Дипломная (вкр): Особенности геологического строения месторождения Доссор

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс распространен практически по всей впадине представляет собой региональный флюидоупор, разделяющий осадочный чехол на докунгурскую подсолевую верхнепермско-кайнозойскую надсолевую секции.

Надсолевой мегакомплекс характеризуется широким развитием песчано-глинистых пород с подчиненными карбонатными породами в среднем триасе, верхней юре и верхнем мелу. Глинистые и карбонатные флювдоупоры развиты на зональном, но чаще - на локальном уровнях.

Додевонский мегакомплекс в пределах казахстанского Прикаспия практически не изучен глубоким бурением и слабо изучен сейсмическими исследованиями, но предполагается, что в центральных районах впадины и в краевых прогибах он может достигать мощности 6-10 км и будет представлен карбонатными породами.В обозримой перспективе этот мегакомплекс не следует рассматривать в качестве поискового объекта из-за больших глубин залегания, оцениваемых на уровне 8-10 км.

Девонско-нижнепермский мегакомплекс, и особенно его каменноугольно-нижнепермская секция, изучен достаточно детально в современных бортовых зонах Прикаспийской впадины. Важнейшей особенностью этой осадочной толщи является наличие резких различий литологии разреза по площади впадины, что является основанием для подразделения ее на четыре геологические области. Выделяются Северо-Западная, Центрально-Прикаспийская, Астраханско-Актюбинская и Заволжско-Предуральская области со своими характерными типами разрезов структурными особенностями. Важнейшей чертой девонско-нижнепермского мегакомплекса является развитие его в виде внутрибассейновых и шепьфовых карбонатных платформ с гигантскими резервуарами.

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс в основном представлен различными видами каменной соли белого цвета в кунгуре и красноватого цвета, характерного для казанского возраста. В низах разреза присутствуют слои и пачки ангидритов, доломитов и терригенных пород.

Мезозой-кайнозойский мегакомплекс представлен чередованием разнозернистых преимущественно слабо сцементированных песчаников с глинами и подчиненным развитием карбонатных пород в нижних, средних и верхних го частях.

Сложная и длительная история геологического развития бассейна обусловила формирование его уникальных структурно-тектонических параметров.

Строение фундамента бассейна носит ярко выраженный блоковый характер, при этом мегаблоки, сгруппированные по особенностям гипсометрии поверхности фундамента и ограничивающих их крупнейших разломов, в свою очередь делятся системой радиальных нарушений на дополнительные блоки. Важнейшими элементами региональной структуры поверхности фундамента являются Центрально-Прикаспийский и Тугаракчанский прогибы. Волгоградско-Оренбургская и Северо-Атырауская системы моноклиналей, Астраханско-Актюбинская система поднятий.

По эйфельсжо-нижнефранской секции платформенного чехла региональная структура в целом сохраняет свои особенности, но по вышележащим отложениям докунгурского палеозоя она резко меняется на большей части впадины. Формируются современные бортовые зоны и гигантские карбонатные платформы как важнейшие элементы региональной структуры подсолевого палеозоя.

Уникальные структурные особенности характерны для кунгурско-казанской секции разреза, которая представлена ярко выраженной солянокупольной тектоникой с высотой соляных куполов от первых десятков метров до 5 км и разделяющих их бессолевых межкупольных зон. Межкупольные зоны заполнены разновозрастными, но в основном позднепермско-раннетриасовыми красноцветными толщами со сложной структурой. Все это создает сложнейшую ячеистую региональную структуру надсолевого мегакомплекса. Перечисленные особенности при проведении поисковых работ на нефть и газ требуют дифференцированного "поэтажного" изучения структурных характеристик осадочного чехла бассейна. Уникальные параметры нефтегазоносное бассейна связаны как со стратиграфическим диапазоном разреза, так и с его нефтегазовым потенциалом. Доказанная нефтегазоносность охватывает отложения девона, карбона, перми, триаса, юры мела и палеогена. Здесь открыто более 130 месторождений нефти, газа и газоконденсата, в том числе около 30 месторождений в подсолевом палеозое и более 100 месторождений в надсолевом комплекса. Среди них гигантские по запасам месторождения Кашаган, Тенгиз, Карашыганак; крупнейшие - Жанажол, Королевское, Имашевское; крупные - Алибекмола, Урихтау, Кенбай и др.

По данным современных геохимических исследований источники генерации углеводородов связаны с падсолевыми отложениями, для которых характерны четкая площадная и возрастная автономность (зональность). Потенциально наиболее богатым генерационным комплексом является среднедевонский. Нефтегазоносность надсолевых отложений сформирована за счет преимущественно вертикальных перетоков из подсолеаого комплекса.

Рисунок 6 - Прикаспийский осадочный бассейн

Характерной особенностью месторождений, выявленных в пределах карбонатных платформ, является наличие сероводорода в растворенном газе, концентрации которого изменяются от 1% до 24%. Подсолевой комплексе в южной, юго-восточной и восточной частях впадины характеризуется наличием аномально высоких внутрирезервуарных давлений и отдельными зонами высоких температур.

Крупнейшие открытия последних лет связаны с освоением южной части Прикаспийской впадины в акватории казахстанского сектора Каспия. Здесь, в пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы открыты месторождения углеводородов Кашаган, Кайран, Актоты, Юго-Западный Кашаган. Дальнейшие перспективы освоения бассейна связываются с подсолевыми и надсолевыми отложениями в акватории Каспия и на суше южной, юго-восточной и восточной частях впадины.

Солянокупольная тектоника - основная отличительная черта строения региона. Соляные купола нижнепермской соли прорывают надсолевые отложения пермского и мезозойского возраста, с которыми связаны залежи нефти многих местоскоплений провинции. Наиболее перспективные подсолевые отложения на большей части территории залегают глубоко и почти не изучены бурением.

Главными элементами региональной структуры Прикаспийской мегасинеклизы являются бортовые уступы, особенно четко выраженные на севере и северо-западе, и центральная часть, в которой установлены погребенные поднятия и прогибы подсолевого ложа. В бортовых районах поверхность подсолевых отложений круто погружается (с 4 до 7,5 км). Наличие глубинных разломов придает им ступенчатый характер. Центральная часть мегасинеклизы характеризуется глубоким (до 7,5 км) залеганием подсолевого ложа, наличием типичных соляных куполов, разнообразных по форме и размерам. Строение этой части мегасинеклизы осложнено выступами и опущенными блоками фундамента.

Нефтегазоносность Прикаспийской мегасинеклизы установлена по всему вскрытому разрезу отложений, В надсолевой толще пород выделяются четыре нефтегазоносных комплекса: пермо-триасовый, среднеюрский, апт-неокомский и неогеновый. В бортовых зонах Прикаспийской впадины установлена нефтегазоносность и подсолевых отложений.

В надсолевых образованиях развиты терригенные коллекторы. В отложениях перми, триаса, средней юры, неокома - апта и неогена выявлено свыше 20 нефтегазоносных горизонтов. Мощность продуктивных горизонтов изменяется от 1 до 60 м. Основные нефтяные продуктивные горизонты в надсолевом комплексе относятся к средней юре.

В подсолевых отложениях газовые, газоконденсатные и нефтяные местоскопления связаны в основном с карбонатными отложениями карбона и перми. Исключение составляет Карпенковский район, где продуктивны отложения среднего и верхнего девона. На северном и юго-западном бортах впадины развиты преимущественно газоконденсатные залежи, на восточном и юго-восточном - нефтяные и газонефтяные.

В пределах мегасинеклизы выделяются пять нефтегазоносных областей: Северо-Прикаспийская, Восточно-Прикаспийская, Урало-Эмбинская, Приморская и Астраханская.

Большинство местоскоплений Восточно-Прикаспийской и Урало-Эмбинской областей связаны с соляными куполами; структуры как правило, разбиты нарушениями на отдельные блоки. Основная часть залежей контролируется антиклинальными перегибами пластов надсолевого комплекса. Широко распространены тектонически экранированные залежи, характерны также приконтактные залежи, экранированные крутым склоном соляного купола, а в отдельных тектонических блоках встречаются стратиграфические и литологические залежи.

Рисунок 7 - Геологический профиль через Каратонско-Тенгизскую зону нефтегазо-накопления (по Н.А. Литиевой и СУ. Утегалиеву).

1 - соль; 2 - залежи нефти; 3 - нарушения

В Приморской области местоскопления связаны с глубокопогруженными соляными куполами. Структуры этих местоскоплений слабонарушенные и мало отличаются от платформенных. Залежи нефти обнаружены и в подсолевых отложениях (рис.7).

Рисунок 8 - Кенкиякское нефтяное местоскопление (по И.Б. Дальяну).

а - структурная карта по кровле нефтеносного пласта; б - геологический разрез через купол Кенкияк. 1 - скважины, вскрывшие подсолевые отложения; 2 - изогипсы, м; 3 - продуктивные горизонты

Местоскопления Северо-Прикаспийской и Астраханской областей связаны в основном с подсолевым комплексом и приурочены к структурам ненарушенного простого строения. В разрезе некоторых местоскоплений предполагается развитие рифогенных ловушек.

К числу наиболее известных и типичных местоскоплений Прикаспийской нефтегазоносной провинции относятся Кенкиякское, Карачаганакское, Астраханское и Тенгиз.

Кенкиякское нефтяное место скопление (рис. 8) расположено в среднем течении Эмбы (Кенкиякский нефтегазоносный район), юго-западнее Актюбинска. Оно связано с соляным куполом, залегающим на глубине 500 м. Нижняя часть надсолевого комплекса (преимущественно терригенные пермо-триасовые отложения) залегает с большими углами падения, разорвана сбросами. Верхняя часть разреза (песчано-глинистые отложения юры, нижнего и верхнего мела) образует обширное пологое поднятие без разрывных нарушений.

Рисунок 9 - Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление (по А,А. Голову, СМ. Камалову, Л.Г, Кирюхину, В.Н. Копытченко).

а - структурная карта по кровле продуктивных отложений нижней перми; б -геологический профиль по линии /-/. 1 - изогипсы, м; контакты: 2 - газонефтяной, 3 - водонефтяной; 4 - газ; 5 - нефть

В разрезе местоскопления выявлено около 20 нефтяных залежей в надсолевом комплексе (стратиграфический диапазон пермь - мел) и нефтяная залежь в подсолевых артинских отложениях, вскрытая на глубине около 4 км. Все продуктивные горизонты связаны с терригенными отложениями. Мощность их достигает нескольких десятков метров. Залежи нефти сводовые, тектонически экранированные и структурно-литологические. Принципиальное значение имеет открытие здесь нефтяной залежи в нижележащих рифогенных образованиях карбона.

Карачаганакское нефтегазоконденсатное местоскопление (рис. 9) открыто в 1979 г. на северном борту мегасинеклизы, в 115 км восточнее Уральска. "Приурочено к крупному поднятию с размерами 31 х 16 км и амплитудой более 1000 м. Структура имеет три свода - западный, центральный и восточный. Продуктивны нижнепермские и каменноугольные отложения. Коллекторы представлены известняками и доломитами. Глубина залежи 3750-4850 м. Нефтегазоконденсатная залежь связана с массивным резервуаром и имеет, по-видимому, нефтяную оторочку.

Астраханское газоконденсатное местоскопление (рис. 10) обнаружено в 1977 г. Приурочено к крупному поднятию, выявленному в 1968-1970 гг. сейсморазведкой. Размеры поднятия по изогипсе -4100 м 90 х 35 км. Залежь газоконденсатная (30 х 25 км), связана с известняками среднего карбона. Резервуар массивного типа. Состав газа отличается большим содержанием сероводорода (20,7-22,5 %) и углекислого газа (17,9-21,55 %). На базе месторождения построен газохимический комплекс.

Рисунок 10 - Астраханское газоконденсатное местоскопление (по Г-Н. Иванову, О.С. Обрядчикову). а - структурная карта по кровле продуктивных карбонатных отложений башкирского яруса; б - геологический профиль по линии /-/. 1 - изогипсы, м; 2 - разрывные нарушения; 3 - газ; 4 - газоводяной контакт

Тенгизское нефтяное местоскопление (см. рис. 7) приурочено к крупному рифу. Приток легкой (0,805 г/см³) нефти получен из нижнекаменноугольных отложений. Глубина залежи около 5 км. На базе этого месгоскопления планируется построить крупный многоцелевой Геохимический комплекс с участием иностранных фирм.

. Особенности геологического строения месторождения Доссор

Месторождение Доссор было открыто в 1909 г. и в настоящее время считается отработанным, истощенным. Но для выявления новых залежей нефти и газа в периферийных и глубоких частях этого соляного купола (по аналогии с соседним месторождением Макат) оно представляется еще не до конца изученным и перспективным.

Немного истории. Еще в 1857, 1874 и 1886 гг. в районе Доссор (рис. 12) отмечались признаки нефти. Разведочные работы были начаты в 1892 г. нефтепромышленником Н.Н. Леманом. По его инициативе в 1908-1909 гг. пробурили три скважины, по тем временам глубокие, разведочные, и с глубины 47-60 м были получены притоки нефти дебитом от 1 до 1,7 т/сут.

В 1911 г. в разведочной скважине % (в числителе номер скважины, в знаменателе номер участка) с глубины 226 м, из юрского горизонта III на Основном промысловом участке, ударил первый мощный фонтан нефти дебитом 12000 т/сут. В том же 1911 г. месторождение Доссор вступило в разработку. В последующие годы промышленные притоки нефти на Основном промысловом участке были получены из юрских горизонтов I и II. Так началась нефтедобыча в Казахстане.

В 1914 г. скважина № 9 на участке 185 с глубины 290,4-292,6 м также дала промышленный приток нефти 6,5 т/сут. из среднеюрских горизонтов. На другом участке - Северном Доссоре в скважине 366 с глубины 252-254 м, что соответствует интервалу залегания среднеюрских отложений, также был получен промышленный приток нефти 2,6 т/сут.

Месторождение Доссор стало опытной и эталонной площадью, где впервые в Казахстане, в те времена на Южной Эмбе, проводились гравиметрические (с 1925 г.), электрометрические (1931-1932 гг.) и сейсмические (с 1932 г.) исследования для определения природы поднятий, конфигурации соляного ядра, внедрения в промысловую практику электрического каротажа скважин. В 1935-1936 гг. на Доссоре проводилась газовая съемка. Все отработанные здесь геофизические методы исследования в новых модификациях сыграли неоценимую роль в открытии и изучении многих месторождений Прикаспийской нефтегазоносной провинции.

Примечательно также и то, что еще в 1930 г. геологи пытались достать подсолевую нефть. Для этого бурились скважины № 303, 304 и 305, которые из соли не вышли, но дали очень важную информацию о строении соляного купола Доссора и вообще о глубинном строении всего региона. Скважина N“303 глубиной 2156 м прошла посоли 1534 м, скважина №304 глубиной 2804-2060 м.