Класс бассейна:
Возраст бассейна:
Тип полезных ископаемых:
Геологический возраст начало:
Геологический возраст конец:
Площадь: 162196.38 км²
Астраханско-Актюбинская область
Астраханско-Актюбинская область (ААО) является специфическим элементом Прикаспийской впадины, занимающим более 30% её площади. Эта область характеризуется широким набором типов подсолевых разрезов, различающихся стратиграфической полнотой, литологическими особенностями, вертикальным диапазоном продуктивности и фазовым состоянием углеводородов.
Границы области трассируются достаточно обоснованно. Так, её север-северо-западные ограничения приняты по системе разломов, четко отделяющих кольцевую систему прибортовых моноклиналей от центральной, погруженной части впадины. Юг-юго-восточное ограничение фактически принимается по фронтальной части палеозойских надвигов и по системе разломов, отражением которых в палеозойском чехле является система карбонатных и терригенных уступов. В последнем случае граница принимается по их бровке.
С юго-запада на восток-северо-восток в ААО выделяются следующие типы разрезов: Астраханский, Междуреченский, Тенгизский, Каратон-Тажигалинский, Маткен-Ушмолинский, Восточно-Акжарский, Караул-Кельдинский, Кенкиякский, Аккудук-Боктыгарынский.
Астраханский тип подсолевого разреза (рис. 1) приурочен к одноименной карбонатной платформе и охвачен бурением единичных скважин до глубин 6,0 км. Наиболее древними породами, вскрытыми бурением, являются отложения фаменского яруса верхнего девона, представленные известняками. По геофизическим данным уверенно прогнозируется присутствие в разрезе карбонатных пород франского возраста, а также значительной по толщине эйфельско-живетской терригенно-карбонатной толщи среднего девона.
Рис.1. Схематизированные типовые разрезы палеозоя Астраханско-Актюбинской НГО
Прямые признаки нефти установлены здесь в фаменских карбонатных и прогнозируется нефтегазоносность дофаменской секции девонских отложений.
Вышележащая толща раннего-среднего карбона практически целиком сложена известняками с различными емкостно-фильтрационными характеристиками коллекторов. В основной своей массе коллекторы характеризуются низкими и удовлетворительными параметрами пористости и проницаемости, однако в верхней части резервуара отмечаются локализованные зоны улучшенных коллекторов. Преимущественный тип коллекторов порово-трещинный, реже порово-каверново-трещинный.
Известняки башкирского возраста, составляющие верхнюю часть Астраханского резервуара содержат основную газоконденсатную залежь и перекрыты аргиллито-доломитовой толщей артинского возраста ранней перми, представляющей собой достаточно надежную зональную покрышку.
Вся секция палеозойского разреза перекрывается соленосно-ангидритовыми отложениями кунгурского возраста с характерным развитием в пределах всего Астраханского массива солянокупольных структур и практически бессолевых межкупольных мульд. В нижней части кунгура среди ангидритов распространены прослои доломитов, в которых отмечается неравномерно развитая трещиноватость. Указанные доломитовые прослои нефтеносны в пределах Астраханского газоконденсатного месторождения и в них установлено аномально-высокое пластовое давление при очень высоких концентрациях серы в нефти.
Междуреченский тип подсолевого разреза (рис. 1) характерен для всей территории междуречья р.Урал- Волга и частично - для акватории северного Каспия. Глубоким бурением он изучен слабо. Максимальная глубина пробуренных единичных скважин составляет по площади Манаш скв. П-1 5912 м и по площади Зап. Сарышагыл (Междуреченская) П-1 5700 м. Обе скважины вскрыли подсолевой терригенный, преимущественно аргиллитовый, разрез предположительно артинского возраста нижней перми. Терригенный разрез артинского возраста вскрыт также на структуре Кобяковская скв. 2 на глубине 5180 м.
По геофизическим данным прогнозируется терригенный тип разрезов для каменноугольно-раннепермской (докунгурской) части и терригенно-карбонатный - для девонской части. В целом суммарная толщина докунгурской части чехла здесь достаточно резко сокращена в сравнении с пограничными районами.
Прямые показания нефтегазоносности в виде признаков нефти по керну (Манаш П-1) и газовых выбросов (Кобяковская 2) отмечены практически под соленосными отложениями кунгура. Емкостно-фильтрационные параметры вероятных песчаных, гравелитовых и алевролитовых коллекторов прогнозируются на уровне низких и удовлетворительных.
Тенгизский тип разрезов (рис. 1,2) изучен скважинами до глубины 6000 м. Он характеризует особенности докунгурских отложений в пределах южной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы. Вскрытая часть докунгурской палеозойской толщи от фаменского яруса верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона практически полностью представлена карбонатными породами с редкими пластами глин. Карбонатная толща образует единый сложно построенный резервуар в пределах Тенгизской структуры, с которым связано одноименное месторождение. Лучшими емкостно-фильтрационными свойствами характеризуется верхняя часть разреза, охватывающая башкирский, серпуховский и часть верхневизейского яруса (окский подъярус).
Рис.2. Геологический разрез Каратон-Тенгизской НГЗ
Карбонатные породы перекрыты аргиллитовой толщей артинского возраста с максимальной толщей до 120 м, которая в свою очередь перекрывается соленосно-ангидритовыми породами кунгурского яруса.
Контрастно выраженная солянокупольная тектоника проявляется только по периферийным частям Тенгизской ловушки, где имеются типичные соляно-купольные структуры и межкупольные мульды, заполненные преимущественно триас-верхнепермскими песчано-аргиллитовыми породами.
Как уже отмечалось выше, дофаменский разрез скважинами не вскрыт, но достаточно уверенно определяется по сейсмическим данным. Слоистая часть разреза, ограниченная отражающими горизонтами П2d и П3 связана с терригенно-карбонатной толщей среднего девона и частично - франского яруса верхнего девона. Ниже отражающего горизонта П3 предполагается залегание додевонских отложений терригенного состава.
Каратон-Тажигалинский тип разреза (рис. 1,2) характеризует особенности докунгурского палеозоя северо-восточной части Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы и по литологическим характеристикам сходен с Тенгизским. Однако стратиграфический диапазон его сокращен и под аргиллитовой толщей артинского возраста здесь залегают визейские отложения. Раpрез изучен до фаменского яруса включительно. Фаменско-визейская часть разреза предположительно также представляет собой единый резервуар в пределах локальных структур, однако этаж продуктивности в сравнении с Тенгизом существенно сокращен за счет девонской секции осадочного чехла. Емкостно-фильтрационные свойства карбонатных коллекторов охватывают широкий диапазон параметров от высоких до низких.
В целом в каменноугольной части разреза емкостно-фильтрационные параметры коллекторов ниже тех, которые установлены на башкирской и серпуховской частей разреза Тенгиза.
Маткен-Ушмолинский тип разреза (рис.1) резко отличается от описанных выше разрезов Астрахано-Актюбинской области и характеризует особенности докунгурских отложений юго-восточной периферии Астрахано-Актюбинской системы поднятий. Он изучен скважинами до отложений визейского яруса включительно и литологически представлен аргиллитами с пластами и пачками конгломератов, песчаников и аргиллитов в среднем карбоне. Тонкое переслаивание песчаников, мергелей, аргиллитов и конгломератов характерно для отложений верхнего карбона, которые выделяются в разрезах с определенной долей условности.
Во вскрытом разрезе имеются прямые признаки нефтеносности в отложениях московского и визейского ярусов. Емкостно-фильтрационные свойства песчаных коллекторов и карбонатных прослоев преимущественно низкие и удовлетворительные.
Восточно-Акжарский тип разреза (рис.3) вскрыт бурением до фундамента, практически целиком представлен терригенными породами и характеризует особенности докунгурских отложений на восточном склоне Астрахано-Актюбинской системы поднятий.
Рис.3. Схематизированные типовые разрезы палеозоя Астрахано-Актюбинской области
Емкостно-фильтрационные свойства песчано-алевролитовых, гравелитовых и карбонатных коллекторов преимущественно низкие и удовлетворительные. Нефтегазоносность разреза приурочена к отложениям нижней перми, среднего и нижнего карбона.
Караул-Кельдинский тип разреза (рис.3.) изучен до визейских отложений включительно и характеризует особенности отложений докунгурского палеозоя в присводовой части Астрахано-Актюбинской системы поднятий. Разрез докунгурского палеозоя резко сокращен как по стратиграфического интервалу, так и по толщине в сравнении с периферийными частями Астрахано-Актюбинской области.
Прямые признаки нефтеносности имеются в песчаных прослоях в визейском ярусе.
Кенкиякский тип (рис. 3) изучен глубокими скважинами до визейский отложений включительно и характеризует особенности докунгурских отложений южной части Темирской карбонатной платформы на восточной периферии Астрахано-Актюбинской области.
Непосредственно под региональной соленосной кунгурской покрышкой здесь залегает ассельско-артинский нефтегазоносный комплекс, в литологическом отношении представленный чередованием аргиллитов, песчаников, гравелитов, конгломератов. Коллекторы преимущественно поровые с удовлетворительными и низкими емкостно-фильтрационными свойствами, однако в ряде случаев за счет интенсивной трещиноватости эти параметры коллекторов резко возрастают.
Ассельско-артинская толща залегает на карбонатных породах башкирского возраста, представляющих единый резервуар с визейскими извесняками. С указанным каменноугольным комплексом связана промышленная нефтеносность.
Аккудук-Боктыгарынский тип разреза (рис.3) изучен глубоким бурением до девонских отложений включительно. Под ней расположены известняки башкирского возраста, образующие практически единый карбонатный массив до верхнедевонских отложений включительно.
Прямые признаки нефтегазоносности как по керну, так и в процессе испытания ряда скважин, установлены в верхней части башкирско-визейского комплекса. Емкостно-фильтрационные свойства преимущественно поровых карбонатных коллекторов удовлетворительные.
Астрахано-Актюбинская область характеризуется многообразием разрезов, в том числе широким спектром литологических, емкостно-фильтрашюнпых параметров, значительными колебаниями толщин как всего докунгурского палеозоя, так и отдельных его стратиграфических подразделений.
Одной из важнейших особенностей разрезов палеозоя является строгая зональность развития карбонатных пород, занимающих определенное пространственное положение и определенный стратиграфический уровень.
Указанные массивы карбонатных пород, получившие название "карбонатные платформы" завнимают около 20% всей площади Астраханско-Актюбинской области, но именно с ними связано наличие огромных по полезному объему резервуаров. Разрезы подсолевого палеозоя характеризуются также широким спектром нефтегазоносных и перспективно-нефтегазоносных комплексов, однако основная нефтегазоносность здесь связана с визейско-башкирской секцией карбонатных платформ.
Необходимо отметить также ещё одну важнейшую особенность разрезов докунгурского палеозоя - резкое снижение емкостно-фильтрационных свойств коллекторов герригенных разрезов в сравнении с карбонатными. Эта особенность должна обязательно учитываться при оценке перспектив нефтегазоносности, особенно принимая во внимание тот факт, что терригеииые разрезы занимают около 80% всей площади Астраханско-Актюбинской области
Источник: Глубинное строение и минеральные ресурсы Казахстана. Том 3. НЕФТЬ И ГАЗ, Алматы, 2002 г., 248с. С.Ж. Даукеев, Э.С. Воцалевский, Д.А. Шлыгин, В.М. Пилифосов
Следующий НГО: Южно-Бузачинская