К вопросу о перспективах нефтеносности Южной Эмбы
Г. Е.-А. АЙЗЕНШТАДТ, В. Л. БЕРЕЗОВСКАЯ, Н. У. ИМАШЕВ
Южно-Эмбенский нефтеносный район - один из старейших нефтедобывающих районов Советского Союза. В тектоническом отношении он занимает юго-восточную часть Прикаспийской солянокупольной области и западную периклиналь Южно-Эмбенского платформенного поднятия.
Последнее расположено на площади одноименного регионального гравитационного максимума и представляет собой погребенную палеозойскую структуру асимметричного строения, обрамляющую с юго-востока Прикаспийскую солянокупольную область. Поднятие имеет северо-восточное простирание и прослеживается от восточного берега Каспийского моря до Чушкакуля, на расстояние более 350 км при средней ширине 60 км.
В северо-западной части Южно-Эмбенского поднятия сейсморазведкой выявлен и частично освещен глубоким бурением ряд пологих мезозойских структур: Прорва, Буранкуль, Южный Саргамыс, Джангизчагыл, Актюбе и Табынай. Все они расположены в зоне затухания соляной тектоники и, наряду с пологим залеганием мезозойских отложений, характеризуются глубоким залеганием соляного ядра (3500-4000 м), а также значительным сокращением мощности галогенных осадков кунгура. Структуры лишены разрывных нарушений больших амплитуд, характерных для куполов Прикаспийской солянокупольной области.
К востоку, в присводовой части Южно-Эмбенского поднятия, выявлены сейсморазведкой относительно неглубоко погребенные палеозойские платформенные структуры: Тугаракчан, Туресай, Жанасу, Сарыкум и др. Основные перспективы этой северо-восточной зоны Южно-Эмбенского поднятия связываются с докунгурскими образованиями, что не исключает возможной нефтеносности терригенных пачек кунгура и надсолевых отложений.
План геологопоисковых и разведочных работ на нефть по юго-восточному и восточному бортам Прикаспийской впадины и Южному Мангышлаку, составленный по указанию Отдела нефти и газа МГ и ОН СССР научно-исследовательскими институтами и производственными организациями МГ и ОН Каз. ССР в 1960 г., был ориентирован на открытие в ближайшие годы крупных залежей нефти и газа. Практика подтвердила правильность принятых первоочередных направлений поисковых и разведочных работ. К настоящему времени здесь открыт ряд месторождений в бортовых частях впадины и на Южном Мангышлаке.
Наиболее перспективной в пределах района оказалась юго-восточная часть площади. Здесь в 1959 г. открыто нефтяное месторождение Буранкуль, на котором в 1948 г. были начаты исследовательские и поисковые работы, в 1960 г. выявлено месторождение Прорва. Обе структуры приурочены к северо-западной периклинальной части Южно-Эмбенского платформенного поднятия (рис. 1).
Глубоким разведочным бурением на Буранкуле пройден разрез осадочных образований - от современных до юрских и вскрыты пермо-триасовые породы; общая вскрытая мощность отложений более 3000 м. К настоящему времени на Прорве пройдены среднеюрские отложения (скв. 1,4 и 5). Разрезы пермо-триаса, мезозоя и кайнозоя рассматриваемых площадей по литологической и фациальной характеристике в основном сходны с разрезами тех же стратиграфических единиц прилегающей части Южно-Эмбенского района.
Все стратиграфические комплексы, исключая верхнеюрский и верхнемеловой (без сеномана), на обеих площадях сложены терригенными осадками. Верхняя юра, турон, сенон и датский ярус представлены карбонатными породами. Наиболее интересные в нефтеносном отношении среднеюрские отложения выражены песчано-глинистыми угленосными образованиями мощностью свыше 600 м. Мощности всех стратиграфических подразделений рассматриваемой части региона несколько увеличены по сравнению с мощностями тех же стратиграфических горизонтов большинства солянокупольных структур Южной Эмбы. Разрез верхней юры на Прорве начинается отложениями титона, обнаруженными пока лишь на Южном Саргамысе.
Максимальные вскрытые мощности пород Буранкуль-Прорвенского района составляют (в м): палеогена, неогена и антропогеновых 330, верхнего мела (без сеномана) 485, верхнего альба и сеномана 460, нижнего и среднего альба 202, апта 143, неокома 505, верхней юры 337, средней юры свыше 640, нижней юры 136, триаса 394.
В структурном отношении Буранкуль представляет собой пологое поднятие, расположенное между соляным куполом Азнагул на севере и структурой Южный Саргамыс на юго-западе. По данным бурения минимальная глубина залегания подошвы неокома в своде поднятия составляет 1778 м. Наиболее отчетливо вырисовываются северо-западный, юго-восточный склоны и юго-западная периклинальная часть поднятия (рис. 2).
Амплитуда поднятия по подошве неокома около 17 м, а в пределах контура нефтеносности 12-14 м. Углы падения пород от свода поднятия пологие и составляют 1,5-1°. С северо-востока структура по изогипсе -1850 м (подошва неокома) не оконтурена, и подъем пород в этом направлении совпадает с региональным подъемом всех отложений.
Прорвенская площадь находится в 85 км к юго-западу от Буранкуля на берегу моря. Структура вытянута в широтном направлении. В ее пределах выделяются три наиболее приподнятых участка, оконтуренных изогипсой -1975 м по III отражающему горизонту и расположенных на одной оси (По данным треста Казахстаннефтегеофизика и Западно-Казахстанского геологического управления МГ и ОН КазССР.). Общая длина структуры в пределах этой изогипсы равна 17 км. Восточное поднятие вытянуто в запад-северо-западном направлении. Размеры поднятия в пределах изогипсы -1950 м составляют около 8,5 X 3 км. Северо- восточный склон его осложнен выступом того же направления. В восточной части свода поднятия отмечаются две обособленные вершины с минимальной глубиной залегания III отражающего горизонта 1915-1920 м, а по данным бурения 1897 м. Центральное поднятие рисуется в виде полусвода, вытянутого в северо-восточном направлении и ограниченного с севера сбросом (амплитуда 60 м) почти широтного простирания; плоскость сбрасывателя падает на север.
К западу от этого поднятия через седловину между изогипсами -1950 м отмечается подъем слоев пород до -1905 м. Это третье западное поднятие Прорвенской структуры обусловлено либо наличием соседней локальной структуры, частично расположенной вне пределов заснятой площади, либо структурным носом, ориентированным в широтном направлении (рис. 3). Свод поднятия с востока оконтуривается изогипсой -1925 м, размеры выявленной части его составляют 3,5 X 3 км.
Прямые признаки нефти в пробуренных скважинах Буранкуля были обнаружены в мезозойских отложениях. В опорной скв. 2 установлена нефтеносность средней юры.
Скважина, судя по структурной карте, оказалась не в оптимальных структурных условиях поднятия, а на его юго-западной периклинали.
Непромышленный характер нефтяных признаков в глубоких разведочных скв. 1 и 3, расположенных, очевидно, уже в пределах второго возможного поднятия структуры Буранкуль, также обусловлен, по-видимому, неблагоприятными структурными условиями. На электрокаротажных диаграммах обеих скважин выделяются горизонты с повышенным омическим сопротивлением в отложениях средней юры и нижнего неокома (валанжина). Испытание некоторых из них дало приток воды, без признаков нефти, с дебитом от 2,5 до 10 м3/сутки. Однако после ликвидации скв. 1 из трещины в ее заглушке поступала густая нефть с пузырьками газа. Интервал нефтепроявления не установлен, так как обсадка скважины произведена до отложений неокома. Очевидно нефтяной горизонт по возрасту может быть отнесен как к низам неокома, так и к юре или триасу. Скв. 8, пробуренная до глубины 2822 м (нижний триас) на юго-восточном склоне западного поднятия, оказалась в приконтурной зоне.
Промышленная нефтеносность Буранкуля была доказана в 1959 г. скв. 9, вскрывшей нефтяной горизонт промышленного значения в отложениях средней юры на глубине 2148-2153 м. Дебит нефти (при 5-миллиметровом штуцере) равнялся 11 м3/сутки, газа-31,8 тыс. м3/сутки. Каротажная диаграмма скв. 9 отсутствует, и прострел производился по каротажу скв. 5, имеющей аналогичный разрез. Дать оценку залежи только по испытанию скв. 9 затруднительно.
В скв. 5, пробуренной в сводовой части поднятия, по каротажу выделяется 20 возможно нефтеносных горизонтов, из них два в триасе, 16 в средней юре и два в верхней юре (рис. 4). Испытание первого триасового горизонта дало приток воды с незначительным количеством нефти и пузырьками газа. Для того чтобы избавиться от притока воды, произвели четырехкратную цементировку, не давшую положительных результатов. При пятой цементировке были прихвачены насосные трубы, перекрывшие как испытываемый, так и второй триасовый объекты. Таким образом, испытание триасовых горизонтов оказалось незаконченным. При испытании среднеюрского горизонта в интервале 2394-2392 м получен приток воды (соленостью 14° Be) с пленками нефти и пузырьками газа. В связи с тем, что за колонной наблюдалась циркуляция воды, были пропущены объекты в интервалах 2349-2354 м и 2302-2307 м. Опробование следующего интервала (2138-2141 м) дало приток воды с незначительными пленками нефти и пузырьками газа. Только при испытании интервала 2094-2100 м получили фонтан чистого газа с дебитом 67 467 м3/сутки (при 7-миллиметровом штуцере; давление: затрубное 166 ат, трубное 169 ат, пластовое 237 ат). Скв. 7 и 10 пробурены до глубины 2585 и 2591 м (нижняя юра). В скв. 7 выделено для испытания четыре объекта в среднеюрских отложениях (глубина 2173-2070 м). Опробован интервал 2170-2173 м, давший при 3-миллиметровом штуцере нефти 9,28 и газа 11 877 м3/сутки; давление: трубное 136 ат, затрубное 160 ат, забойное 195,2 ат. При 5-миллиметровом штуцере дебит нефти 21,1 и газа 33 877 м3/сутки; давление: трубное 129,5 ат, затрубное 135 ат, забойное 165,4 ат. При 7-миллиметровом штуцере дебит нефти 26,7 и газа 42 735 м3/сутки; давление: трубное 109 ат, затрубное 115 ат, пластовое - не замерялось.
В скв. 10 намечено к испытанию восемь объектов в интервале 2152- 1992 м (средняя юра). При опробовании интервала 2152-2146 м получен приток воды с пленками нефти и пузырьками газа. Расширение интервала прострела до глубины 2145-2158 м результата не изменило. Испытание скважины продолжается. Кроме пробуренных скв. 5, 7, 8, 9 и 10 на структуре бурятся скв. 6, 11, 12, 13, 16 и 17 с целью оконтуривания ранее вскрытых нефтяных горизонтов, выявления новых и установления их продуктивности.
В настоящее время промышленная нефтегазоносность установлена по четырем среднеюрским горизонтам в скв. 7, 9, 6, 5 и 10.
Горизонты залегают на глубинах 2165-2182,2 м, 2137-2170 м, 2092,5-2125 м и 2072-2104 м; мощность их соответственно до 10, 7, 9 и 7 м. Литологически горизонты представлены пропластками песков и слабо сцементированных песчаников, чередующихся с глинами. Первый из них по электрокаротажу прослеживается в скв. 6, 7, 8 и 12, а в скв. 5 и 10 пески замещаются глинами. Продуктивность его установлена в скв. 7, где при испытании интервала 2170-2173 м получен фонтан нефти и газа дебитом (при 7-миллиметровом штуцере) нефти 26,7 и газа 42 735 м3/сутки.
Второй горизонт по электрокаротажу выделяется в скв. 5, 7, 11, 12, 13, 16 и 17 и по РК - в скв. 9. Скв. 8 оказалась за контуром его нефтеносности. При испытании горизонта в скв. 9 получен фонтан нефти с дебитом 14 и газа 38 816 м3/сутки (при 5-миллиметровом штуцере). При испытании горизонта в скв. 6 получен приток фонтанной нефти 78,1 и газа 7430 м3.
Третий из установленных горизонтов по электрокаротажу прослеживается в скв. 5, 6, 7, 8, 11, 12, 13,16 и 17. При испытании интервала 2094-2100 м в скв. 5 получен фонтан газа с дебитом 49 943 и конденсата 6,8 м3/сутки (при 7-миллиметровом штуцере). В опорной скв. 2 (в процессе ликвидации) при торпедировании колонны с глубины 2117 м получен фонтан газа и воды с небольшим количеством нефти, по-видимому, из этого же горизонта.
На глубине 2072-2104 м выделяется четвертый горизонт. По электрокаротажу горизонт прослеживается в скв. 6, 7, 5, 8, 11, 12, 13, 16 и 17. В скв. 5 с глубины 2076-2080 м получен фонтан газа дебитом 85 000 м3/сутки.
Продуктивность остальных среднеюрских горизонтов в пробуренных скважинах еще не установлена. В триасе нефтеносный горизонт испытан только в скв. 5 в интервале 2742-2766 м, из которого получен приток воды с небольшим количеством нефти. Горизонт недоиспытан из-за низкого качества тампонажа 5" эксплуатационной колонны.
Нефть месторождения Буранкуль относится к сернистым (содержание серы от 0,51 до 1,49%), смолистым (22-34%), высокопарафинистым; удельный вес ее от 0,8412 до 0,8859.
Газ, полученный из скв. 5 и 7, относится к типу метановых (содержание метана 83,44%).
В 1960 г. крупная залежь нефти была выявлена на Прорве скв. 1 в юрских отложениях, где по каротажу выделяется до 26, возможно, нефтяных горизонтов (см. рис. 4). С глубины 2262-2265 ат получен фонтан нефти с дебитом 147,3 м3/сутки и газа 26,9 тыс. м3/сутки (при 7-миллиметровом штуцере), газовый фактор при этом равнялся 178 м3, пластовое давление 260,2 ат. При 5-миллиметровом штуцере дебит нефти составил 75,5 м3/сутки и газа 13,7 тыс. м3/сутки; газовый фактор равен 181,8 м3, пластовое давление 260 ат. Разрез средней юры представлен по образцам пород колонкового бура и боковых грунтоносов чередованием тонко-, мелко- и среднезернистого, крепкого песчаника и плотной глины.
Удельный вес нефти 0,8665; содержание (в %): смол 13,5, серы 0,96, парафина 1,1, кокса 2,83; температура вспышки ниже -14° С, температура застывания ниже -20°С, кислотность 0,031 мг КОН/г, вязкость при 50° С - 3,2 сст; содержание легких фракций при 200° С 25%, при 300° С 54%. Газ - типа метанового (содержание метана 65,98%), удельный вес 0,6884-0,6893.
Нефтеносный горизонт, опробованный в скв. 1, в разрезе скв. 4 оказался вскрытым в приконтурной зоне. Испытание интервалов 2370- 2364 м и 2270-2278 м дало приток воды соответственно 7,8 и 128 м3/сутки без признаков нефти и газа. Керн представлен среднезернистым, слабо сцементированным песчаником, пропитанным нефтью.
В разрезе скв. 5 продуктивный горизонт отмечается по электрокаротажу на глубине 2194-2202 м с сопротивлением 18 ом м и на глубине 2204-2213 м с сопротивлением 6,4 ом м с признаками нефти по образцам пород. При испытании из интервала 2206-2210 м получен фонтан газа и конденсата с дебитом (при 7-миллиметровом штуцере) газа 111 тыс. м3/сутки и конденсата 1,8 м3/сутки.
Скв. 3 и 7 находятся в испытании, бурение скв. 8, 9, 10, 15 и 16 не закончено.
Кроме описанного выше I юрского горизонта, на структуре по электро- каротажным материалам выделяется горизонт с повышенным сопротивлением на кривой КС и соответствующей кривой ПС, отражающий хорошую проницаемость пород в скв. 3 (глубина залегания 2243-2245 м), в скв. 7 (глубина 2216-2221,5 м) и в скв. 8 (глубина 2224-2227 м). Возможный нефтяной горизонт в этих интервалах пока не опробовался.
Условия залегания нефти на Буранкуле и Прорве определяются структурным и в меньшей степени - литологическим факторами. Месторождения относятся к типу многопластовых; залежи сводовые, полного контура. На центральном поднятии Прорвы предполагается вскрыть залежь, экранированную плоскостью сброса в сводовой части.
В настоящее время на Буранкуле и Прорве оконтуриваются залежи и уточняются дебиты. Однако уже сейчас ясно, что эти месторождения являются крупнейшими в пределах Южно-Эмбенского района, их запасы нефти намного превышают запасы отдельных старых месторождений Эмбы.
Кроме того, следует учесть, что в пределах этой части площади сокращается обычный комплекс геологопоисковых работ. Благодаря спокойному характеру структур здесь перед постановкой глубокого бурения не проводятся крупномасштабное геологическое картирование и структурно-поисковое бурение. Тем самым удешевляется стоимость разведанных запасов нефти.
В заключение следует отметить, что в районе юго-восточного борта Прикаспийской впадины насчитывается 12 структур разных типов. Принимая коэффициент эффективности равным 0,3, здесь предполагается открыть еще четыре нефтяных месторождения.
ВНИГРИ, Западно-Казахстанское геологическое управление
Рис. 1. Обзорная карта Южно-Эмбенского нефтеносного района.
I -соляные купола; месторождения в эксплуатации: II - газонефтяные; III - нефтяные; IV - площади, законченные разведкой с отрицательными результатами; V - условная граница распространения солянокупольных структур; VI - соляные антиклинали; VII - описываемые площади: 1 - Прорва; 2 - Южный Саргамыс (Байтубетарал); 3 - Бухан-Муздак; 4, - Джаумбай; 5 - Буранкуль; б - Табынай; 7 - Азнагул; 8 - Дарибай; 9 - Суешбек; 10 - Конуспай; 11 - Кумшете; 12 - Ушкан; 13 - Улькентюбе; 14 - Тюлюс; 1В - Карачунгул; 16 - Каракыз; 17 - Аккудук; 18 - Несельбай; 19 - Чабей; 20 - Маткен; 21 - Кокарна; 22 - Кораарна; 23 - Агнияз; 24 - Тажигали; 26 - Южный Каратон; 26 - Каратон; 27 - Жантай; 28 - Тереньузюк; 29 - Кызылкудук; 30 - Букен; 31 - Кумтюбе.
Рис. 2. Буранкуль. Структурная карта по кровле верхней юры (сост. Г. Е.-А. Айзенштадт, В. Л. Березовская, 1961 г.).
1 - изогипсы по кровле верхней юры; 2 - числитель - номер разведочной скважины и знаменатель - отметка кровли верхней юры; 3 - предполагаемый суммарный контур нефтеносности.
Рис. 3. Прорва. Структурная карта по III отражающему горизонту (по материалам Казахстаннефтегеофизики и ЗКГУ, 1961 г.).
1-изогипсы по III отражающему горизонту; 2 - предполагаемая проекция пересечения плоскости сброса с III отражающим горизонтом; 3 - глубокие разведочные скважины; 4 – предполагаемый внешний контур нефтеносности I и II юрских и пермо-триасовых горизонтов; 5 – предполагаемый внутренний контур нефтеносности I и II юрских и пермо-триасовых горизонтов.
Рис. 4. Схема сопоставления электрокаротажных диаграмм юрских и пермо- триасовых отложений месторождений Буранкуль и Прорва.
