Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Уточнение модели среднеюрских отложений месторождения Северные Бузачи с целью оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Уточнение модели среднеюрских отложений месторождения Северные Бузачи с целью оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья"

На правах рукописи

БАКИЕВА АЛИЯ БУЛАТОВ НА

УТОЧНЕНИЕ МОДЕЛИ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ С ЦЕЛЬЮ ОПТИМИЗАЦИИ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО

СЫРЬЯ

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

I /' 2014

Москва -- 2014

005545396

005545396

Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина»

Научный доктор геолого-минералогических наук, профессор

руководитель: Лобусев Александр Вячеславович

Официальные Шустер Владимир Львович, доктор геолого-

оппоненты: минералогических наук, Институт проблем нефти и газа РАН,

главный научный сотрудник

Щербаков Валерий Владиславович, кандидат геолого-минералогических наук, ОАО «НК «Роснефть», главный специалист отдела департамента ресурсной базы и аудита запасов Ведущая ОАО «Институт Геологии и Разработки Горючих

организация: Ископаемых» (ИГиРГИ)

Защита состоится 25 февраля 2014 года в 15.00 на заседании диссертационного совета Д 212.200.02 при федеральном государственном бюджетном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина» по адресу: 119991, Москва, Ленинский проспект, д. 65, корпус 1, аудитория 232.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа имени И. М. Губкина.

Автореферат разослан ^С/^У года. Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук

Леонова Е.А.

Общая характеристика работы

Актуальность работы.

В настоящее время в России и Казахстане крупные месторождения характеризуются значительным истощением наиболее продуктивных пластов и высоким содержанием воды в добываемой нефти. В эксплуатацию вводятся новые месторождения со сложным геологическим строением и ухудшенными коллекторскими свойствами, затрудняющими извлечение нефти. В странах таможенного союза также, как за рубежом неуклонно возрастает доля месторождений высоковязких нефтей и битумов. По данным БРЕ мировые запасы нефти, т.е. суммарные запасы оцениваются в 2030 млрд. баррелей, из них на долю легкой нефти приходится ~ 950 млрд. баррелей, тяжелая нефть = 430 млрд. баррелей, а битум составляет = 650 млрд. баррелей. Поэтому особую актуальность приобретают методы повышения эффективности освоения месторождений, апробация новых технологий, приводящих к наиболее полному извлечению нефти из недр. Ключевым вопросом является создание адекватной природным объектам геологической основы для повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, что, в свою очередь, связано с созданием новых и усовершенствованием существующих моделей месторождений.

Основные проблемы при освоении месторождений тяжелой нефти -большая вязкость, низкий коэффициент извлечения нефти, при высокой стоимости разработки, лавинное обводнение, а также вероятность возникновения серьезных проблем при разработке месторождений тяжелой нефти как тепловыми, специфическими нетепловыми, так и стандартными способами.

В настоящей работе на примере месторождения Северные Бузачи показаны возможности оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти (вязкость изменяется в диапазоне от 122мПа*с до 660 мПа*с) за счет актуализации геологических моделей.

3

Цель работы.

Создание геологической модели юрской продуктивной толщи месторождения Северные Бузачи, оптимизация доразведки и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Объектом исследования являются среднеюрские продуктивные отложения месторождения Северные Бузачи.

Основные задачи исследования:

Обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации по месторождению Северные Бузачи.

• Увязка полученных новых, в том числе сейсмических материалов по исследуемой территории с существующими.

• Анализ данных глубинных проб пластовых флюидов.

• Анализ результатов трассерных исследований.

• Дифференциация разломов на проводящие и экранирующие.

• Анализ влияния тектонических нарушений на строение залежей высоковязкой нефти.

• Актуализация геологической модели пластов Ю) и Ю2.

• Разработка рекомендаций по повышению эффективности освоения залежей высоковязкой нефти.

Фактический материал.

Результаты получены на основании анализа большого объема фактического материала. Были исследованы геолого-геофизические данные по 968 разведочным и эксплуатационным скважинам. Изучены анализы 15 глубинных проб, 738 образцов керна, результаты индикаторных исследований по 29 скважинам, а также геолого-промысловые данные по более чем 968 скважинам, Проанализированы результаты сейсморазведки 3D (150 кв.км). Автор принимал личное участие в работе компании «Buzachi Operating LTD», непосредственно работая на промысле в качестве геолога (с 2011-2013гг.).

Методы исследований.

Решение поставленных задач осуществлялось геолого-промысловыми, гидродинамическими, геофизическими, лабораторными и теоретическими исследованиями. Лабораторные, промысловые, гидродинамические и геофизические исследования проведены с использованием стандартной аппаратуры. Теоретические исследования проведены на основе аналитических, статистических методов. Геологическое моделирование проведено с помощью программного комплекса PETRA.

Научная новизна работы.

- Проведено научное обоснование оптимального комплекса геолого-геофизических и промысловых данных для уточнения геологической модели залежей высоковязкой нефти.

- актуализирована геологическая модель среднеюрского продуктивного комплекса месторождения Северные Бузачи, содержащего трудноизвлекаемые запасы высоковязкой нефти.

- показана высокая информативность индикаторных исследований при изучении влияния тектонических нарушений на строение месторождения.

- научно обоснована необходимость объединения пластов K)i и Ю2 в качестве одного эксплуатационного объекта разработки.

- по результатам комплексных исследований, включая анализ данных сейсморазведки 3D, уточнено пространственное положение и установлена гидродинамическая связь или разобщенность отдельных блоков.

- впервые выполнен анализ экранирующих свойств разломов и проведена их дифференциация по степени гидропроводности.

научно обоснованы предложения по оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти пластов Ю) и Ю2.

Практическая значимость.

- Построена новая блоковая модель среднеюрской залежи высоковязкой нефти с учетом экранирующих и проводящих свойств разломов;

- проведен анализ геолого - разведочных работ и характера разработки залежи, на основании которого оптимизируются планы разведки и освоения месторождений в данном регионе;

доказана высокая информативность проведенных трассерных исследований в комплексе с данными интерпретации сейсморазведки 3D и результатами испытания скважин для получения надежной информации о наличии гидродинамической связи между разрабатываемыми пластами, блоками и горизонтами и особенностях геологического строения пласта, что позволит многократно увеличить результативность промысловых данных о разработке объектов;

- разработаны рекомендации по повышению эффективности освоения сильно обводненных участков. В шестом и десятом блоках на ограниченных по площади, обводненных выше среднего уровня и энергетически значительно истощенных участках необходимо совершить переход от заводнения слабо нагретой водой к заводнению горячей водой с устьевой температурой 90°С;

- предложено, с целью повышения продуктивности скважин, обрабатывать призабойную зону скважин эмульсиями с использованием ароматических углеводородов, глинокислотных растворов и поверхностно-активных веществ;

- предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных, а затем и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей.

Практические рекомендации и методические результаты диссертационной работы применяются в практике работ компании «Buzachi Operating LTD»

Результаты диссертационной работы используются в учебном процессе в дисциплинах «Геолого-промысловые основы моделирования месторождений

нефти и газа» и «Промыслово-геологический контроль разработки залежей углеводородов».

В работе защищаются следующие основные положения:

1. На основе комплексного анализа геолого-геофизических и геолого-промысловых данных установлены единство и сообщаемость нефтегазонасыщенных пластов Ю] и Ю2> объединенных в единый эксплуатационный объект.

2. Проведенная дифференциация дизъюнктивных нарушений по экранирующим свойствам и их роль в строении залежи и распределении запасов углеводородов.

3. Построенная геологическая модель продуктивной толщи учитывающая влияние разломной тектоники на гидродинамическую сообщаемость пластов.

4. Геологическое обоснование рекомендаций по оптимизации доразведки и освоения залежей с целью получения максимального нефте из влечения.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на конференции SPE oil and gas на тему: «Оптимизация сетки скважин на месторождении Северные Бузачи» (г. Москва, 2010г.), семинарах XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» на тему: «Выделение подсчетных объектов и обоснование категорий запасов газонефтяного месторождения Северные Бузачи» (г.Москва, 2011г.); на научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых специалистов БОЛ «Buzachi Operating LTD» на тему: «Оценка эффективности применения уплотнение сетки бурения при помощи горизонтальных, вертикальных скважин» (г. Астана, 2012 г.); за работу «Оценка эффективности применения различных тампонажных растворов для проведения

7

ремонтно-изоляционных работ на месторождении Северные Бузачи» автор отмечена диполомом III степени во II научно-техническом конференции молодых специалистов и работников каспийского региона Лукойл Оверсиз (г.Астана 2013г.); участвовала в 5-й научно-технической конференции Лукойл Оверсиз с докладом на тему «Оценка эффективности применения различных тампонажных растворов для проведения ремонтно-изоляционных работ на месторождении Северные Бузачи» (г.Дубай 2013 г.);

Публикация результатов и личный вклад автора.

По результатам научных исследований автором опубликовано 6 печатных работ в изданиях, две из которых опубликованы в журналах, рекомендованных ВАК. В опубликованных работах автором выполнены постановка задач, предложены их решения на основе анализа полученных результатов и даны рекомендации по внедрению разработок в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения. Работа изложена на 89 страницах, в том числе содержит 7 таблиц, 50 рисунков.

Благодарность.

Диссертация выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Лобусева Александра Вячеславовича, которому автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы. Большую благодарность хочу выразить Беговой Нине Александровне (ведущему геологу, «Buzachi Operating LTD»), за неоценимую помощь в ходе подготовки диссертации, а также автор выражает благодарность преподавателям кафедры промысловой геологии нефти и газа д.г.-м.н., проф. В.П. Филиппову, д.г.-м.н., доц. П.Н. Страхову, к.т.н., доц. М.А. Лобусеву,к.г.-м.н., доц. Ю.А. Антиповой.

Основное содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, кратко освещаются цели и задачи исследований, показана научная новизна, приведены основные защищаемые положения.

В главе I «Общие сведения месторождении, история проектирования и основные положения реализуемого варианта разработки месторождения» рассмотрены: краткая геолого-физическая характеристика района работ, история открытия и разведки месторождения. Месторождение Северные Бузачи в географическом отношении находится в пределах северо-восточной прибрежной части Каспийского моря на северо-западе полуострова Бузачи. Месторождение было открыто и получило промышленную оценку в 1974 - 1977гг. Основные запасы нефти и газа приурочены к юрско-меловым отложениям. Устюртско— Бузачинская нефтегазоносная область, Тюбкараганский нефтегазоносный район и месторождение Северные Бузачи были изучены многими исследователями, внесшими серьезный вклад в познание геологического строения: Б.А.Абишев, А.А.Бакиров, В.П.Гаврилов, В.А.Иванов, Г.С.Карелин, А.М.Нурманов, В.В. Нечаев, Ж.Д.Саткбаев, А.Туебаев, С.Таянов, В.П.Токарев, Х.Ж.Узбекгалиев, А.И.Шахова и др.

В главе 2 «Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического строения» рассматриваются особенности строения целевых среднеюрских отложений. Разрез осадочной толщи месторождения Северные Бузачи изучен бурением до глубины 3500 м. В разрезе осадочного чехла вскрыты отложения верхнепалеозойского, триасового, юрского и раннемелового возрастов и полностью отсутствуют отложения средне-позднетриасового, раннеюрского, позднеюрского, позднемелового и палеогенового возраста. Юрские продуктивные пласты Ю] и Ю2, содержащие основные запасы нефти месторождения Северные Бузачи, не принимались в качестве единого объекта для совместной эксплуатации.

В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи расположено в центральной части Бузачинского свода, Северо-Устюртско-Бузачинской системы прогибов и поднятий (рис.1) и приурочено к брахиантиклинальной складке субширотного простирания, осложненной многочисленными разрывными субширотной и субмеридиальной ориентировки.

Бузачинский свод — крупный структурный элемент, границы которого достаточно достоверно установлены в южной и восточной частях, где с юга соответственно примыкает Южно-Бузачинская впадина, отделяющая Южно-Бузачинский свод от Тюбкараганской мегантиклинали, далее Кызан-Токубайский вал и на востоке граничит с Култукской моноклиналью. Северное и западное окончания свода принимаются условно и проведены за пределами границы прилегающей акватории Каспийского моря.

Уточнение глубинного строения месторождения Северные Бузачи корректировалось по отчетам «Подсчет запасов нефти и газа по месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтобе, Мангышлакской области Казахской ССР по состоянию на 1 сентября 1977г.», «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Северные Бузачи» (по состоянию на 01.07.2007г.), «О результатах сейсморазведочных работ 3D, обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба 3D по площади Северные Бузачи за 2009г.»

1. В подсчете запасов 1977 г. была принята структурная модель.

2. Последующая интерпретация сейсморазведочных работ (2007 г. ТОО «Paradigm Geophysical Services») на базе данных двух сейсмических съемок 3D/2D 2000 и 2005 годов, в комплексе с данными всех пробуренных скважин на месторождении, привела к иной геологической модели продуктивного юрско-мелового комплекса, во многом отличающейся от предыдущей. Подтверждено основное северное нарушение F1, протрассированное снизу вверх, выделено несколько нарушений в центральной и западной частях месторождения.

3. Построена обновлённая сейсмогеологическая модель.

Изучение глубинного строения месторождения с применением сейсмических исследований 30 исследования были запланированы в течение 2009 г. компанией ООО «Парадайм Геофизикал» проводились работы по обработке и геологической интерпретации всего объема имеющихся материалов сейсморазведки и увязки его с данными бурения скважин. В 2010 г. был завершен «Отчет о результатах сейсморазведочных работ 31), обработки и интерпретации сейсмических материалов объединенного куба ЗБ по площади Северные Бузачи за 2009 г.»

Рис 1 Месторождение Северные Бузачи. Тектоническая схема (рисунок с отчета «Пересчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Северные Бузачи»)

Для диссертационной работы в качестве стуктурно-тектонической основы мною была выбрана обновлённая сейсмогеологическая модель 2010г., построенная компанией ООО «Парадайм Геофизикал.

В главе 3 «Сейсмогеологическая модель строения месторождения Северные Бузачи». В пределах исследуемой территории в процессе комплексной геологической интерпретации объединённого куба

сейсморазведочной информации и результатов бурения 968 скважин, с учётом данных по региональной позиции месторождения Северо-Бузачинского поднятия, (в 2010 г. был завершен компанией ООО «Парадайм Геофизикал») построена обновлённая сейсмогеологическая модель.

Основные особенности этого варианта строения месторождения можно охарактеризовать 3 пунктами.

1. На уровне доюрских отложений месторождение приурочено к Южно-Эмбинскому региональному сдвигу, вдоль которого происходит сочленение южной пассивной окраины Восточно-Европейской платформы и северной части зоны развития триасовых грабенов Скифско-Туранской плиты. Такая трактовка позволяет считать, что именно сдвиговые деформации обусловили существующую систему разломов и их специфическое проявление на каждом структурно-формационном комплексе. Характер деформаций, присущих сдвиговой тектонике, свидетельствует о том, что при каждой последующей реактивации глубинных разломов, происходит увеличение количества сбросов и взбросов в более поздних отложениях. В пределах изучаемой части Северо-Бузачинского поднятия, последняя реактивация произошла в неоген-четвертичное время. Это очень наглядно подтверждается тем, что наиболее молодые отложения, сохранившиеся здесь, а это — альб-сеноманская толща -имеют самую разветвлённую сбросо-взбросовую систему. При этом, для юрского и доюрского комплекса, в результате сдвиговых подвижек, происходит пространственное перераспределение взаимного расположения ранее сформированных блоков и образование малоамплитудных разломов. Последние, при условии того, что они могут стать экранирующими, контролируют уровень ВНК между отдельными блоками. Промежуточная неокомская секция разреза претерпевает наименьшее влияние при сдвиговых деформациях.

2. Как следствие сдвиговых деформаций и их различного влияния на отдельные части разреза - выявлено, что количество блоков с разными ВПК и положение границ между ними для каждого продуктивного горизонта

становится индивидуальным и зависит не только от наличия разломов, но и от условий формирования того или иного пласта-песчаника, т.е. от условий седиментации, эрозии и аккумуляции.

3. Детальный комплексный подход к изучению строения среднеюрского продуктивного интервала выявил, что в пределах отдельных блоков уровень ВНК практический один, а диапазон его изменения, как правило, не более ±2 метра. В отдельных блоках он становится наклонным, что, по-видимому, может быть объяснено гидростатическим давлением обводнённой части пласта.

Результаты анализа границ между блоками с разными уровнями ВНК, дают основание полагать, что для среднеюрской продуктивной толщи определяющим фактором являются тектонические причины, а роль всех остальных факторов, влияющих на блоковое деление играет либо совсем незначительную роль, либо вообще не влияет никак. Глинистые прослойки внутри толщи не создают условий, позволяющих разделить залежь по стратиграфическому, фациальному или формационному признакам.

Кроме этого, существенно уточнены сами границы подсчётных блоков и их количество по среднеюрской продуктивной толще (что позволяет оптимизировать размещение эксплуатационных скважин).

Среднеюрская толща заключена между двумя поверхностями несогласия, которые характеризуют ее подошву (ОГ V) и кровлю (ОГ III). Во время преднеокомского перерыва в осадконакоплении верхняя часть среднеюрских отложений была уничтожена размывом. В результате этого под поверхность несогласия на разных участках площади выходят разновозрастные отложения.

Платформенный чехол, плащеобразно перекрывающий разновозрастный доюрский комплекс, по степени дислоцированности делится на среднеюрскую дислоцированную и нижнемеловую удовлетворительно выдержанную по площади месторождения слоистую толщу.

В кровле среднеюрской толщи фиксируется региональное несогласие, которое маркируется отражающим сейсмическим горизонтом «III». Внутри этой

слоистой и достаточно сложно построенной толщи, фиксируются стратиграфические несогласия, тектонические блоки разных размеров, многочисленные литологические неоднородности, структуры облекания над эрозионными останцами доюрского возраста и т.д. Для обоснования геологической модели этой части осадочного чехла выполнена детальная совместная корреляция данных сейсморазведки и бурения. В связи с тем, что среднеюрская толща содержит основные запасы нефти всего месторождения, задаче детализации строения этой толщи было уделено большое внимание. Сделанное в данной диссертации предположение о том, что среднеюрская залежь является «неполнопластовой» и имеющей единый ВНК в пределах отдельных тектонических блоков, является следствием такой детальности проработки данных сейсморазведки и бурения.

В главе 4 «Нефтегазоносносные комплексы и основные продуктивные горизонты». В Бузачинско-Устюртско нефтегазоносной области, в которую входит Тюбкараганский нефтегазоносный район, развиты два основных нефтегазоносных комплекса - юрский и нижнемеловой (А.А.Бакиров и др. 1979г.).

Первые сведения о нефтегазоносности месторождения Северные Бузачи были получены в виде образцов нефтенасыщенного керна и положительной по ГИС характеристике структурно-поисковых скважин. В скважине Г122 был получен первый промышленный приток нефти из неокомских отложений, и в скважине Г130 - из юрских отложений. В пределах продуктивного разреза месторождения при подсчете запасов в 1977 г. было выделено 6 пластов в меловых отложениях (А1, А2, Б, В, Г, Д1) и два горизонта (Ю, и Ю2) в юрских, к которым приурочены нефтяные и газонефтяные залежи. Юрский продуктивный разрез разделяется на горизонты Ю] и Ю2, содержащие основные запасы нефти месторождения Северные Бузачи. Внутреннее строение юрской продуктивной толщи намного сложнее. Отложения горизонта Ю! на востоке месторождения отсутствуют вследствие размыва и на поверхность предмелового размыва

выходят отложения горизонта Ю2. Продуктивность юрских горизонтов доказана опробованием в 23 разведочных скважинах и подтверждена многочисленными результатами испытаний эксплуатационных скважин. Нефтеносные горизонты дали промышленные притоки в II, III, IV, V, VI, VII, IX, X, XIV блоках, при этом в VI блоке установлено наличие газовой шапки.

Горизонт Ю1 литологически представлен песчано-алевролитовыми породами. В восточной части месторождения размыт. Вскрыт в 280 скважинах. Из них в 5 скважинах, расположенных в непосредственной близости к линии размыва, эффективные толщины отсутствуют. Коэффициент распространения горизонта равен 0,98.

Горизонт содержит от 1 до 15 пластов-коллекторов, коэффициент расчлененности при этом составляет 4,8. Часто пласты сливаются между собой, образуя единый мощный резервуар. Нефтенасыщенная мощность отдельных пластов изменяется от 0,6 до 59,9 м.

Горизонт Ю2 литологически представлен чередованием алевролитов, песчаников и глин. Горизонт имеет неповсеместное распространение. Вскрыт и освещен каротажом в 281 скважине. Коэффициент распространения горизонта равен 0,98. Состоит из нескольких пропластков, число которых меняется от 1 до 10. Коэффициент расчлененности пласта равен 2,9. Другой показатель неоднородности пласта - коэффициент песчанистости, равен 0,44.

Общая толщина горизонта изменяется от 24,9 до 101 м и в среднем равна 49,4 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в среднем составляет 14,3 м при изменениях от 1,2 до 44,4 м.

В 5 главе «Состав и свойства нефти и газа» представлены результаты исследований 15 глубинных проб из 15 скважин по среднеюрским (12 глубинных проб - Юь 3 глубинных проб - Ю2) горизонтам.

Как видно из таблицы 1, физико-химические свойства пластовой нефти по обоим юрским горизонтам близки между собой. Нефть месторождения Северные Бузачи тяжелая, высоковязкая, слабо насыщена газом. Есть все

15

основания полагать, что деградация нефти и уход легких фракций явились следствием предмелового размыва.

Верхний нефтепродуктивный горизонт Ю^ по состоянию на 2012 г. представлен 12 пробами пластовых флюидов из 12 скважин, средние значения по которым составили: Рнас. - 1.99 МПа, газосодержание - 5,69 мЗ/т, объемный коэффициент -1,023, плотность пластовой нефти - 0,9181 г/смЗ, вязкость-338,9 мПа*с. Как видно из таблицы 1, все пробы и параметры, за исключением низкого значения плотности пластовой нефти по скв. Г125 (0,8960 г/смЗ), СБ 401 (0,8970 г/смЗ) и заниженного значения объемного коэффициента по скв. СБ708 (1,008 д.ед.) и СБ678 (1,006 д.ед.), признаны представительными и привлечены к оценке средних по горизонту параметров пластовой нефти. Пластовая нефть продуктивных пластах, имеет значительный диапазон изменения параметров в пределах пласта - давление насыщения от 0,95 до 3,4 МПа, газосодержание - от 1,34 до 10,82мЗ/т, объемный коэффициент от 1,006 до 1,049 доли ед., вязкость от 122 до 510 мПа*с. (табл. 1).

По горизонту Ю? на состояние 01.07.07 г., исследовано 8 проб пластовой нефти, из которых 5 признаны непредставительными, а 3 пробы привлечены к оценке средних по пласту параметров пластовой нефти, которые составили: давление насыщения - 1,64 МПа, газосодержание 5,14 мЗ/т, объемный коэффициент 1,018 . Причиной отбраковки результатов исследования глубинных проб из скважин СБ678, СБ 1092 и СБ687 горизонтов К^ и Ю2 является то, что пластовое давление перед отбором проб не было восстановлено до начального.

Таблица 1-Свойства пластовой нефти. Месторождение Северные Бузачи

Скважина Интервал перфорации глубина Пласт/Гор июнт Рп.1, МПа Тпл°С Ркас,, МПа Газосодержание Объм, коэф,, доли ед Усадка % Плот-ть нефти в пласт, уело», г/см' Шот-идегаз, неф™ при 20 °С, г/см' Вязкость нефш Коэф-тсжим та «Ю'4 1/Мпа Коэф-т растаор-та, газа в нефш мУмПа

!1 1 м /м м'/т

Р125 434442 429 Ю1 5,51 31 2,24 9,29 9,89 1,025 4,85 0,896 0,938 122 9 3,87

Г149 409422 404 Ю1 5,2 30 3,4 9,9 10,55 1,049 4,36 0,904 0.9379 270 2,91

ГШ 421437 416 Ю1 4,97 34 2.79 5,92 6,42 1.040 3,85 0,911 0.9421 285 2,11

Г170 417425,439450 412 Ю1 5,13 34 1,69 5,18 5,58 1,020 1,99 0,9161 0,9298 215 3,13

Г210 420446 415 Ю1 5,5 33 1,75 4.82 5,17 1,025 2,47 0.9245 0.9381 336 11,46 2,72

СБ2 426.5496.8 421 Ю1 4,58 29 3,26 10,82 11,58 1,025 2,5 0,9186 0,9343 252 3,58

СБ708 429-432,5438-439,5440,5 - 448,5 481 -482 486-487,5 415 Ю1 5,2 31 2,55 7,93 8,46 1,008 0,75 0,9362 0,9377 307 24,95 3,13

СБ678 420.5-424,5426-428,5429,5 - 433 409 Ю1 2,75 27,2 0,95 3,04 3,24 1,006 0,7 0,9331 0,9365 448 10,37 3,21

СБ106 425430.5,431.5443,445453 429 Ю1 4,15 23 1,24 3,56 3,68 1,011 1,6 0,9342 0,9507 510 25,67 2,82

СН09-3 492 - 498 501-502,5 504 - 509 495 Ю1 3.24 28 1,34 1,73 1,62 1,024 2,34 0,9175 0,939 445,3 13,45 1,21

СБ401 495,5-498,5 504,5-510 430 Ю1 2,48 29 0,95 1,34 1,23 1,020 1,93 0,897 0,946 430,4 54 1,29

ОТ12 414418,419424,425432,434440 430 Ю1 4,05 24 1,75 4,84 5,16 1,021 1,94 0,9297 0,9396 447 26,15 2,77

СБ] Ю1 5,3 30,4 4,Н 266

СБ26 Ю1 5,03 34 3,71 1,031 0,9171 206

СБ642 422 - 429 437,5 - 441 442 - 448 425,5 Ю2 4,4 29 1,64 4,84 5,14 1,018 1,73 0,928 0,9315 417 9,75 2,96

СБ 1092 423,5 - 425,5431,5-4+1 436 Ю2 4,6 29,2 1,01 3,33 3,56 1,010 0,95 0,9298 0,9356 403 11,32 3,31

СБ687 430.5435 429 Ю2 4,12 25 0,91 2,22 2,36 1,008 0,83 0,92% 0,9377 531 24,11 2,45

После анализа полученных свойств можно придти к заключению о схожести и однородности физико-химических свойств пластовых флюидов данных объектов разработки и в дальнейшем характеризовать их как один объект - юрской залежи.

Основные закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения.

Трассерные исследования приобретают большое значение на тектонически экранированных залежах для изучения проводимости тектонических нарушений - т.е. оценки проницаемости разломов и определения гидродинамической связи между блоками. Тщательный анализ результатов трассерных исследований, проведенных на месторождении Северные Бузачи в рамках данной работы, может быть использован как один из критериев для определения наличия или отсутствия тектонического нарушения, либо его проводимости. Из 29 скважин, использованных для закачки реагентов (11, 21, 25, 27, 302, 33, 37, 40, 48, 4-Х, 50-4, 64, 628, 633, 657, 713, 717-3, 742, 749, 911, 935, 1028, 1045, 1055, 1077, 1091 А, 6112, 6156-3, 6157), 16 находятся в зонах развития тектонических нарушений. С целью уточнения геологического строения на 29 участках месторождения проводились трассерные исследования. Закачка индикаторов была проведена как в меловые, так и в юрские отложения (рис. 2).

Использовались 3 марки индикаторов - флуоресцеин, родамин и уранин, при этом лабораторно доказана возможность их одновременного определения в одной пробе.

Поэтапное построение работы по закачкам индикаторов и их прослеживанию позволило исключить влияние проводимых ранее обработок на последующие обработки, что подтверждено результатами фоновых исследований, а также проведенными оценочными расчетами.

Проведенные трассерные исследования подтвердили отсутствие гидродинамической связи между юрскими и нижнемеловыми объектами разработки.

Изучение связи скважин, находящихся в соседних блоках использованы для уточнения геологического строения.

Полученные в результате трассерных исследований данные о гидродинамической связи нагнетательных скважин со скважинами, расположенными в другом блоке, в разных случаях свидетельствуют либо об отсутствии тектонического нарушения, либо о его наличии.

По данным последних сейсмических исследований 3D, проведенных ООО «Парадайм Геофизикал», выявлены новые тектонические нарушения,подтвержденные трассерными исследованиями. Предложенный новый вариант геологического строения месторождения, отличается от принятого на сегодняшний день количеством и расположением тектонических нарушений, осложняющих среднеюрский комплекс отложений.

В 6 главе «Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов. Рекомендации по проведению работ» рассматривается выделения подсчетных объектов, обоснование категорий запасов (рис. 3) и рекомендации по проведению работ. Вся геометризация залежей нефти и газа, в том числе, построение структурных карт по кровле и подошве коллектора, карт суммарных эффективных, газо- и нефтенасыщенных толщин осуществлялись автором с помощью программного комплекса Petra.

В результате пересчета был обоснован прирост запасов в среднеюрских отложениях Юь Ю2 начальных геологических и извлекаемых

19

запасов нефти и растворённого в нефти газа по месторождению, разница между площадью нефтеносности превышаетпринятый вариант на 680 тыс.м2, нефтенасыщенный объем на 96289 тыс.м3, начальные геологические запасы нефти 13603.9 тыс.т., начальные извлекаемые запасы нефти 2204,2 тыс.т., начальные геологические запасы растворенного газа 23,71 млн.м3, начальные извлекаемые запасы растворенного газа 5.4млн.м3, а также прирост запасов газа газовых шапок Ю1 и среднеюрских отложений, разница между площадью газоносности Ю1 и среднеюрским горизонтом превышает на 391,79 тыс.м2, объем газонасыщенных пород 1623 тыс.м3, геологические запасы газа 12,2 млн.м3.

Рекомендации по проведению работ: Месторождение Северные Бузачи содержит в юрских отложениях и нижнем мелу залежи тяжелой нефти на глубине 300-550 м. Плотность нефти 938-940 кг/м3.Содержание серы — 2%, парафина 1,5 %, асфальтенов 5,6-5,8 %. Исходя из полученных в работе данных, сучетом того, что Северные Бузачи — газонефтяное месторождение с тяжелой нефти неглубокого залегания, содержащее трудноизвлекаемые запасы в работе были обоснованы следующие рекомендации для оптимизации их освоения:

предложено провести экспериментальные и промысловые исследования; продолжить бурение разведочных, а затем и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразвёдки и дальнейшего изучения залежей;

Рис.2. Трассерные исследования

Рис.3 Категории запасов

- рекомендуется продолжить комплексный анализ проведенных трассерных исследований в совокупности с данными последней интерпретации сейсморазведки 3D, с результатами испытания скважин для получения надежной информации о наличии гидродинамической связи между разрабатываемыми пластами, блоками и горизонтами и особенностях геологического строения пласта, что позволит многократно увеличить информативность промысловых данных о разработке объектов.

- при освоении запасов рекомендовано совмещение блоков по результатм трассерных исследований (II и VII, VI и X, VII и VI блоками), на основании того что часть разломов проводящая.

продолжить опытно-промысловые испытания технологии гелеполимерного заводнения на IV, V, VI, VII, IX, X, XI, Х^блоках в связи с тем, что средняя обводненность месторождении уже достаточно высока и составляет 80%;

- продолжить циклическую закачку воды в VI6, VII, и X блоках. По возможности на циклическую закачку переводить все нагнетательные скважины месторождения, а также изучить другие блоки поскольку гидродинамические процессы имеют инерционный характер;

- оптимизировть сетку разработки каждого блока с учетом литологической неоднородности и характера распространения пластов-коллекторов в разрезе пробуренного фонда скважин;

- в шестом и десятом блоке на ограниченных по площади, обводненных выше среднего уровня и энергетически значительно истощенных участках необходимо совершить переход от заводнения слабо нагретой водой к заводнению горячей водой с устьевой температурой 90°С продуктивных пластов в залежах меловых и юрских отложений;

- предложено проводить комплексные мероприятия по выравниванию профилей приемистости и водоизоляционных рабт в связи с ограничением

притока подошвенных вод (залежи с подстилающими подошвенными водами);

- предложено применить технологию детектирования для определения азимута продвижения фронта заводнения скважин;

- необходимо применить на месторождении Северные Бузачи технологию закачки вязкого горячего вытесняющего агента (термополимер).

Заключение

Основные результаты и выводы сводятся к следующему:

1. На основе комплексирования новых данных сейсморазведки ЗБ и имеющейся геофизической и геолого-промысловой информации была актуализирована модель строения юрских продуктивных отложений месторождения Северные Бузачи.

2. Результаты трассерных исследований на ряду с анализом гидродинамических исследований скважин позволил установить экранирующие свойства дизъюнктивных нарушений и дифференцировать их на флюидоупоры и проводящие разломы.

3. Установлена гидродинамическая связь, единство свойств пластовой нефти, сходство фильтрационно - емкостных свойств коллекторов пластов К>1 и Ю2, что позволило объединить их в единый эксплуатационный объект.

4. С учетом дифференциации разломов на проводящие и экранирующие, обновленной геолого-структурной модели, а также установления гидродинамичекого единства залежей, приуроченных пластам К>1 и Ю2> разработаны рекомендации по повышению эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов месторождения Северные Бузачи.

5. Предложено с целью повышения продуктивности скважин обрабатывать призабойную зону скважин эмульсиями с использованием

ароматических углеводородов, глинокислотиых растворов и поверхностно-активных веществ.

6. Обосновано проведение экспериментальных и промысловых исследований; продолжение бурения разведочных и добывающих скважин на малоизученных блоках: I, III, IV, V, XIV в целях доразведки и дальнейшего изучения залежей.

Список публикаций:

1. А.Б.Бакиева Оптимизация сетки скважин на месторождении Северные Бузачи // SPE oil and gas - Москва, 2010г. -с.197-198

2. А.Б.Бакиева Выделение подсчетных объектов и обоснование категорий запасов газонефтяного месторождения Северные Бузачи // XIX Губкинские чтения «Инновационные технологии прогноза, поисков, разведки и разработки скоплений УВ и приоритетные направления развития ресурсной базы ТЭК России» - Москва, 2011г,- с. 180-181

3. А.Б.Бакиева Оценка эффективности применения уплотнение сетки бурения при помощи горизонтальных, вертикальных скважин // научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов БОЛ «Buzachi Operating LTD» Астана, 2012 г.- с. 30-36

4. А.В.Лобусев, П.Н.Страхов, М.А.Лобусев, А.Б.Бакиева Минимизация информационных потерь при учете неоднородностей микроуровня в процессе геологического моделирования // Территория нефтегаз - Москва, 2012г. - №6 - с. 76-79

5. А.В.Лобусев, М.А.Лобусев, P.A. Махаматханов, А.Б.Бакиева Закономерность, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения сложнопостроенных залежи нефти // Территория нефтегаз - Москва, 2013г. -№10 - с. 30-35

6. Л.Г.Бикинеев, А.Б.Бакиева Оценка эффективности применения различных тампонажных растворов для проведения ремонтно-изоляционных

работ на месторождении Северные Бузачи // II научно-техническая конференция молодых специалистов и работников каспийского региона Лукойл Оверсиз Астана, 2013 г. - с. 10

Формат 60x90/16. Заказ 1751. Тираж 100 экз. Печать офсетная. Бумага для множительных аппаратов. Отпечатано в ООО "ФЭД+", Москва, Ленинский пр. 42, тел. (495)774-26-96

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Бакиева, Алия Булатовна, Москва

Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа

имени И.М. Губкина

Бакиева Алия Булатовна

042014558^8

УТОЧНЕНИЕ МОДЕЛИ СРЕДНЕЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ С ЦЕЛЬЮ ОПТИМИЗАЦИИ ОСВОЕНИЯ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Специальность: 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва - 2014

Содержание

Введение...................................................................................................................................................3

Глава 1. Общие сведения о месторождении, история проектирования и основные положения

реализуемого варианта разработки месторождения............................................................................5

1.2 История открытия и разведки месторождения...............................................................................6

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического

строения...................................................................................................................................................8

2.1 Тектоника.........................................................................................................................................10

Глава 3. Сейсмогеологическая модель строения месторождения Северные Бузачи.....................19

3.1 Структурно-тектоническое строение месторождения Северные Бузачи..................................20

3.2 Краткая характеристика продуктивных пластов и оценка запасов............................................25

Глава 4. Нефтегазоносносные комплексы и основные продуктивные горизонты.........................26

Глава 5. Состав и свойства нефти и газа.............................................................................................53

5.1 Закономерности, выявленные в ходе трассерных исследований по уточнению геологического строения.....................................................................................................................58

5.2 Эффективные методы увеличения нефтеотдачи пластов..........................................................73

Глава 6. Подсчет запасов нефти, газа и попутных компонентов. Рекомендации по проведению работ.......................................................................................................................................................81

6.1 Методика подсчёта запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов....#7

6.2 Обоснование подсчётных параметров..........................................................................................82

Заключение............................................................................................................................................87

Список литературы

89

Введение

В настоящее время в России и Казахстане крупные месторождения характеризуются значительным истощением наиболее продуктивных пластов и высоким содержанием воды в добываемой нефти. В эксплуатацию вводятся новые месторождения со сложным геологическим строением и ухудшенными коллекторскими свойствами, затрудняющими извлечение нефти. В странах таможенного союза также, как за рубежом неуклонно возрастает доля месторождений высоковязких нефтей и битумов. По данным БРЕ мировые запасы нефти, т.е. суммарные запасы оцениваются в 2030 млрд. баррелей, из них на долю легкой нефти приходится ~ 950 млрд. баррелей, тяжелая нефть ~ 430 млрд. баррелей, а битум составляет ~ 650 млрд. баррелей. Поэтому особую актуальность приобретают методы повышения эффективности освоения месторождений, апробация новых технологий, приводящих к наиболее полному извлечению нефти из недр. Ключевым вопросом является создание адекватной природным объектам геологической основы для повышения эффективности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, что, в свою очередь, связано с созданием новых и усовершенствованием существующих моделей месторождений.

Основные проблемы при освоении месторождений тяжелой нефти - большая вязкость, низкий коэффициент извлечения нефти, при высокой стоимости разработки, лавинное обводнение, а также вероятность возникновения серьезных проблем при разработке месторождений тяжелой нефти как тепловыми, специфическими нетепловыми, так и стандартными способами.

В настоящей работе на примере месторождения Северные Бузачи показаны возможности оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти (вязкость изменяется в диапазоне от 122мПа*с до 660 мПа*с) за счет актуализации геологических моделей.

Цель работы. Создание геологической модели юрской продуктивной толщи месторождения Северные Бузачи, оптимизация доразведки и освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

Основные задачи исследования: обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации по месторождению Северные Бузачи.

Обобщение и систематизация всей имеющейся геолого-геофизической информации по месторождению Северные Бузачи.

• Увязка полученных новых, в том числе сейсмических материалов исследуемой территории с существующими.

• Анализ данных по глубинным пробам пластовых флюидов.

• Анализ результатов трассерных исследований.

• Дифференциация разломов на проводящие и экранирующие.

• Анализ влияния тектонических нарушений на строение залежей высоковязкой

нефти.

• Актуализация геологической модели пластов Ю1 и Ю2.

• Разработка рекомендаций по повышению эффективности освоения залежей высоковязкой нефти.

Научная новизна работы.

- Проведено научное обоснование оптимального комплекса геолого-геофизических и промысловых данных для уточнения геологической модели залежей высоковязкой нефти.

- актуализирована геологическая модель среднеюрского продуктивного комплекса месторождения Северные Бузачи, содержащего трудноизвлекаемые запасы высоковязкой нефти.

- показана высокая информативность индикаторных исследований при изучении влияния тектонических нарушений на строение месторождения.

- научно обоснована необходимость объединения пластов Ю1 и Ю2 в качестве одного эксплуатационного объекта разработки.

- по результатам комплексных исследований, включая анализ данных сейсморазведки ЗБ, уточнено пространственное положение и установлена гидродинамическая связь или разобщенность отдельных блоков.

- впервые выполнен анализ экранирующих свойств разломов и проведена их дифференциация по степени гидропроводности.

- научно обоснованы предложения по оптимизации освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти пластов Ю1 и Ю2.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. На основе комплексного анализа геолого-геофизических и геолого-промысловых данных установлены единство и сообщаемость нефтегазонасыщенных пластов Ю1 и Ю2, объединенных в единый эксплуатационный объект.

2. Проведенная дифференциация дизъюнктивных нарушений по экранирующим свойствам и их роль в строении залежи и распределении запасов углеводородов.

3. Построенная геологическая модель продуктивной толщи, учитывающая влияние разломной тектоники на гидродинамическую сообщаемость пластов.

4. Геологическое обоснование рекомендаций по оптимизации доразведки и освоения залежей с целью получения максимального нефтеизвлечения.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 6 глав и заключения, изложенных на 96 страницах, в том числе содержит 10 таблиц, 50 рисунков

Диссертация выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Лобусева Александра Вячеславовича, которому автор выражает глубокую благодарность за ценные советы, постоянную помощь и консультации, оказанные в период подготовки работы. Большую благодарность хочу выразить Беговой Нине Александровне (ведущему геологу, «Buzachi Operating LTD»), за неоценимую помощь в ходе подготовки диссертации, а также автор выражает благодарность преподавателям кафедры промысловой геологии нефти и газа д.г.-м.н., проф. В.П. Филиппову, д.г.-м.н., доц. П.Н. Страхову, к.т.н., доц. М.А. Лобусеву, доц. Ю.А. Антиповой.

Глава 1. Общие сведения о месторождении, история проектирования и основные положения реализуемого варианта разработки месторождения

Месторождение Северные Бузачи в географическом отношении находится в пределах северо-восточной прибрежной части Каспийского моря на северо-западе полуострова Бузачи. В административном отношении месторождение расположено на территории Тюбкараганского района Мангистауской области Республики Казахстан. Месторождение Северные Бузачи расположено в непосредственной близости от разрабатываемых месторождений Каражанбас, Каламкас и Арман на расстоянии, соответственно, 22, 32 и 33 км (рис.1.1). Ближайшим населённым пунктом является посёлок и железнодорожная станция Шетпе, расположенная в 120 км от месторождения и областной центр г. Актау, который находится в 260 км (по дороге) южнее месторождения. Автомобильные дороги соединяют нефтепромыслы Каражанбас, Каламкас и Арман с пос. Шетпе и городами Форт-Шевченко и Актау. Ближайшая автострада Актау-Каламкас проходит в 8 км от месторождения. Рядом с автострадой проложены нефтепровод Каламкас-Каражанбас-Атырау-Самара, газопровод Каламкас-Каражанбас, водопровод морской воды Киякты-Каражанбас-Каламкас, водопровод волжской воды Волга-Каламкас и водопровод питьевой воды Киякты-Каражанбас-Каламкас. Климат района месторождения характеризуется резкими колебаниями температуры воздуха - от плюс 45° С летом, до минус 30° С зимой, среднегодовая температура - плюс 10.4°С. Атмосферные осадки незначительные и, в основном, приходятся на осенне-зимний период. Рельеф района представляет собой равнину с отметками от 17 м до 28 м ниже уровня моря. В срединной части полуострова широко развиты барханные пески, отдельные массивы которых по площади превышают 1000 км , а также останцы коренных пород разной величины. Почва, полностью лишенная плодородного слоя, непригодна для сельскохозяйственных нужд. Гидрографическая сеть отсутствует за исключением соров - соляных озерков, временами заполняемых атмосферными осадками. Для технического водоснабжения используется волжская вода. После

для питьевого водоснабжения. Также в районе месторождения имеются сравнительно неглубокие малодебитные колодцы с пригодной для питья слабоминерализованной водой.

1.2 История открытия и разведки местороиедения

В 1958 г. гравиметрическими работами в западной части полуострова Бузачи установлен ряд гравитационных максимумов: Северо-Бузачинский, Каражанбасский, Жуманский и др. В сентябре 1971 г по указанию Министерства Геологии КазССР представителями трестов «Мангышлакнефтегазразведка», «Казнефтегеофизика» и КазНИГРИ было составлено «Обоснование поисково-разведочных работ на Мангышлаке и Устюрте на 1972-75 г.г.», которым предусматривался большой объем геофизических работ в комплексе с поисково-разведочным бурением на полуострове Бузачи.

В ходе реализации данного проекта с 1974 по 1976 годы на Бузачинском поднятии открыты месторождения Каражанбас, Северные Бузачи, Жалгизтобе, Каламкас, на которых проведен комплекс геолого-геофизических исследований с целью их промышленной оценки.

Основные запасы нефти и газа приурочены к юрско-меловым отложениям. Устюртско— Бузачинская нефтегазоносная область, Тюбкараганский нефтегазоносный район и месторождение Северные Бузачи были изучены многими исследователями, внесшими серьезный вклад в познание геологического строения: Б.А.Абишев, А.А.Бакиров, В.П.Гаврилов, В.А.Иванов, Г.С.Карелин, А.М.Нурманов, В.В. Нечаевым, Ж.Д.Саткбаев, А.Туебаев, С.Таянов, В.П.Токаревым, Х.Ж.Узбекгалиев, А.И.Шаховаи и др.

Рис. 1.1 Обзорная карта. Масштаб 1:200000

Глава 2. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза и основные черты тектонического строения

Верхний палеозой (Ргг)

Верхнепалеозойские отложения вскрыты в единственной параметрической скважине 7, где они пройдены в интервале 1987-3500 м. Вся эта толща сложена, в основном, неравномерно переслаивающимися темноцветными сильно карбонатными аргиллитами и мергелеподобными органогенно-обломочными известняками. Реже среди этих пород отмечаются светло-серые органогенно-обломочные и брекчиевидные доломитовые известняки. Основным компонентом органогенно-обломочных известняков являются окатанные обломки карбонатных пород, тонкие и мелкие в мергелеподобных известняках, средние и крупные в светло-серых разностях.

Небольшое количество тонких трещинок и поры в перекристализованных и нацело доломитизированных участках известняков в отдельных случаях выполнены светло-бурыми и бурыми битумами нефтяного ряда.

Триасовая система (Т)

Триасовые отложения вскрыты значительным числом скважин на всей рассматриваемой территории. Биостратиграфические определения указывают на континентальную флювиодельтовую среду осадконакопления. В литологическом отношении триасовые отложения представлены толщей аргиллитоподобных глин и аргиллитов коричнево-бурого, реже зеленовато-серого цвета и мелкозернистыми песчаниками с подчиненными прослоями известняков, мергелей и алевролитов.

Максимально вскрытая толщина составляет 2686 м (скв. ГЗ). В остальных скважинах вскрытая толщина триасовых отложений колеблется в пределах от первых единиц до 69 м (скважина Г146).

Юрская система (Л)

Юрские отложения вскрыты полностью или частично большинством структурно-поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин. Залегают они на размытой и выветренной поверхности триасовых образований. В целом юрские отложения в литологическом отношении представлены переслаиванием сероцветных глин, алевролитов и песчаников. Максимально вскрытая толщина составляет 260 м. Отложения юры по результатам анализов споропыльцевых комплексов и немногочисленных находок пелеципод представлены лишь своим средним отделом в объеме байосского и батского ярусов и лишь в одной скважине 1 определены более молодые отложения оксфордского яруса верхней юры.

Средний отдел (1г) Нижний байос - (З2 Ьц).

Нижнебайосские отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, с прослоями глин, включениями угля и обугленных растительных остатков. По литологическим особенностям и данным изучения органических остатков отложения сопоставляются с Карадирменской свитой нижнебайосского возраста в Горном Мангышлаке.

В низах разреза развиты континентальные фации (озерно-болотные и лагунно-дельтовые). В верхней части нижнего байоса распространены фации прибрежного мелководья (опресненного залива, русловые, дельтовые, баровые). К отложениям нижнего байоса приурочен продуктивный горизонт Ю-И.

Верхний байос - бат (^Ьг-^ЬО

Цитологически отложения представлены песками темно-серыми с буроватым оттенком, мелкозернистыми, кварцевыми, битуминозными, с прослоями глин темно-серых. По видовому составу микрофоссилий вмещающие отложения сопоставляются с базарлинской свитой в Горном Мангышлаке. Отложения этого возраста включают продуктивный горизонт Ю-1.Толщина среднеюрских отложений изменяется от первых метров в районе выхода триасовых отложений под поверхность предмелового размыва до 238 м (скв. 15).

Меловая система (К)

Породы мелового возраста залегают с размывом на среднеюрских и нижнетриасовых отложениях. Представлены нижним отделом и включают в себя отложения неокомского надъяруса (берриас-валанжинского, готеривского ярусов, кугусемской свиты - верхний готерив-баррем), аптского и альбского ярусов. Нижний отдел (К1) Неокомский надъярус (К^пс). Отложения берриас-валанжинского (К]Ь-у) и нижней части готеривского (К^) литологически представлены переслаиванием сероватых песчаников мелкозернистых, слабосцементированных с глинами серыми, зеленовато-серыми и кирпично-красными, уплотненными, неслоистыми, неизвестковистыми переходящими в верхней части в карбонатные, алевритовыми, слюдистыми; песками серо-бурыми, мелкозернистыми, глинистыми; алевролитам слабосцементированными; с редкими обломками зеленовато-серых микрозернистых известняков; обломками обуглившихся растительных остатков. Формирование данных отложений происходило в условиях мелководного морского и слабоопресненного бассейнов. К отложениям данных ярусов приурочен продуктивный пласт Д.

Отложения верхнего готерива-баррема (К1§1-Ьг)

Отложения верхнего готерива-баррема (К^1-Ьг) (кугусемской свиты) представлены переслаиванием красно-бурых, зеленовато-серых глин, алевролитов мелко-крупнозернистых,

песчаников мелкозернистых, полимиктовых, алевритистых и песков серых до черных, мелкозернистых, некарбонатных, кварцевых. Песчаные разности состоят из песчаников с глинистым цементом с включением хорошо окатанной гальки и алевролитов. К началу баррема происходит трансгрессия моря с формированием морских, мелководных образований преимущественно глин с редкими прослоями алевролитов и песчаников. К отложениям кугусемской свиты приурочены продуктивные пласты Al, А2, Б, В и Г. Толщина неокомского надъяруса изменяется от 100м до 179м (скв. К-96). Аптский ярус К1а со стратиграфическим несогласием перекрывает породы кугусемской свиты. В основании яруса на�