Пластово-тектонически экранированные залежи

1)Месторождение Узень

Открыто в 1961 г. Приурочено к слабо нарушенной крупной брахиантнклинальной складке северо-западного простирания, осложненной серией локальных куполовидных поднятий. Доказана газоносность нижнего и верхнего мела; нефтеносность и нефтегазоносность верхней и средней юры. В меловом комплексе выделено 12 газоносных горизонтов; в юре -13 нефтеносных и нефтегазоносных (рис. 70). Суммарная высота продуктивного этажа равна 1500 м.

Залежи по типу относятся преимущественно к пластовым, сводовым, однако в юрской толще встречаются отдельные тектонически экранированные и литологические залежи.

Продуктивные горизонты представлены песчаными и песчано-алевролитовыми пластами с пористостью 30.6%, проницаемостью 0.2−0.4 Дарси.

Эффективная толщина песчаных пластов и пачек в юрской толще колеблется в пределах 3−167 м. Дебиты нефти изменялись от 1 до 81 м'/сут. газа 8−230 тыс. м'/сут. Начальное пластовое давление 11.2−19.4 МПа, температура 57−84"С. Плотность нефти 844−874 кг/м³, содержание серы 0,16−0,2%, парафина 16−22,6%.

2) Каламкас. Газонефтяное месторождение Каламкас открыто в 1976 г. Приурочено к слабо нарушенной брахиантиклинальной складке широтного простирания, в пределах которой доказана газоносность 6 пластов в неокоме, двух — в апте и 7 газонефтяных и нефтяных горизонтов в верхней и средней юре (рис 39). Продуктивность разреза доказана в интервале 550−900 м. В процессе эксплуатационного разбуривания дополнительно выявлено 5 стратиграфических залежей, связанных преимущественно с верхнеюрской толщей (рис. 39). Все остальные залежи пластовые, сводовые, слабо нарушенные с элементами литологического и тектонического экранирования. Основной покрышкой над юрскими зачежамн является 50-ти метровая пачка глин, залегающая в основании неокома.

Продуктивные пласты-коллекторы представлены песчаными и алевролитовыми породами с пористостью 23−29%, проницаемостью 0,105−1,468 Дарси, эффективными толщинами 4,2−10,3 м.

Газонефтяной контакт установлен для всех юрских горизонтов практически на одной отметке, водонефтяной контакт по горизонтам также резко не меняется, в связи с чем продуктивную юрскую часть можно рассматривать в качестве единой массивно-пластовой залежи.

Начальные дебиты нефти 26,4−62,1 м'/сут. на 7 мм штуцере; начальное давление 6,5−9,6 МПа. температура 39−44″ С. Плотность нефти 902−914 кг/м', содержание серы в нефти до 2%. Нефть содержит промышленные концентрации ванадия и никеля.

Геологический разрез Каламкас.

Структурная карта.

3)Месторождение Дунга

Открыто в 1968 г. и приурочено к периклинальной части Беке-Башкудукской мегантиклинали, осложненной субмсридиональными нарушениями (рис. 73).

Установлена продуктивность келловейского яруса верхней юры и отложений апта, представленных песчаниками с пористостью 16−21% и проницаемостью 0.01 Дарси.

Залежи по характеру насыщения нефтяные и газовые в келловее. нефтяная в аптских отложениях. По типу ловушек залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Эффективная толщина продуктивных юрских пластов 4.2−6,5 м.

4) Месторождение Каракудук.

Открыто в 1971 г. Приурочено к слабо нарушенной антиклинальной складке. Доказана нефтеносность средней и верхней юры, где установлено 9 продуктивных горизонтов (рис. 102). Нефтяные залежи пластовые, сводовые, тектонически и литологически экранированные. Песчаные плае I ы-коллекторы характеризуются пористостью 13−24%. проницаемостью 3−20 Мд и эффективными толщинами 9,6−45 м. Плотность нефти 808−866 кг/м Начальное пластовое давление 25,3−29.7 М Па. температура 78−111 °С. Дебиты нефти 25,3−155 м'/сут. на 9 мм штуцере.

Открыто в 1985 г, в Кзыл-Ординской области в 120 км к северу от железнодорожной станции Жусалы в 320 км от нефтепровода Омск-Павлодар-Чимкент.

Приурочено к приразломной антиклинальной складке северо-западного простирания с амплитудой 120 м. Газовая залежь с нефтяной оторочкой связана с нижним неокомом, в котором выделяется два продуктивных горизонта М-1 и М-П (рис. 138). Промышленно продуктивен горизонт М-П. Единичные газовые выбросы отмечались при бурении скважин из верхней юры.

Залежь пластовая, сводовая, тектонически эранированная с общей высотой 108 м. в гом числе нефтяной оторочки 27 м. Коллектор представлен слабо сцементированными гравелитами, песчаниками, песками и алевролитами с пористостью 17.4% и проницаемостью 0,054 мкм'.

Коэффициент нефтенасьиценности 0,66, газонасыщенности 0,69. Начальное пластовое давление 10,49 МПа, температура 44 °C.

Начальные дебиты нефти на штуцере 7,7 мм достигали 61 м'/сут., газа — 70 тыс. мУсут.

Плотность нефти в нефтяной оторочке 854 кг/м'. Содержание серы до 0,46%, парафина 9.7−27,2%, асфал ьтенов и смол до 16,65%.

Свободный газ содержит метана 93,9%, этана 2.0%, пропана 1,4%, бутана 0.65%, гелия 0,01%, азота 0,54%.

Содержание стабильного конденсата в газе достигает 65,2 г/м' при плотности конденсата 738−788 кг/м³.