К оглавлению	УДК 553.982.23 (574.12)
	В.В. Козмодемьянский

НОВЫЕ ДАННЫЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖЕТЫБАЙ

Жетыбай - одно из уникальных месторождений нефти и газа на Южном Мангышлаке - известно, как нефтяное месторождение с 1961 г. К настоящему времени здесь закончено бурение 22 структурных скважин глубиной 450-1050 м и 10 глубоких разведочных скважин на нефть и газ глубиной от 1548 до 2676 м. Глубокое разведочное бурение продолжается. Структурные скважины бурились с целью вскрытия наиболее надежного верхнего маркирующего горизонта (подошвы турона) и построения по этому горизонту структурной карты. Глубокие скважины закладывались с целью разведки нефтегазоносности среднеюрских отложений и опробования отдельных нефтегазоносных горизонтов. В настоящее время построена структурная карта по подошве неокома (III отражающий сейсмический горизонт), а также серия структурных карт по отдельным газонефтеносным горизонтам.

Последние данные по пробуренным скважинам позволили существенно уточнить литологическую характеристику продуктивной толщи (средней юры) месторождения.

Среднеюрские песчано-глинистые породы являются наиболее древними из вскрытых на Жетыбайском месторождении. Скв. Г-8 прошла по отложениям средней юры 871 м, вскрыв XV нефтеносный горизонт. Судя по предварительным данным здесь, возможно, вскрыты верхи нижней юры. Разрез отложений средней юры резко отличается по электрокаротажу от вышележащей карбонатной верхней юры. Кривые КС и ПС дифференцированы значительно сильнее (рис. 1).

В разрезе средней юры четко фиксируются несколько чисто глинистых прослоев- реперов, разделяющих нефтеносные горизонты, представленные неоднородными песчано-алевритовыми породами. Из глинистых реперов наиболее характерны: глинистая пачка (мощность 10-15 м), разделяющая IV и V продуктивные горизонты; глинистая пачка (мощностью порядка 10 м), разделяющая V и VI горизонты; глинистая пачка (мощность 10 м), разделяющая VI и VII горизонты; глинистые пачки (мощность порядка 8-12 м), разделяющие XI и XII, XII и XIII горизонты. Глинистые пачки, как правило, тонкослоистые. В целом разрез средней юры более глинистый в верхней части. Низы вскрытого разреза представлены в основном косослоистыми и трещиноватыми песчаниками, алевролитами и алевритами. Глинистые маломощные прослои имеют подчиненное значение. Песчаные пласты, мощность которых иногда достигает 50 м, по составу кварцевые и полевошпатовые тонко-, средне- и разнозернистые. В разрезе средней юры, начиная с XI горизонта и ниже, появляются прослои гравелита. Породы средней юры, главным образом глины, обогащены углистым веществом. Алевролит часто встречается в глинах в виде гнезд и линз. В скв. Г-6 отмечена единичная конкреция известняка.

Анализ кернового материала свидетельствует о том, что для отложений средней юры характерна литологическая изменчивость пластов как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях. Последнее особенно важно для нефтяного месторождения. Песчаники переходят в алевролиты, а глины - в угольные сланцы, аргиллиты и алевриты. Поэтому Жетыбайское месторождение следует, очевидно, относить к месторождениям с литотипически невыдержанными коллекторами.

На основании новых данных значительно детализировано тектоническое строение Жетыбайского месторождения (рис. 2 и 3).

Жетыбай - асимметричная брахиантиклинальная складка, вытянутая почти в широтном направлении. Амплитуда складки по подошве турона около 60 м, по подошве неокома около 100 м. Северное крыло несколько положе южного. С глубиной углы падения пород на крыльях значительно увеличиваются. Для Жетыбая характерно увеличение мощности всех вскрытых стратиграфических горизонтов от свода к крыльям и периклиналям. Чем глубже стратиграфический комплекспород, тем больше меняется его мощность в указанных направлениях. Анализ мощности меловых пород дает следующую картину. Мощность верхнего мела (без сеномана) от свода по северному крылу до скв. Г-4 увеличивается на 15 м, альб-сеномана - на 19 м, апт-неокома - на 27 м. Мощность верхнего мела от свода по южному крылу до скв. Г-5 увеличивается на 18 м, альб-сеномана - на 31 м, апт-неокома - на 50 м.

Новые данные позволили сделать следующие выводы о тектоническом строении месторождения.

1. По линии скв. К-19, К-17, К-15 структуру пересекает диагональный сброс, параллельный известным на Южном Мангышлаке региональным сбросовым нарушениям (Беке-Башкудукский сброс-флексура). Амплитуда сброса по подошве турона до 10 м, в своде по подошве неокома - 10-15 м, по кровле III продуктивного горизонта - 20-25 м; падение северо-восточное. По линии сброса в скв. К-19, К-15, Г-6 отмечаются в кернах плоскости скольжения. Кроме того, в скв. К-15 и К-17 в кернах третичных пород отмечены признаки нефти, видимо, по сбросовым трещинам. Плоскости и зеркала скольжения отмечены еще в ряде скважин (см. таблицу).

Данные, приведенные в таблице, позволяют предполагать наличие в пределах Жетыбая и других сбросовых нарушений. Показанный на картах предполагаемый сброс по линии скв. К-9, Г-8 подсечен последней, вероятно, в VI горизонте.

Проведенный на структурных картах сброс, разделяющий структуру на два участка, подтверждается, кроме структурных построений, плоскостей скольжения, признаков нефтеносности в кернах, результатов анализа мощностей (см. рис. 3), еще и тем фактом, что в скважинах опущенного участка (Г-1, Г-8, Г-15, Г-21) отмечен, вероятно, нефтеносный горизонт в верхах оксфорда, а в скважинах приподнятого участка (Г-2, Г-5, Г-6, Г-10) он отсутствует.

Восточный опущенный участок месторождения представляет собой самостоятельное замкнутое поднятие, вытянутое в широтном направлении. Западная периклиналь его срезана диагональным сбросом. В пределах этого поднятия в скв. Г-15 получен фонтан нефти с ориентировочным дебитом 144 т/сутки при 7-миллиметровом штуцере из интервала 2424-2434 м (XIII горизонт). Кроме того, в скв. Г-21 наблюдался газовый выброс предположительно из I-III горизонтов.

В пределах западного приподнятого участка расположены экранированный диатональным сбросом полусвод в районе скв. Г-6, а к северо-западу от него - самостоятельное замкнутое поднятие, ориентированное в северо-западном направлении. Последнее поднятие должно быть подтверждено бурением. В пределах западного приподнятого участка из скв. Г-6 получен фонтан нефти дебитом примерно 1000 т/сутки из интервала 2383-2389 м (XII горизонт). Из скв. Г-2 получен фонтан газа с нефтью из интервалов 1833-1826, 1824- 1821, 1817-1814 м (III горизонт).

2. При помощи геологических построений и анализа мощностей (см. рис. 2 и 3) на Жетыбайском месторождении доказано смещение сводов с глубиной. Этот второй вывод имеет большое значение в деле подготовки месторождения к разработке.

Свод структуры Жетыбай в целом с глубиной смещается на юго-восток. Так, по подошве турона в опущенном участке свод находится между скв. К-10 и Г-7, а по подошве неокома он смещается на юго- восток на 1700-1800 м и расположен уже между скв. Г-7 и Г-15. По газонефтеносным горизонтам средней юры свод находится юго-восточнее скв. Г-1 и Г-15. Мощность средней юры до кровли XII горизонта в скв. Г-15 и Г-8 одинакова и равна 601 м.

Полусвод в приподнятом участке по подошве турона находится в районе скв. Г-6. По подошве неокома он смещается к юго-востоку на 1300-1400 м, а по кровле III газонефтеносного горизонта еще дальше, в район скв. Г-2.

Такая же закономерность наблюдается и для замкнутого свода в районе скв. Г-10, К-1 на западе структуры.

По неогену структура опущенного участка вместе с полусводом в приподнятом участке отражается (по построениям А.М. Нурманова) в виде вытянутого между скв. К-19 и скв. К-9 очень пологого свода.

Перемещение свода на опущенном участке месторождения значительно больше, чем на приподнятом. Это объясняется, видимо, дополнительным «сползанием» опущенного участка по сбросу.

Выявление в пределах Жетыбайского месторождения дизъюнктивных нарушений, выяснение характера юрских пород-коллекторов и смещения сводов по площади месторождения - все это имеет важное практическое значение для правильной расстановки разведочных скважин, для подсчета запасов нефти и газа и, в конечном итоге, для качественной и быстрой подготовки месторождения Жетыбай к промышленной разработке.

Кроме того, установленный факт смещения сводов на Жетыбае позволяет по- новому рассматривать строение структур в пределах Южного Мангышлака и отвергает мнение о том, что структуры Мангышлака не смещаются в плане с глубиной.

Трест Мангышлакнефтегазразведка

Таблица

№ скв.	Интервал, м	Возраст	Признаки диаъюнктивов
Г-1	2120-2125	Средняя юра	Зеркало скольжения в углистом сланце
»	2185-2189	То же	То же
»	2231-2235	»	Зеркало скольжения в песчаниках и аргиллитах
»	2243-2249	»	Тонкие трещины в песчаниках
»	2332-2337	»	Зеркала скольжения в аргиллите
Г-6	2220-2225	»	Зеркала скольжения под углом 60° в глине
Г-8	2445-2450	»	Зеркало скольжения в алевролите
Г-10	2255-2260	»	Зеркала скольжения в алевролите
»	2310-2328	»	Вертикальные открытые трещины в глине. Зеркала скольжения
»	2354,5-2358,5	»	Плоскости скольжения в глине
»	2387-2396	»	Вертикальные открытые трещины в песчаниках
Г-15	2290-2295	»	Зеркала скольжения в глинах
»	2335-2340	»	То же
К-1	67,5-75,5	Третичный	Плоскость скольжения под углом 70° в глине
К-7	245,8-250,5	То же	Зеркала скольжения в мергеле (45-60°)
К-9	100-106,2	»	Зеркала скольжения в глине (50°)
»	225,7-231,7	»	Зеркала скольжения в известняках (70°)
К-11	422,3-427,7	Сенон	Плоскость скольжения в мергеле (75°)
К-15	437-450	Сеноман	Вертикальные трещины в глине
К-19	397,5-411	Сенон	Зеркало скольжения в мелу (30°)

Риc. 1. Электрокаротажный разрез средней юры в скв. Г-15.

1 - кривая КС; 2 - кривая СП; 3 - принятая; номенклатура газонефтеносных горизонтов.

Рис. 2. Структурная карта по подошве турона (а) и неокома (б).

1 - глубокие разведочные скважины; 2 - структурно-поисковые скважины; 3 - проекция сброса; 4 - предполагаемые сбросовые нарушения; 5 - скважины с плоскостями скольжения в кернах; 6 - скважины, давшие промышленную нефть.

Рис. 3. Карта равных мощностей верхнего (без сеномана) мела (а) и апт-неокома (б).

1 - глубокие разведочные скважины; 2 - структурно-поисковые скважины; 3- изопахиты верхнего мела; 4 - линия сброса; 5 - изопахиты апт-неокома.