|
|
|
|
УДК 553.982.2(574.1) |
С. М. Бабикова, Б.А. Клубов. 1992 |
Высоковязкие и тяжелые нефти верхней части надсолевого комплекса Прикаспийской впадины - существенный резерв углеводородного сырья в Западном Казахстане
С. М. БАБИКОВА. Б. А. КЛУБОВ (ВНИГРИ)
Западный Казахстан - один из районов, где имеется значительное число месторождений и скоплений высоковязких и тяжелых нефтей (ВВН и ТН), многие из которых содержат горизонты с такими нефтями на глубинах до 500 м ( К ВНН принято относить нефти с вязкостью более 30 мПа-с [4]. Правда, некоторые исследователи за нижнюю границу ВВН принимают 40 мПа-с [1] и даже 50 [3]. За рубежом нефти делятся только по плотности, причем к собственно ТН относятся те, плотность которых более 0.934 г/см3.). Более того, на большинстве из этих месторождений самые верхние этажи разреза вплоть до поверхности включают пласты песков, пропитанных мальтой и асфальтами. Казалось бы, последнее обстоятельство во всех случаях должно подразумевать оценку таких месторождений как битумно-нефтяных. Но такой оценки никогда не делали, и разведка указанных месторождений осуществлялась только на нефть. В свою очередь оценка битуминозности Западного Казахстана сводилась к установлению масштабов скоплений закированных или «нефтебитуминозных пород» с целью использования их в основном для дорожного строительства. Совершенно очевидно, что в балансе УВ-сырья Западного Казахстана до глубины 500 м возможны и наиболее рентабельны открытия и неглубокая шахтная добыча, ресурсы природных битумов (ПБ) должны учитываться с запасами ВВН и ТН.
В Прикаспийской впадине известно более 30 месторождений с ВВН и ТН, включающих в общей сложности 97 залежей со 160 нефтенасыщенными пластами. Из них только 25 пластов содержат собственно ТН плотностью более 0,934 г/см3, остальные насыщены ВВН различного качества. Для целей разработки открытым или неглубоким шахтным способом в комплексе с мальтами и асфальтами приповерхностных скоплений наибольший интерес, несомненно, представляют те месторождения, где продуктивные горизонты располагаются на минимальных глубинах. К ним, в первую очередь, можно отнести такие месторождения Гурьевской области, как Алтыкуль-Кзылкала, Байчунас, Доссор, Искине, Каратон, Корсак, Косчагыл, Южный Кошкар, Кулсары, Макат, Сагиз, Танатар, Тентяксор, Западный Тереньузюк. К этой же категории относятся месторождения Актюбинской области (Акжар, Каратюбе, Кенкияк, Кокжиде, Копа и Мортук). Акжар, Копа и Мортук особенно привлекают внимание, так как содержат залежи мальт и асфальтов и рассматриваются как месторождения природных битумов. Определенный интерес представляют также месторождения Северо-Бузачинского поднятия: Каражанбасское, Северо-Бузачинское, Жалгызтюбинское и участок Кирель.
Расположение продуктивных горизонтов конкретных месторождений по стратиграфическому разрезу, глубине (до 500 м) и тектоническим блокам, плотность (rн) и вязкость (mн) нефтей приведены на рис. 1-3. В тех случаях, когда значений и точек на графиках недостает, залежь не разрабатывается или нет соответствующих определений.
Алтыкуль-Кхылкала. Нефтяные залежи установлены в 1943-1945 гг. Глубина залегания продуктивных горизонтов 50-314 м, нефтенасыщенная мощность до 20 м. Плотность нефтей 0,8935-0,9025 г/см3 , вязкость 125-550 мПа-с. Для открытой добычи интерес представляют два пласта в неоком-аптских отложениях в районе горста, расположенных в интервале 50-130 м. Эксплуатация ВВН из них пока не проводилась. Из остальных горизонтов надсолевого комплекса на всех участках месторождения добыча хотя и осуществлялась, но исключительно в малых количествах.
Байчунас. Разрабатывают 17 нефтяных пластов, эксплуатируют в основном нижние горизонты. Меловые горизонты (10) с глубиной залегания 50-230 м освоены незначительно. На Северо-Западном Байчунасе в готерив-барремских отложениях за более чем 55 лет разработки в залежи осталось довольно много нефти. В среднеюрских отложениях за годы эксплуатации ВВН осталось больше нефти, чем извлечено. На Южном Байчунасе из верхней части горетив-барремских отложений за 32 года добыто меньше, чем осталось нефти в пласте. В отложениях альба - сеномана Восточного Байчунаса в интервале 40-210 м содержатся четыре горизонта с ВВН, нефтенасыщенная мощность их достигает 40 м. Наибольший интерес для открытой добычи представляют верхние продуктивные пласты сеномана, залегающие на глубине 40-110 м. Из верхних пластов верхнего альба (глубина 40-135 м) более чем за 50 лет эксплуатации отобрана незначительная часть балансовых запасов.
Доссор. Из промышленно-нефтеносных среднеюрских пород интерес представляют горизонты I и II в интервале 16-195 м с нефтенасыщенной мощностью до 39 м. Глубина залегания нефтей из сантонских отложений 53-114 м, их нефтенасыщенная мощность 4-13 м. Запасы верхнемеловых отложений не подсчитывали. Из двух упомянутых среднеюрских горизонтов за все годы эксплуатации в недрах осталась значительная часть балансовых запасов нефти. В самом перспективном среднеюрском горизонте III (интервал 130-265 м) после всех лет добычи в залежи сохранилась большая часть первоначальных запасов.
Искине. На Южном Искине нефтеносны апт-альбские отложения. Альбский продуктивный горизонт вскрыт на западном и восточном участках, глубина залегания его 76-110 м. Запасы нефти не подсчитывали. Аптский горизонт с нефтенасыщенной мощностью 4-27 м в интервале глубин 150-205 м разрабатывается на восточном участке в пределах старого и нового полей. С начала его разработки добыта незначительная часть балансовых запасов ВВП. Готерив-барремская залежь на восточном крыле Северного Искине расположена на глубине 190-254 м. Ее нефтенасыщенная мощность достигает 9,5 м. С начала разработки извлечена только часть балансовых запасов промышленных категорий нефти.
Каратон. В меловых отложениях залежи вскрыты на пятом промысловом участке. Верхнеальбская залежь расположена на глубине 358-377 м. Ее нефтенасыщенная мощность 8-12,5 м. В отложениях Маастрихта в интервале 4-81 м выделена залежь в виде литологической линзы, экранированной сбросом, ее нефтенасыщенная мощность достигает 32 м. Запасы по промышленным категориям не подсчитывали. В палеоген-неогеновых отложениях продуктивны второй и пятый (юго-западное крыло), а также третий (северо-восточное крыло) промысловые участки. Глубина залегания их 26-205 м, нефтенасыщенная мощность 2-12 м. Добыча нефти из них не проводилась.
Корсак. Наиболее перспективно западное крыло. Здесь до глубины 500 м установлено шесть продуктивных горизонтов. Глубина их залегания 146-427 м. Значительный интерес представляет самый верхний горизонт туронского возраста, вскрытый на глубине 146-168 м, его нефтенасыщенная мощность 3-7 м. Горизонт не разрабатывается, хотя его остаточные балансовые запасы сравнительно высоки. На южном крыле промышленнонефтеносен горизонт в нижнемеловых отложениях в интервале 60,5-120 м, средняя нефтенасыщенная мощность 7 м. Остаточные балансовые запасы в нижнемеловых и туронских отложениях примерно равны. Продуктивный горизонт в нижнемеловых отложениях вскрыт также на восточном крыле месторождения в интервале 93,5-165 м, его средняя нефтенасыщенная мощность 10 м. В юго-западной части грабена нефтеносный горизонт вскрыт также в отложениях альба-сеномана на глубине 186-205 м, его нефтенасыщенная мощность 8 м. Остаточные балансовые запасы составляют довольно большой объем запасов нижнемеловых отложений восточного крыла.
Косчагыл. Разрабатывают в основном нижние горизонты. Самые верхние меловые отложения почти не освоены. На южном поле в альб-сеноманских отложениях вскрыт горизонт ВВН и ТН в интервале 30-135 м, его нефтенасыщенная мощность 10-40 м. Запасы не подсчитывали. В альбских отложениях выявлены два нефтеносных пласта промышленного значения в интервале 132,5-277,4 м нефтенасыщенной мощностью 3.5-23.5 м. За все время эксплуатации с 1936 г. из них добыта незначительная часть балансовых запасов ВВН. В нижнемеловых отложениях на северном и южном полях в интервале 188-434.6 м установлены четыре залежи. Из них с 1935 г. извлечена небольшая часть балансовых запасов. На северо-западном поле в альб-сеноманских и среднеальбских отложениях в интервале 40-154 м вскрыты два нефтеносных горизонта, запасы по которым не подсчитывали. В нижнемеловых отложениях выявлены две залежи на глубине 135-243,2 м нефтенасыщенной мощностью 6-19,5 м. Многочисленные нефтеносные горизонты среди отложений средней юры в пределах месторождения расползаются на глубине 214- 499 м. Их суммарные балансовые запасы значительны. На западном поле южного крыла месторождения в интервале 102,6-202,7 м вскрыты пять нефтеносных пластов в разрезе пермо-триаса.
Кошкар Южный. Самые верхние горизонты месторождения, содержащие залежи ВВН и ТН, относящиеся к нижнему апту и неокому и расположенные на глубине 100-190 м, не разрабатываются. В пределах того же юго-западного крыла месторождения основные запасы связаны с тремя среднеюрскими горизонтами (180-240 м). Наиболее интересен верхний горизонт нефтенасыщенной мощностью до 29,5 м. На северо-западном крыле структуры практически значимым можно считать горизонт в туронских отложениях (175-185 м), нефтенасыщенная мощность его до 10 м. Горизонт не эксплуатируется, и запасы его не подсчитаны. На восточном крыле месторождения в отложениях альба (82-174 м) вскрыты два продуктивных горизонта, которые также не разрабатываются.
Кулсары. В настоящее время разрабатывается восточное крыло. Интерес представляют среднеюрские. готерив-барремские, нижнеаптские и альбские нефтеносные отложения. На северном крыле они вскрыты на глубине 75-250 м, на западном - 55-178 м. Все они не разрабатываются. Особенно перспективен горизонт I альба на восточном крыле (глубина 170-207 м). Его остаточные балансовые запасы составляют значительно больше того количества ВВН, что добыто за все годы эксплуатации (с 1942 г.).
Макат. На Северном Макате нефтеносный горизонт в нижнемеловых отложениях залегает на глубине 60-75 м. Начиная с 1915 г. из него добыта малая часть запасов ВВН. Интерес представляет также горизонт I средней юры с нефтенасыщенной мощностью до 25,5 м (глубина 110-170 м). За тот же период из него извлечена небольшая часть запасов ВВН. На Юго-Восточном Макате три среднеюрских горизонта нефтенасыщенной мощностью 14,5 м вскрыты на глубине 136-232 м. На Южном Макате юрский пласт IV нефтеносной мощностью до 13,5 м залегает в интервале 75- 94 м.
Сагиз. Неглубоко залегающие нефтеносные горизонты известны на восточном крыле Северного Сагиза и на втором промысловом участке Центрального Сагиза. В первом случае горизонт III апта залегает на глубине 50-140 м, горизонты V и VI средней юры - 150-197 м. Все они почти не разрабатываются. На втором промысловом участке (восточное крыло) из горизонта I альба (69-87 м) и горизонта II апта (185-191 м) за годы эксплуатации добыта незначительная часть балансовых запасов ВВН.
Танатар. Три продуктивных горизонта на месторождении относятся к средней юре и залегаю, на малых глубинах в интервале 36-157 м. Наиболее выдержан по площади и мощности горизонт II, его нефтенасыщенная мощность 20-30 м. Из всех этих горизонтов за годы эксплуатации добыта незначительная часть от балансовых запасов ВВН.
Тентяксор. На основной промысловой площади в интервале 210-458 м имеются три продуктивных горизонта в юре, готериве и апте, нефтенасыщенная мощность каждого 8,5-44,5 м. С начала разработки (1945- 1955 гг.) из них в сумм добыта небольшая часть балансовых запасов ВВН. В пределах восточного поля месторождения на глубине 150 - 181,5 м выделена нефтеносная линза в готерив-барремских и аптских отложениях эксплуатируемая одной скважиной. На южном поле юго-западного крыла в интервале 105-115,5 м установлена нефтяная залежь в аптских отложениях, ее нефтенасыщенная мощность 10 ,5 м. Залежь не разрабатывается.
Западный Тереньузюк. Месторождение - одно из самых значительных по добыче ВВН и ТН нетрадиционными методами. Верхний горизонт верхнего мела, залегающий на основном поле на глубине 60-130 м, вообще не разрабатывается, хотя имеет нефтенасыщенную мощность до 12 м, большую площадь распространения и значительные запасы ВВН и ТН. Горизонт верхнего мела на северо-западном поле в интервале 140-198 м также содержит значительные запасы нефти.
Акжар. Многопластовое нефтебитумное месторождение открыто в 1961 г. Залежи ВВН и ТН выявлены в шести пластах на северном и юго-восточных крыльях, а также в широтном грабене в отложениях баррема, апта и юры. Интервалы залегания нефтяных пластов 268-508 м, нефтенасыщенная мощность отдельных продуктивных горизонтов достигает 34 м. Нижнемеловые горизонты почти не разрабатываются, хотя запасы их значительны. Кроме того, в 1988 г. в отложениях альба на малых глубинах выявлено несколько залежей ТН и мальт.
Каратюбе. Нефтеносность приурочена к нижнемеловым и среднеюрским отложениям. На юго-восточном крыле три продуктивных горизонта встречены на глубине 230-500 м. на северо-западном - 330-368 м, в грабене - 235-350 м. Нефтенасыщенная мощность по отдельным горизонтам достигает 16 м. Нижнемеловые залежи по запасам отнесены к забалансовым и не разрабатываются. Из среднеюрских отложений за время эксплуатации (с 1965 г.) добыта незначительная часть балансовых запасов ВВН.
Кенкияк. Интерес представляют северное и южное крылья, где насчитывается девять продуктивных пластов. Глубина залегания нефтяных горизонтов 50-500 м, нефтенасыщенная мощность отдельных горизонтов составляет 37 м. В 1965 г. на северо-западном и западном участках установлены еще две залежи в среднеюрских отложениях на глубине 300-340 м, нефтенасыщенная мощность их достигает 12 м. Нижнемеловые залежи не разрабатываются. С 1972 г. на месторождение применяют паротепловые методы воздействия пласты средней юры для увеличения нефтеотдачи (см. рис. 2).
Кокжиде. Многопластовое месторождение, четыре горизонта расположены в нижнемеловых, среднеюрских и нижнетриасовых отложениях. Глубина залегания нефтяных горизонтов 180-460 м, нефтенасыщенная мощность их около 10 м. Запасы месторождения относятся к числу забалансовых, и оно не разрабатывается.
Копа. Нефтяные горизонты приурочены к нижнемеловым и среднеюрским отложениям. Продуктивные пласты установлены на глубине 190-480 м на южном блоке (пять горизонтов) и 50-490 м в северном грабене (семь горизонтов). Нефтенасыщенная мощность по отдельным горизонтам 10-15 м. Нижнемеловые залежи месторождение не разрабатываются, а из среднеюрских пластов добыта ничтожная часть балансовых запасов ВВН. На северном крыле установлены промышленные скопления киров, связанные с альбскими и среднеюрскими отложениями.
Мортук. На западном крыле вскрыты три нефтяные залежи (две - в отложениях баррема, одна - средней юры) на глубине 185- 284 м. нефтенасыщенная мощность их 6-8 м; на восточном крыле установлены две залежи (в породах баррема и средней юры) на глубине 248-299 м. Запасы ВВН отнесены к забалансовым и не разрабатываются. В юго-восточной части площади имеются поверхностные выходы закированных альбских песков значительной площади. В настоящее время закончена предварительная разведка на ПБ. Мортук - основной объект на ПБ в Прикаспии.
На Северо-Бузачинском поднятии выявлены четыре месторождения ВВН с залежами на глубине до 500 м.
Каражанбас. Сетью разрывных нарушений месторождение разбито на семь блоков. Нефтяные пласты развиты в отложениях неокома (шесть пластов А1, А2 , Б, В, Г, Д) и юры (два пласта J-I, J-II) на глубине 230-470 м, суммарная нефтенасыщенная мощность их достигает по отдельным блокам 20-75 м, наиболее нефтенасыщенные пласты в блоках II, III, V и VI (см. рис. 3).
Северо-Бузачинское. По строению месторождение близко к Каражанбасу. Нефтеносность также приурочена к отложениям готерива - баррема (пять пластов) и юры (два пласта). Глубина залегания нефтяных пластов 250-500 м, суммарная нефтенасыщенная мощность по отдельным блокам 9,6-33,6 м, наиболее нефтенасыщенные пласты в блоках IV, VI, VIII и X.
Жалгизтюбе. Отделяется от Северо-Бузачинского месторождения неглубоким прогибом. Нефтеносность установлена в двух блоках в отложениях неокома (один пласт) на глубине 410-443 м, эффективная мощность 6.2 м.
Участок Кирель. Приурочен к восточному периклинальному окончанию Северо-Бузачинского месторождения. Нефтяные пласты встречены в трех блоках и связаны с неокомскими (два пласта) и юрскими (один пласт) отложениями. Глубина залегания пластов 327- 468 м, суммарная нефтенасыщенная мощность их 25-35 м.
Северо-Бузачинские месторождения почти не разрабатываются, за исключением Каражанбаса, где используют метод внутрипластового влажного горения.
Большинство нефтей рассмотренных месторождений высоковязкие, плотные, смолистые, малосернистые и мало парафинистые, с невысоким выходом светлых фракций. Используются главным образом для получения дизельного топлива, керосина-газойля и различных типов масел, в том числе высококачественных с температурой застывания до -50 °С.
Как видно из приведенного материала, в Прикаспийской впадине существует важный резерв УВ-сырья. Несмотря на сравнительно немалые запасы ВВН и ТН во всех перечисленных месторождениях Гурьевской и Актюбинской областей Казахстана, эти запасы освоены плохо, что объясняется чисто техническими трудностями, которые могут быть устранены при переходе на другие методы добычи.
С учетом того что в пределах месторождений Байчунас, Доссор, Косчагыл, Сагиз, Танатар и Западный Тереньузюк имеется по несколько горизонтов с ВВН и ТН, располагающихся на глубине 16-130 м, а сверху вплоть до поверхности ожидаются мощные пачки песчаников и песков, пропитанных мальтами и асфальтами, предлагается организовать на них опытную карьерную добычу этих полезных ископаемых. Таким образом появится возможность утилизировать все виды природных битумов. В условиях открытого карьера можно также ожидать постоянный подток в него нефти, мальты и асфальта, откуда их вполне возможно откачивать.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кисиленко Б.Е., Анохина Н.В., Ступоченко В.Е. Классификация пластовых нефтей по вязкости с учетом особенностей механизма вытеснения нефтей водой // Геология нефти и газа.- 1987.- № 10. С. 28-30.
2. Нефтебитуминозные породы Казахстана - проблемы и перспективы. / Н.К. Надиров. А.Е. Браун. М.С. Трохименко и др. - Алма-Ата: Наука. 1985.
3. Скороваров Ю.Н. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В. Свойства высоковязких нефтей месторождений СССР. // Геология нефти и газа,- 1985, - № 2. С. 24- 27.
4. Халимов Э.М.. Климушин И.М., Фердман Л.И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР / Справочное пособие.— М.: Недра. - 1987.
In western Kazakhstan, there is a significant number of fields and accumulations of high-viscosity and heavy oils containing reservoirs at depths of up to 500 m. Most of crude oils are highly viscous, dense, resinous, sweet and low-paraffinicity with a low yield of light fractions. They are basically suited for obtaining diesel fluel, kerosene-gas oil and different oils.
Рис. 1. Расположение нефтяных залежей на месторождении Косчагыл в разрезе (а) и физические свойства нефтей (б - плотность, в - вязкость)
Рис. 2. Расположение нефтяных залежей на месторождении Кенкияк в разрезе (а) и физические свойства нефтей (б - плотность, - вязкость)
Рис. 3. Расположение нефтяных залежей на месторождении Каражанбас в разрезе (а) и физические свойства нефтей (б - плотность, в - вязкость)
