбонатных коллекторах порового типа колеблются в широких пределах от 6,0 до > 30,0% для пористости, от 0,1 до >2000×10^-15м², для проницаемости. Величина остаточной водонасыщенности в зависимости от объема и структуры порового пространства породы может меняться в еще больших пределах: от 3 до 70%. Коллекторами являются следующие лито-генетические типы карбонатных пород (по мере убывания их значимости): биогермные и биоморфные известняки, доломиты, оолитовые и биоморфно-детритовые крупнозернистые известняки. В этих породах проявляется прямая     зависимость между величинами открытой пористости и абсолютной газопроницаемости с тенденцией увеличения проницаемости по мере увеличения емкости порового пространства. В то же время различия в значениях пористости по классам с разной проницаемостью настолько велики, что не приходится говорить о какой-либо реальной зависимости между указанными параметрами.

Наряду с поровыми коллекторами встречаются и другие их типы: порово-трещинные (10%), трещинно-поровые (4%). Трещиноватые породы уверенно выделяются при сканировании керна в ультрафиолетовых лучах.   

5.2. Фильтрационно-емкостные свойства основных литотипов пород

Наиболее полно коллекторские свойства нижнекаменноугольных терригенных отложений исследованы в 346 образцах из семи скважин месторождения Лактыбай, 33 образцах из скважин В. Тортколь 1, В. Тортколь 2,  Тортколь 3, В. Тобускен 2, Терескен 1.  Большинство обломочных пород (90%) не являются коллекторами. Половина из них имеет пористость менее 5%, а другая половина - от 5 до 11%. Все они обладают проницаемостью ниже одного миллидарси (при отсутствии трещин) и признаны непредставительными для характеристики коллектора. К представительным образцам отнесены образцы с открытой пористостью от 11% и выше, проницаемостью выше 1х10^{-15 м2}, около 10% пород имеют пористость от 11 до 19% и их количество составляет 10% от всех изученных образцов обломочных пород.

Коллекторскими свойствами обладают мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты мезомиктового состава, а также мелко-среднезернистые песчаники. Первые относятся к трещинно-поровому типу коллектора, вторые - преимущественно к поровому типу. Большинство изученных образцов принадлежат к IV и V классу коллекторов и характеризуются невысокими фильтрационно-емкостными свойствами. 

Статистический анализ распределения показателей фильтрационно-емкостных свойств в отдельных литогенетических типах карбонатных отложений выявил четкую связь их с морфогенетическими типами пород. Максимально высокими коллекторскими свойствами обладают биогермные и биоморфные известняки. Открытая пористость более 6% была установлена в 79,6% образцов, проницаемость свыше 0,1×10^-15м² - в 82,7%. Пористость этих коллекторов может достигать 26-28%, проницаемость свыше 1000 мД. Высокими емкостными свойствами характеризуются также доломиты: пористость свыше 6% наблюдается в 67,9% образцов, проницаемость свыше 0,1×10^-15м² - в 73,8% образцов этих пород при максимальных значениях пористости 24-26% и максимальной газопроницаемости свыше 1000 мД. По анализу гистограмм пористости и проницаемости пелоидно-биокластовые известняки попадают в основном в группу пород-неколлекторов (пористость 0-6% в 61,9% образцов). Значения проницаемости < 0,1×10^-15м² были зафиксированы в 53,8% образцов.

Оолитовые и сгустковые известняки близки по коллекторским свойствам. Значительная часть всех исследованных образцов (до 65%) являются плотными и имеют проницаемость менее 0,1 мД (52%), 60-70% образцов имеют пористость ниже 6%. Остальные образцы являются коллекторами, обладают различной пористостью и проницаемостью в зависимости от интенсивности процессов выщелачивания.

5.3. Морфология пустотного пространства.

Исследование пустотного пространства пород-коллекторов в подсолевом комплексе Жаркамысского свода выявило его крайнюю неоднородность и неравномерное распределение в разрезе осадочных образований. В зависимости от времени возникновения выделяются первичные (седиментационные и диагенетические) и вторичные (катагенетические) пустоты. Формирование первых определялось физико-химическими и биохимическими процессами, протекавшими в не литифицированном осадке. В карбонатных отложениях выделяются межзерновые и межформенные поры, а также поры выщелачивания (до 1мм). В терригенных образованиях развиты межгранулярные поры, ваги, поры выщелачивания, каверны (1-10 мм) и карстовые полости (>10 мм), Отдельно следует рассматривать трещины, развитые в карбонатных и терригенных породах. Проведенные исследования позволяют сделать вывод о доминирующем значении вторичных пустот в породах коллекторах нефти и газа.

5.4. Нефтегазоносность территории Жаркамысского свода

В подсолевом комплексе Жаркамысского свода разведаны залежи углеводородов в терригенных (пл.Жанатан, Локтыбай, Восточный Акжар) и карбонатных (пл.Жанажол, Урихтау, Кожасай, Алибекмола, Синельниковское, Южный Мортук, Восточный Мортук) породах. Вмещающими УВ породами в терригенном разрезе служат песчаники, алевролиты и трещиноватые аргиллиты нижнего карбона и нижней перми, а в карбонатном разрезе таковыми являются разновидности известняков и доломиты каменноугольного возраста.

Обобщая данные, полученные в ходе проведения буровых и геофизических работ, в терригенных и карбонатных подсолевых отложениях Жаркамысского свода, выделяются пять нефтегазоносных комплексов: нижнекаменноугольный, верхневизейско-нижне-подольский,  верхнемосковско-гжельский, гамма-активной пачки и сакмарско-артинский. Эти нефтегазоносные комплексы лежат на карбонатных породах девона и перекрываются кунгурскими эвапоритами, служащими  региональным флюидоупором.

В разрезе терригенного комплекса нижнего карбона выделяются до семи продуктивных горизонтов, сложенных песчаниками и алевролитами мощностью до 40 м (пл.Лактыбай). Значения открытой пористости пород в нефтеносных горизонтах варьируют от 8,5 до 25,1%, проницаемости до 0,95 мкм², а нефтенасыщенность составляет до 65-90%.  Открыты месторождения Жанатан и Лактыбай. Залежи нефти характеризуются повышенным АВПД.

В карбонатных отложениях поздневизейско-раннемосковского возраста присутствует девять нефтегазовых пластов мощностью до 70 м, разделенных непрони-цаемыми карбонатами и глинистыми породами. Коллектора в основном представлены биогермными и биоморфными разностями известняков относятся к  поровому, порово-трещинному и каверно-поровому типам. Открытая пористость составляет  в них 6,5-18,5%, проницаемость - 0,06-2,2мкм², нефтенасыщенность до 95%. Промышленные залежи нефти и газа выявлены на месторождениях Жанажол, В.Жагабулак, Алибекмола, Кожасай и др.

В отложениях нерасчлененной пачки поздневизейско-раннепермского возраста, отличающихся высокой гамма-активностью, породы характеризуются повышенной трещиноватостью. Они распространены лишь в пределах Жаркамысской структурной зоны. Нефтеносность и коллекторские свойства этих отложений слабо изучены. Данные исследования керна из скв. 5 пл. В.Акжар свидетельствуют о том, что коллекторы здесь трещинного типа (дебиты нефти до1200 м³/сут). Незначительные притоки нефти из отложений гамма активной пачки отмечались на площади Каратюбе.

Размещение залежей нефти и газа в пределах Жаркамысского свода в основном контролируются зонами распространения нефтегазоносных комплексов пород, наличием глубинных разломов и формированием ловушек УВ. В целом формирование и размещение залежей нефти в подсолевых отложениях Жаркамысского свода характеризуется весьма благоприятными структурными и тектоническими условиями.      

5.5. Перспективы открытия новых скоплений УВ

Высокая перспективность подсолевых отложений Жаркамысского свода определяется благоприятным сочетанием коллекторов, ловушек, локальных и региональных флюидоупоров, присутствием высокобитуминозных тонкозернистых отложений, связанных фациальными переходами с карбонатными и терригенными образованиями. Территорию Жаркамысского свода можно условно разделить на зоны распространения терригенных и карбонатных коллекторов различной степени перспективности. В основе оценки перспектив открытия новых скоплений нефти и газа лежит анализ площади распространения, мощности и качества региональных и зональных природных резервуаров, включающих породы-коллекторы и породы с экранирующими свойствами. Главным региональным экраном для пород-коллекторов подсолевого палеозоя, обеспечивающим надежную изоляцию недр, является кунгурская галогенная толща. К флюидоупорам локального распространения можно отнести пачки глинистых пород, присутствующих в разрезе отложений поздневизейского и раннемосковского (межкарбонатная терригенная толща) возраста.

В качестве нефтегазогенерирующих следует рассматривать девонские и нижнекаменноугольные карбонатно-терригенные породы, залегающие между подошвой карбонатных отложений поздневизейского возраста и фундаментом. Максимальная их мощность в районе Жаркамысского свода достигает 5-5,5 км.

К наиболее благоприятными в плане перспектив открытия новых скоплений нефти и газа являются те сектора в пределах Жанажольской зоны, где присутствуют карбонатные постройки, формировавшиеся в краевой части шельфа. Это наиболее крупный коллектор нефти и газа, перекрытый нижнемосковскими терригенными отложениями. Именно в нем были открыты массивные залежи углеводородов на месторождениях Жанажол, Урихтау, Синельниковское, Алибекмола и др.

Главными объектами на новом этапе проведения нефтепоисковых работ в регионе должны стать карбонатные породы визейско-башкирского и раннемосковского возраста, образующие валообразные антиклинальные поднятия на краю древней карбонатной платформы. Здесь на краю палеошельфа присутствуют органогенные постройки с высокоемкими коллекторами, зоны развития которых мигрируют к востоку по мере их омоложения. Крупные скопления УВ могут быть отрыты на таких структурах как Центральный Якут, Умит, Куантай и Северный Якут, приуроченные к валообразным поднятиям на продолжении известных месторождений Алибекмола, Жанажол, Синельниковское. Здесь карбонаты прибрежно-шельфового генезиса перемежаются с дельтовыми образованиями: горизонтами терригенных осадков, служащих флюидоупорами.

Терригенные коллекторы раннекаменноугольного возраста развиты в пределах всей площади исследований. Перспективными для поисков скоплений УВ следует считать валообразные поднятия в зоне распространения отложений зерновых и мутьевых течений. Эти поднятия образуют зону меридионального простирания, включающую помимо структур с установленной нефтеносностью, Лактыбай и Жанатан, также поднятия Сев. и Южн. Тускум, Восточный Тобускен и Западный Кожасай.

Промышленные залежи нефти могут быть открыты и в отложениях доманикоидного типа, представленных комплексом тонкослоистых пород глинисто-карбонатно-кремнистого состава. Залежь нефти в породах этого типа была открыта на площади Восточный Акжар, которыми там сложена нерасчлененная пачка гамма-активных осадков поздневизейско-ассельского возраста. В процессе испытаний пластов, сложенных описываемыми породами были получены значительные притоки нефти и газа. Описываемые отложения перспективны на площадях Каратюбе, Киндысай, Курсай и др. В этой зоне, где распространены коллекторы трещинного типа, могут быть открыты массивные залежи УВ. Подобные отложения протягиваются в глубь Центрально-Прикаспийской депрессии. Это обстоятельство должно стимулировать развертывание нефтегазопоисковых работ в этой части Прикаспийского бассейна с использованием современных сейсмических средств для поиска ловушек различного типа.

Весьма привлекательными могут быть отложения, сформировавшиеся на склоне палеошельфа в Жанажольской зоне, где развиты шлейфы осадков "предрифовой" фации. Также значительный интерес представляют карбонатные купола в отложениях окско-серпуховского возраста, имеющие относительно глубоководный генезис. Именно с ними связаны залежи нефти и газа, открытые в пределах северного борта Прикаспийской впадины (пл. Карачаганак).