3 развитие высокоамплитудных
и крупных по площади тек- тоно-седиментационных
структур древнего заложения;
4 наличие мощного соленосного
экрана кунгурского возраста, который
является региональной покрышкой;
5 присутствие во внутренних
бортовых зонах разновоз-растных карбонатных
отложений с широким развитием в них рифовых
фаций;
6 сохранение высокоемких карбонатных
коллекторов в условиях больших глубин
за счет развития рифогенных фаций;
7 создание аномально-высоких
пластовых давлений;
8 неоднократные инверсионные
движения на различных этапах развития
Прикаспийской впадины, которые способствовали
выделению, растворенных в пластовых водах
газов в свободную фазу;
9 возможная миграция жидких
и газообразных УВ из центральных областей
Прикаспийской впадины к ее бортовым зонам.
В заключение следует подчеркнуть,
что наиболее важной особенностью зон
нефтегазонакопления подсолевых отложений
Прикаспийской впадины является
многоярусное строение и автономность
структурных планов карбонатных
и терригенных комплексов. Это
позволяет прогнозировать развитие
в подсолевых толщах широкого спектра
ловушек антиклинального и неантиклинального
типа.
Активная соляная тектоника
обусловила многообразие структурных
форм в подсолевых отложениях Прикаспий-ской
впадины и повлияла на размещение
залежей нефти и газа. Для подсолевого
комплекса характерно многообразие
типов ловушек, на окраинах карбонатных
палеошельфов широко развиты неструктурные
ловушки, связанные с биогермами
и рифами. Особенности геологического
строения этого региона обусловили
различие состава углеводородных флюидов,
развитие сложных типов коллекторов
и наличие аномальных пластовых
давлений.
В IV разделе «Собственно
Атласа» приведена характеристика
типов и свойств карбонатных
коллекторов по 5 крупнейшим месторождениям
нефти и газа: Карачаганак, Жа- нажол,Тенгиз,
Королевское и Астраханское.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Карачаганак
Нефтегазоконденсатное месторождение
Карачаганак рас-положено в пределах
Карачаганак-Кобландинской зоны нефтегазонакопления
Прикаспийской впадины. Карачага- накской
структуре соответствует выступ
фундамента, амплитуда которого достигает
700 м; согласно сейсмическим данным кристаллическое
основание перекрыто терриген-ной толщей
девона. Выше по разрезу залегают карбонатные
отложения позднедевонско-раннепермского
возраста, общей толщиной до 2200 м. Мощность
этих отложений вне поднятия уменьшается
до 600 м. Карбонатные отложения перекрываются
карбонатно-сульфатной толщей переменной
мощности от 7 до 300 м, экраном является
соль.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Карачаганак при-урочено к крупному
рифовому массиву субширотного простирания.
Современная амплитуда поднятия
в сводовой части по кровле подсолевых
отложений достигает 1600 м. Над сводом
мощность соленосных отложений уменьшается
до 60 м. Продуктивная толща подсолевого
комплекса вскрыта большим числом
скважин на глубинах от 3750 до 5500м. Нефтегазоконденсатная
залежь приурочена к палеозой-ским
отложениям. Скважинами в пределах
месторождения вскрыты карбонатные
отложения верхнего девона (фамен- ский
ярус), турнейского, визейского и серпуховского
ярусов нижнего карбона, на отдельных
участках установлено наличие башкирского
яруса; нижняя пермь представлена ассель-
ским, сакмарским и артинским ярусами.
Нижнепермские от-ложения со стратиграфическим
несогласием перекрывают разновозрастные
карбонатные породы нижне- и среднекаменноугольного
возраста. Максимальная вскрытая толща
карбона составляет более 660 м (скв.9).
В основании ас- сельского яруса
на границе нижнепермских и каменноугольных
толщ прослеживается выдержанный прослой
темно-серых, местами черных, глинистых
известняков.
В пределах рифового массива
установлено значительное колебание
толщин отложений: ассельского яруса
от нескольких метров до сотен метров;
сакмарского — в пределах первых
десятков метров; артинского от десяти
до первых сотен метров. Столь значительная
невыдержанность отложений связана
с условиями накопления разнофациальных
отложений: рифовых, межрифовых, склоновых,
шлейфовых. Суммарная мощность отложений
нижней перми от 17 м (скв. 19) до 725 м (скв.23),
карбона от 41 м (скв.5) до 600 м (скв.9).
В целом продуктивная толща
представлена карбонатными породами,
чистыми оттерригенных примесей,
преобладают, в основном, органогенные
разности биоморфных, биогерм- ных, органогенно-детритовых
пород. Подчиненное развитие имеют
биохемогенные и органогенно-обломочные
разности. Характерна сильная изменчивость
пустотного пространства карбонатного
массива, повсеместное развитие трещиноватости
и кавернозности. Преобладающее
развитие имеют известняки пористые,
плотные, массивные, нерав-номерно кавернозные
и трещиноватые, в различной степени
доломитизированные, реже доломиты.
Продуктивные отложения
палеозоя сильно изменены пост- седиментационными
процессами, направленность и интенсивность
проявления которых обусловлена
литогенетическими типами пород, погружением
на глубину. Отложения карбона по
сравнению с пермскими более перекристалли-
зованы и доломитизированы, вплоть до
полного уничтожения первичной структуры.
Значительное проявление процессов растворения
и выщелачивания привело к формированию
крупных пористо-кавернозных зон, мощностью
от 10 до 20 м.
На месторождении Карачаганак
карбонатные породы отличаются значительной
изменчивостью оценочных параметров.
Пористость открытая изменяется от 8,7
до 23,8%, проницаемость при этом соответственно
колеблется от 1 до 500 мД, реже более (табл.
3). Остаточная водонасыщен- ность незначительна,
но влияние ее на снижение эффективных
параметров емкости и проницаемости
неодинаково: при высокой проницаемости
содержание связанной воды не превышает
10%. Она приурочена к порам радиусом
менее 0,1 мкм. В низкопористых разностях
с проницаемостью 1 -
1 0 мД количество ее возрастает
до 20-25% и она значительно снижает эффективную
проницаемость. Величины полезной ёмкости
и проницаемости по трем направлениям
приведены в табл.3.
Важным вопросом, возникающим
в процессе исследования условий
формирования высокоемких коллекторов
в рифовом массиве, является установление
причин сохранения высокой пористости
и благоприятной структуры пор
в породах при их погружении. Направленность
изменения пористости с увеличением
глубины от 3500 до 5300 м в породах
различной фациальной принадлежности
отражена на рисунке 38. Выделены фациальные
зоны: биогермной постройки, склоновые,
межрифовые лагуны и шлейфовые. Из приведенного
графика очевидно, что снижения пористости
с ростом глубины не наблюдается,
следовательно, фактор гравитационного
уплотнения не является решающим.
В продуктивных отложениях
месторождения Карачаганак существенное
значение приобретает каверново-поровый
тип коллектора, развитый преимущественно
в биоморфных и биогермных известняках
(Атлас, обр.6305, 6193). Широко развитые процессы
доломитизации и растворения привели
к формированию крупных пористо-проницаемых
линзовидных зон, в которых в результате
унаследованного выщелачивания развилась
кавернозность. Одновременно значительное
распространение имеют мелкие каверны
в поровом типе коллектора и породы отличаются
сложным строением пустот (Атлас, обр.
571 1, 5314, 5695). Преобладание пор, каверн или
трещин создает многообразие типов коллекторов
развитых в карбонатном рифовом массиве.
Интенсивные вторичные изменения
пород, такие, как анги- дритизация и
окремнение, снижают фильтрационно-емкостные
параметры, одновременно ухудшают пластические
свойства, что способствует развитию
трещин. Трещины развиты в пористо-проницаемых
и плотных разностях пород, но
роль их в обеспечении емкостных
и фильтрационных свойств неодинакова.
Основное значение трещин заключается
в повышении фильтрационной способности
пластов. Наличие их обеспечивает сообщаемость
продуктивных пластов в природном
резервуаре и усиливает анизотропию
проницаемости даже в пористо-проницаемых
слоях.
В карбонатной толще преобладают
трещины горизонталь-ной и наклонной
ориентировки, в подчиненном количестве
проявляются вертикальные трещины,
количество их увеличивается в карбоне.
Морфология трещин зависит от вещественного
состава пород, генезиса, текстурно-структурных
особенностей, минерального состава
вторичных заполнений: сульфатизации,
кальцитизации и окремнения. Насыщение
пород люминофором позволяет
выявить многообразие и изменчивость
строения пустотного пространства и
более достоверно оценить роль трещин
в формировании коллекторов (рис. 39,
а,в,с,с1).
В биогермных разностях развиты
преимущественно хаотически ориентированные,
извилистые трещины (рис. 39 а). Наиболее
сложно выявление наклонных трещин,
которые в образце не влияют на
проницаемость, поскольку не секут
грань кубика полностью. Различная
система взаимосвязанных наклонных
трещин видна на рис. 39 Ь,с. Доломитизи-
рованный известняк характеризуется
сложной системой извилистых трещин,
которая обуславливает анизотропию
проницаемости. Пористо-проницаемые
разности в скв. 16 отличаются высокой
интенсивностью развития трещин (рис.
39 с). В ангидритах и глинистых
известняках преобладают слабоизвилистые
горизонтальные трещины. По про-тяженности
выделяются трещины длинные (3-5 см),
сред-ние (1-3 см) и короткие (до 1 см). Типичные
примеры коллекторов трещинного
типа можно видеть в Атласе (обр.
4229, 4273).
Трещиноватость каменноугольных
карбонатных отложений столь
же высока, как в пермских: ориентировка
и раскры- тость трещин сохраняется
на глубинах свыше 5 км, характерно возрастание
числа вертикальных трещин. Несмотря
на значительную изменчивость геометрии
трещин по отдельным образцам, выявляется
общая тенденция их ориентировки,
раскрытости и густоты в выделенных
интервалах продуктивных отложений. Закономерного
уменьшения рас- крытости трещин с глубиной
не наблюдается. Диапазон ее изменения
составляет 10-60 мкм, единичные значения
достигают 140 мкм и более в разностях,
подвергшихся выщелачиванию. Поверхностная
плотность трещин варьирует от 0,5
до 3,5 см/см2. Емкость трещин по отдельным
образцам изменяется от 0,5 до 2,8% за счет
образования каверн вдоль трещин
она возрастает до 5,7, реже 6,8% (табл.
4).
Наилучшими коллекторскими
свойствами обладают породы- коллекторы
рифовой постройки ранне-пермского
возраста, вскрытые скв. 23, 2 и 10 на глубинах
3930 - 3970 м, а также отложения склоновой
фации и биогермной постройки
раннекаменноугольного возраста, пройденные
скв. 9 и 16 на глубинах 4750 - 4850 м. Для них
характерны значения пористости
13,6 - 23.8 % и проницаемости от 100
до 500 мД.
Анализ изменения фильтрационно-емкостных
параметров и фациальных условий
осадконакопления подсолевых карбонатных
отложений месторождения Карачаганак
позволяет сделать вывод о
преобладающей роли седиментационных
процессов в формировании и сохранении
полезной емкости. Неодинаковая гидродинамическая
активность седиментации в пределах биогермной
постройки предопределяет неоднородное
строение порового пространства пород,
а различная интенсивность катагенетических
преобразований обусловливает формирование
поровых коллекторов различных классов.
Породы биогермной постройки, склоновых
фаций и межрифовых лагун накапливаются
преимущественно в благоприятных условиях
и представляют собой в основном коллекторы
порового типа, а шлейфовые и лагунные
отложения практически не являются коллекторами,
либо приобретают фильтрационные свойства
после развития в них трещиноватости.
Типичным примером развития
каверн в пористо-проницаемой матрице
являются образцы (Атлас, 5695, 6305). Сложное
строение пустот присуще породам
с одновременным развитием пор
и трещин (Атлас, обр 6317, 6284, 6285,
5292) , где подчас трудно определить
тип коллектора: тре- щинно-порового или
порово-трещинного. При развитии мелких
каверн или кавернозных участков пустотное
пространство карбонатных пород усложняется
(Атлас, обр 6294,
5293) . Редким примером пород, отлагающихся
в условиях рифовой отмели (бар), является
исследование органогеннообломочного
известняка (Атлас, обр 6193), где в породе
практически отсутствует цемент и она
состоит из хорошо окатанных крупных обломков.
Принципиальная модель размещения
коллекторов различных типов (рис
40) отражает неоднородное соотношение
пористо-проницаемых и плотных
пластов в скважинах, вскрывших
различные фациальные зоны рифового
массива. Пространственное размещение
коллекторов имеет сложный «линзовидный
характер» и отражает влияние
седимен- тационного облика пород, несмотря
на существенные вторичные изменения.
Сохранение признаков первично благоприятной
структуры наблюдается в породах
даже на глубинах5 км и более. К числу
главных факторов, определяющих формирование
высокоемких коллекторов на место-рождении
Карачаганак и сохранение их при
погружении, можно отнести рифогенную
природу отложений, интенсив-ное
унаследованное выщелачивание и
значительное раз-витие трещиноватости,
обеспечивающей возможность движения
углеводородных флюидов в резервуаре.
Нефтегазоконденсатное месторождение
Жанажол
Месторождение Жанажол, расположенное
в восточной ча-сти прибортовой
зоны Прикаспийской впадины, находится
в пределах Жанажол-Кенкиякской
зоны нефтегазонакопле- ния. Оно приурочено
к одноименной брахиантиклинальной
складке размером 17x6 км и амплитудой
400 м. В разрезе месторождения
выделяются две карбонатные толщи:
верхняя продуктивная толща (KT-I) —
стратиграфически приурочена к отложениям
касимовского яруса верхнего карбона
- верхней части московского яруса
среднего карбона; нижняя (KT-II) — объединяет
средне-нижнекаменноугольные отложения.
Этаж продуктивности месторождения
более 300 м. Продуктивные карбонатные отложения
KT-I на северном куполе перекрываются ангидритовой
пачкой верхней части касимовского яруса
верхнего карбона. В пределах южного купола
ангидритовая толща отсутствует и залежь
перекрыто песчано-глинистыми породами
раннепермского возраста. Отложения карбона
отлагались в условиях мелководного шельфа.