Удаленное от основных современных областей инфильтрационного питания - Эмбенского и Северо-Мангистауского артезианских бассейнов месторождение Каламкас на п-ове Бузачи характеризуется затрудненным водообменом. В гидрохимическом плане месторождение приурочивается к зоне сплошного распространения высокоминерализованных почти бессульфатных и метаморфизованных вод, относящихся к хлоркальциевому типу, и расположено в крайней южной части Прикаспийского геотермического района [5], для которого характерны относительно повышенные значения геотермического градиента (до 3,3 °С/ /100 м) и сравнительно неглубокое залегание изотермической поверхности +50 °С (1000-1250 м).

Каламкасская структура представляет собой брахиантиклинальную складку с размерами 7X26 км по кровле первого юрского горизонта, разбитую серией сбросов в северной и периклинальной частях на отдельные блоки. В разрезе месторождения вскрыто и опробовано семь горизонтов в юрском (один в верхнем и шесть в среднем отделал юры) и три в нижнемеловом водонапорных комплексах. Все они, за исключением пласта Ю-VI юрского горизонта, содержат залежи нефти и газа Вскрытые в интервале глубин 675-980 м пластовые воды нефтегазовых горизонтов фонтанируют либо переливают с дебитами от долей единицы до нескольких десятков кубических метров в сутки. Водовмещающими породами являются алевролиты и пески с открытой пористостью 23-28 % и проницаемостью до 0,8-1 м².

По химическому составу воды отложений юры и неокома близки и различаются лишь общей минерализацией (см. таблицу) Пластовые воды представляют собой слабосульфатные метаморфизованные рассолы хлоркальциевого типа, хлоридной группы и натриевой подгруппы (рис. 1). Для них характерно преобладание кальция над магнием (rСа/rМg= 1,1-4,4). Общая жесткость, судя по сумме кальция и магния, не превышает 500 мг-экв/л. Минерализация вод неокома (рис. 2, а) в пределах месторождения возрастает с юга на север от 80,5 (скв. 13) до 153 г/л (скв 28). Величины отдельных гидрохимических параметров составляют: натрий-хлорный коэффициент 0,8, сульфатность 0,2, коэффициент гидрогеологической закрытости структур, по М. Гатальскому, 156,7.

Пластовые воды юрских продуктивных горизонтов (рис 2, б) характеризуются близкими значениями общей минерализации и химического состава. По площади месторождения общая минерализация вод возрастает, как и в нижнемеловом комплексе, в северном направлении от 118 (скв. 13) до 177 г/л (скв. 17). Исключение составляет крайняя западная часть структуры (скв. 64, 71 и 73), где минерализация вод увеличивается с севера на гаг. Коэффициенты метаморфизации, сульфатности и гидрогеологической закрытости структур соответственно равны 0,8; 0,14 и 156. Сведения о водорастворенных газах юрских и неокомских горизонтов отсутствуют. По характеру изменения вертикальных гидрохимических разрезов [3] можно сделать заключение о наличии гидравлической связи между водоносными горизонтами и пластами в нижнемеловой и юрской толщах, а на отдельных участках месторождения и между указанными толщами в целом. Расчетные потенциальные расходы воды горских горизонтов в скважинах изменяются в пределах 1-538 м³/сут, а дебиты скважин по меловым пластам от 35 до 155 м²/сут при понижениях уровней от 20-30 до 600-700 м. При переливе в ряде скважин дебит воды составил 15-30 м³/сут.

Наиболее водообильны на месторождении юрские горизонты (Ю-I, Ю-IV и Ю-V) и нижнемеловой пласт К1neГ. Производительность скважин меняется в прямой зависимости от мощности водовмещающих пород и их емкостных и фильтрационных свойств. Время восстановления динамических уровней пластовых вод до статического составляет в среднем одни сутки. Статические уровни вод устанавливаются на 1-20 м выше поверхности земли.

Динамика подземных вод на п-ове Бузачи наиболее изучена по альб-сеноманскому водонапорному комплексу [1]. Движение пластовых вод в этом комплексе происходит в западном и северо-западном направлениях от погруженных зон Южно-Бузачинского прогиба и Култукской депрессии. Кроме того, предполагается переток вод и со стороны глубокой Атрауской депрессии, расположенной в акватории Каспия к северу от Каламкаса. Потери напора вод возрастают при приближении к Северо-Бузачинскому сводовому поднятию, где геологические структуры нарушены [2], и это обстоятельство способствует усилению вертикальной разгрузки флюидов по активным зонам нарушений. Таким образом, Северо-Бузачинское сводовое поднятие представляет собой обширный пьезоминимум, а Атрауская и Култукская депрессии - пьезомаксимумы. Первый из них рассматривается как область аккумуляции, а вторые - как области генерации УВ.

Основным показателем гидродинамических систем являются величины начальных пластовых давлений. Для Каламкасского месторождения, как и для других продуктивных структур (Каражанбасская, Северо-Бузачинская) п-ова Бузачи, характерны невысокие АВПД. Коэффициент аномалийности составляет 0,115. Приведенные пластовые давления по продуктивным горизонтам юрской толщи и соответствующие им пластовые температуры характеризуют средненормальные термобарические условия, глубинных недр месторождения. Величины гидропроводности коллекторов юрских горизонтов, вычисленные по 13 скважинам, изменяются от 0,0735-0,0879 (скв. 60 и 26) до 1,017-1,329 Н*см/(Па*с) (скв. 16 и 18). По большинству скважин значение этого параметра составляет 0,103-0,443 Н*см/(Па*с). Пьезопроводность колеблется от 482-668 до 8625-11553 см²/с (скв. 16 и 18).

Оценка режима работы юрских продуктивных горизонтов с учетом соотношения величин пластовых давлений, изменяющихся в пределах 9,3 - 9,5 МПа (рис. 3), и давлений насыщения (7 МПа), а также других факторов [4] дает основание прогнозировать смешанный водонапорный и упруго-водонапорный режим, а по неокомским газовым залежам - газоводонапорный. Исходя из анализа гидрохимической характеристики юрской толщи и данных ряда гидродинамических параметров (производительность скважин, гидропроводность и пьезопроводность) можно предположить, что водонапорный режим в процессе разработки залежей нефти и газа будет сохраняться главным образом в юго-восточной части месторождения.

Температуры в скважинах измерялись максимальными ртутными термометрами в условиях неустановившегося геотермического режима, электротермометрия произведена в двух скважинах до глубины 700 м. По этим данным, величина среднего геотермического градиента составляет 3,82 С/100 м, что немногим больше, чем на Каражанбасском и Северо-Бузачинском нефтяных месторождениях. На электротермометрических кривых по скв. 3 и 50 отчетливо выделяются две теплоизолирующие толщи: одна из них приурочена к глинистым отложениям апта, а другая - к верхней части продуктивной толщи. Как и на Каражанбасе, глинистая пачка апта служит тепловым экраном и покрышкой для залежей нефти и газа.

Таким образом, восстановительная обстановка водной среды в мезозойских отложениях, проявление элизионного режима с весьма замедленным водообменом, а также благоприятные геотермические условия глубинных недр являются важнейшими факторами формирования залежей УВ на Северо-Бузачинском сводовом поднятии. Качество нефтей по разрезу месторождения Каламкас не меняется. Однако нефти Каламкаса характеризуются значительно меньшей плотностью, чем, например, нефти Каражанбаса и Северного Бузачи [2]. Так, плотность юрской нефти в поверхностных условиях на Каламкасе составляет 0,860- 0,890 г/см³ на Каражанбасе - 0,940 г/см³. Различие в плотностях нефтей указанных месторождений объясняется прежде всего глубинами залегания продуктивных горизонтов. Так, залежи нефти на Каламкасе находятся на глубинах от 500 до 950 м, в то время как на Каражанбасе - в интервале глубин 300-500 м. Большие глубины залегания мезозойских пород определяют более высокую степень гидрогеологической закрытости структур и благоприятные гидрогеологические условия для сохранения залежей нефти и газа.

Анализ региональных закономерностей изменения гидрохимического облика мезозойских осадочных образований [1-3] в совокупности с выявленными гидрогеологическими и геотермическими особенностями рассматриваемого месторождения позволяет сделать вывод о перспективности на нефть и газ локальных структур, расположенных в акватории Каспия и в западной части Култукской депрессии.

1. Бочкарева В.А, Сыдыков Ж.С, Джангирьянц Д.А. Подземные воды Прикаспийской впадины и ее восточных обрамлений. Алма-Ата, Наука, 1973.
2. Джангирьянц Д.А. Гидрогеологические и гидрохимические особенности Каражанбасского и Северо-Бузачинского месторождений. - Геология нефти и газа, 1978, № 6, с. 61-66.
3. Джангирьянц Д.А. Приемы графической обработки результатов анализов ионно-солевого состава подземных вод. - Сов. геология,1980, №2, с. 115-120.
4. Проектирование разработки нефтяных месторождений/Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. М., Гостоптехиздат, 1963.
5. Сыдыков Ж.С, Джангирьянц Д.А. Геотермические условия Арало-Каспийского нефтегазоносного региона. - В кн.: Геол. и разв. мний нефти и газа Западного Казахстана. Алма-Ата, 1972, с. 68-81.

Таблица

1 - скважина, в которой проведено гидрогеологическое опробование: в числителе - номер скважины, в знаменателе - минерализация воды, г/л; 2 - изомины, г/л

1 - скважина, в которой производился замер пластового давления: в числителе - номер скважины, в знаменателе - пластовое давление, МПа; 2 - изобары, МПа, 3 - дизъюнктивные нарушения (сбросы)