Характеристика геологического строения
Стратиграфия
Складчатые образования фундамента на полуострове Бузачи и Северном Устюрте повсеместно скрыты под мощным осадочным чехлом и на дневную поверхность не выходят. На основании литолого-стратиграфических характеристик палеозойских отложений сделан вывод об относительно глубоководных условиях их седиментации. Наряду с глубоководными преимущественно карбонатными и карбонатно-терригенными отложениями выделены и мелководные обломочно-карбонатные породы, отождествляемые со склоновыми отложениями рифогенных построек, предполагаемых к северу и к западу от полуострова Бузачи в акватории Каспийского моря.
Верхняя Пермь - Нижний триас, Р2 – Т1
В литологическом отношении он представлен преимущественно сероцветными породами морского генезиса, с преобладанием песчаников и гравелитов, которые вверх по разрезу алевролитами и аргиллитами с прослоями песчаников. Мощность отложений оценивается в несколько десятков метров.
Средний триас, Т2
Южно-жетыбайская серия раннего-среднего триаса представлена известняками. Суммарная мощность отложений среднего триаса составляет около 200 м.
Верхний триас, Т3
Расчленение образований представляет значительные трудности вследствие относительно больших глубин залегания и малых мощностей. Суммарная мощность отложений верхнего триаса составляет не более 100-300 м.
Юра, J
Юрские отложения подразделяются на рэт-лейасовый, тоар-ааленский, среднеюрский и верхнеюрский комплексы.
Верхний триас – Нижняя юра, Т2 - J1
Рэт-лейасовый комплекс слагает базальную часть платформенного разреза. Представлен он песчано-глинистыми континентальными и прибрежно-морскими отложениями.
Нижняя - Средняя юра, J1-2
Тоар-ааленский комплекс распространен повсеместно. Он представлен глинистым морскими отложениями.
Суммарная мощность отложений нижней юры составляет 150-200 м.
Средняя юра, J2
Среднеюрский комплекс в составе бат-байос-келовейских морских, прибрежно-морских и континентальных терригенных отложений. В литологическом отношении они представлены переслаивающимися песчано-глинистыми отложениями, мощность отдельных горизонтов уменьшается снизе вверх. Мощность отложений средней юры изменчива и достигает почти 1000 м.
Верхняя юра, J3
Кровлей верхнеюрского комплекса является III опорный отражающий горизонт, являющийся репером во всем исследуемом регионе. Для всего СК характерна высокая интенсивность и хорошая коррелируемость отражений. представлена разнообразными морскими карбонатными, карбонатно-терригенными отложениями и мергелями с глинами, с прослоями песчаников и алевролитов. Мощность отложений верхней юры составляет 300-350 м.
Мел, К
Меловая система представлена отложениями неоком-апта, альб-сеномана и турон-сенона.
Нижний мел, К1
Неоком-аптский комплекс представлен морскими шельфовыми и прибрежно-морскими отложениями. Этот комплекс имеет характер покрова. Представлен разнообразными пакетами песчано-глинистых отложений, в основании (валанжин) глинисто-карбонатными отложениями. Мощность отложений достигает 200-250 м.
Нижний - Верхний мел, К1-2
Альб-сеноманский комплекс имеет четко выраженное клиноформное строение, характерное для толщ бокового наращивания при терригенном осадконакоплении в условиях шельфа. В сторону шельфа склоновая формация переходит в типично покровную с выдержанными параллельными отражающими горизонтами. Сложен переслаивающимися песчано-глинистыми пластами морского генезиса, с преобладанием глин в нижней части разреза. Мощность отложений 600-650 м.
Верхний мел, К2
Турон-сенонский комплекс представлен шельфовыми известняками. Он сложен мел-мергельной толщей с подчиненными прослоями глин. Мощность отложений варьирует от 150 до 200 м.
Палеоген
Датский ярус (Pg1) представлен небольшой пачкой известняков, мощностью до 7-12 м.
Кайнозой
На турон-сенонском комплексе залегает доэоценовый комплекс, представленный преимущественно карбонатно-терригенными шельфовыми формациями мощностью в несколько десятков метров.
Олигоцен-нижнемиоценовый комплекс представлен морскими терригенными отложениями. Мощность отложений достигает нескольких сот метров.
Рисунок 1.2 - Стратиграфическая колонка
Тектоника
В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи представляет собой локальное антиклинальное поднятие, расположенное в присводовой части Бузачинского поднятия, входящего в Северо-Устюртско-Бузачинскую систему прогибов и поднятий.
В результате интерпретации новых геолого-промысловых материалов структура Северные Бузачи представляет собой асимметричную, нарушенную сериями разломов брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную серией разрывных нарушений субширотной и субмеридианальной ориентировки. Самый протяжённый Северо-Бузачинский (восточно-западный) разлом является основным тектоническим нарушением, отделяющим северное крыло структуры, опущенное относительно южного крыла. Амплитуда сброса достигает 80-100 м, наблюдается ее уменьшение к западу, в переходной зоне, где Северо-Бузачинский разлом сочленяется с основным взбросом Каражанбасской антиклинали на юго-западе.
Этот основной разлом оперяется поперечными разломами, которые простираются преимущественно в северо-запад-юго-восточном направлении в меловых отложениях и юго-запад-северо-восточном направлении в отложениях юрского периода, указывая на изменения в режиме тектонических напряжений между этими двумя периодами.
Залежи нефти по типу ловушек относятся к пластовым сводовым, тектонически, стратиграфически и литологически экранированным.
Ниже приводится более подробное описание указанных объектов.
Как уже было отмечено выше, строение продуктивного мелового резервуара имеет сложный характер. Тем не менее, можно выделить определенную площадь, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую нефтяную залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами.
Ниже указанные данные основаны на исследованиях, проведенных институтом "Каспиймунайгаз", а не ТНБИОсновной продуктивный меловой объектполучил развитие в VI,VII,VIII,IX,X блоках и объединил практически все меловые пласты Neo A, Neo B, Neo C, Neo D (кроме нижней части пласта Neo D) (графическое приложение 1).
Продуктивность его доказана опробованием в скважинах G161, G166, G170, G171, G175, G214, NB5, NB14, NB25, из которых в скважинах G161, G170 был получен газ (интервалы 295-302 м, 291-295 м, соответственно, абсолютными отметками, соответственно, минус 318.7 –325.7 м, минус 313.5-317.5 м).
Газонасыщенная толщина меняется от 0.70 м (скв. NB18) до 14 м (скв. NB10). Эффективная нефтенасыщенная толщина варьирует в пределах блоков от 1.4 м (скв. NB21, VI блок) до 31.4 м (скв. NB39, X блок).
Положение газонефтяного контакта принято на абсолютной отметке минус 325.5 м и водонефтяного контакта – на абсолютной отметке минус 389.2 м (графическое приложение 7).
В соответствие с принятыми положениями контактов раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности составляет 11375 тыс. м2 и нефтеносности - 30600 тыс. м2.
Кроме основного продуктивного мелового резервуара, в западной части месторождения можно выделить ряд самостоятельных небольших залежей, с общей площадью нефтеносности 33417 тыс. м2, приуроченных к отдельным песчаным пластам, которые получили развитие в II, III, IV, V, XI, XII блоках (графическое приложение 2).
Продуктивный пласт NеоВ состоит из четырех продуктивных пропластков – NеоВ1, NеоВ2, NеоВ3, NеоВ4 (графические приложения 4, 5).
NеоВ1 продуктивен в III, IV, V, XII блоках. Общая толщина его изменяется от 11.7 м (скв. NB-24) до 13 м (скв.NB-23).
Продуктивность доказана опробованием в скважинах G123, G130, G148. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.7 м (скв. NB-23, III блок) до 7.6 м (скв. NB-22, XII блок).
ВНК изменяется в пределах V и III блоков от минус 363 м (скв. G130) до минус 435м (скв. G148).
Площадь нефтеносности залежи NеоВ1 составляет 13294 тыс. м2.
NеоВ2 Пропласток NеоВ2 нефтеносен по ГИС в V блоке. Общая толщина его изменяется от 13.9 м до 16.5 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2 м (скв. G130).
ВНК принят условно. Залежь – литологически экранированная.
Площадь нефтеносности залежи NеоВ2 – 2225 тыс м2.
NеоВ3 Пропласток нефтеносен по ГИС в IV и XII блоках. Во многих скважинах коллектор замещен непроницаемыми породами. Общая толщина пропластка колеблется от 7.8 м (скв. NB24) до 10.6 м (скв. NB23).
Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 0.7 м (скв. NB24, IV блок) до 5 м (скв. NB22, XII блок).
Водонефтяной контакт принят в IV блоке на абсолютной отметке минус 423.2 м, в XII блоке принят условно на абсолютной отметке минус 439.5м (скв. NВ22).
Площадь нефтеносности залежи NеоВ3 равна 7800 тыс. м2.
NеоВ4 Пропласток нефтеносен по ГИС во II и XII блоках. Общая толщина его изменяется от 7.3 м (скв. NB22) до 8.8 м (скв. NВ23).
Эффективная нефтенасыщенная толщина меняется от 3 м (скв. NВ22, XII блок) до 3. 4 м (скв. G146, III блок).
Водонефтяной контакт колеблется в пределах блоков от минус 433 м (скв. G146, II блок) до минус 444.9 м (скв.NB22, XII блок).
Площадь нефтеносности продуктивного пропластка NеоВ4 составляет 2390 тыс. м2.
Продуктивный пласт NeoCсостоит из двух пропластков NeoС1 и NeoС2.
NeoС1 Пропласток нефтеносен в V блоке, а в остальных – водоносен. Общая толщина пропластка варьирует от 14.8 м до 20.3 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 5.2 м (скв. G213). Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке минус 425.9 м
Площадь нефтеносности составляет 3850 тыс. м2.
NeoС2 Пропласток нефтеносен по ГИС в IV блоке. Общая толщина изменяется от 5.3 м до 7.9 м.
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1 м (скв. NB24).
Водонефтяной контакт залежи принят условно. Положение ВНК принято на отметке минус 454.9 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора в скважине NB24.
В связи с принятым положением ВНК, площадь нефтеносности пропластка NeoС2 равна 733 тыс. м2
Продуктивный пласт NeoD Пласт нефтеносен в V блоке. Общая толщина его изменяется от 45.6 м (скв. G130) до 53.8 м (скв. NB22).
Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 3.6 м (скв. G213).
ВНК принят на абсолютной отметке минус 445.2 м (скв. G130).
Площадь нефтеносности пласта составляет 3125 тыс. м2.
Юрские отложения состоят из двух продуктивных горизонтов J10 и J20.
Продуктивный горизонт J10 прослеживается по всей площади в II, IV, V, VI, VII, VIII+IX+X блоках. Общая толщина горизонта варьирует от 11.5 м (скв. NB16) до 102 м (скв. G161).
Продуктивность горизонта J10 доказана опробованием в 43 скважинах. Анализ пробной эксплуатации на месторождении показал, что самые высокодебитные скважины (с дебитом нефти от 50 т/сут до 120 т/сут) находятся в VI блоке (скв. NB1, NB26, NB28, NB31, NB32, NB34). Сосредоточение высокодебитных скважин в этом блоке указывает на то, что продуктивные отложения имеют здесь более улучшенные коллекторские свойства.
Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта J10 колеблется от 2.4 м (скв. NB12, VI блок) до 46.3 м (скв. NB4, VII блок).
Положение водонефтяных контактов в пределах блоков изменяются от минус 482 м (скв. NB32, VI блок) до минус 537 м (скв. G146, II блок).
В соответствие с принятыми положениями раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности горизонта J10 составляет 3600 тыс.м2, площадь нефтеносности - 53207 тыс. м2.
Продуктивный горизонт J20 Горизонт J20 нефтеносен во всех блоках месторождения. Общая толщина его изменяется от 13 м (скв.G152) до 85 м (скв.G181).
Продуктивность доказана опробованием в 14 скважинах. Улучшенные коллекторские свойства наблюдаются в блоках VI и Х, где значения пористости меняются от 20 до 32 %.
Эффективная нефтенасыщенная толщина/ изменяется от 2 м (скв.NB32, VI блок) до 26.3 м (скв.NB20, Х блок).
ВНК меняется от минус 482 м (скв. NB32, VI блок) до минус 545 м (скв. G124, III блок).
В связи с принятыми положениями контактов раздела нефть-вода, площадь нефтеносности продуктивного горизонта J20 составляет 31725 тыс. м2.
Юрский продуктивный объект Исходя из однотипности геологического строения залежей нефти (пластовые, сводовые, тектонически-экранированные), одинаковым характером насыщения юрского разреза и свойствами пластовых нефтей юрские продуктивные пласты J10 и J20 рассматриваются в качестве единого объекта для совместной эксплуатации (графическое приложение 3).
При опробовании скважины G125 (VI блок) из верхнего пласта юрской продуктивной толщи был получен приток газа (с дебитом 24000 м3/сут из интервала 406–416 м с абсолютной отметкой минус 428.8–438.8 м).
В VI блоке в районе скважин NB10, NB29 выделяются две «газовые шапки», которые имеют самостоятельные газонефтяные контакты (графическое приложение 6).
ГНК приняты на абсолютной отметке минус 431.3 м, соответствующей подошве газоносного пласта в скважине NB29 и на абсолютной отметке минус 436 м по результатам обработки промыслово-геофизических материалов в скважине NB10.
Газонасыщенная толщина в пределах VI блока варьирует от 0.8 м (скв. NB9) до 7.8м (скв. NB10).
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 3 м (скв. NB27) до 46.3 м (скв. NB4).
Для продуктивного горизонта J10+J20 водонефтяные контакты изменяются от минус 482 м (скв. NB32) до минус 545 м (скв. G125). В соответствие с принятыми положениями раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности юрской продуктивной залежи составляет 3600 тыс. м2, площадь нефтеносности – 66825 тыс. м2.
Рисунок 1.3 - Структура меловой вершины Северобужачи
Рисунок 1.4 - Структурный разрез