Литолого-стратиграфический разрез

Рассматриваемый участок располагается в зоне относительно неглубокого по масштабам Прикаспийской впадины залегания фундамента, поверхность которого прослеживается сейсморазведкой на глубинах около 7.0 км. Бурением он не вскрыт. В пределах исследуемой площади и на обрамляющей ее территории пробурено значительное количество параметрических, поисковых и разведочных скважин, расположенных в различных тектонических условиях и вскрывших осадочный чехол на глубину свыше 6,0 км (Кожасай ПГC-1-6031м; Караулкельды П-21-.6205м; Бактыгарын Г-1- 6212м). На контрактном участке самая глубокая скважина Акжар Восточный Г-5 имеет забой 5843м, находящийся в девонских отложениях.

С учетом наличия в разрезе соленосных отложений весь разрез осадочного чехла разделяется на подсолевую и надсолевую секции. В результате буровых работ установлено, что разрез осадочного чехла на контрактном участке имеет по крайней мере два отличия от разрезов более восточных прибортовых частей впадины.

Во-первых, разрезы подсолевой секции по карбону и ранней перми не содержат хорошо изученных на востоке впадины карбонатных толщ, а относятся к типу некомпенсированных и сложенных преимущественно аргиллитами с тонкими прослойками алевролитов и мелкозернистых песчаников (рис. 3.1.1). Для разрезов свойственны повышенная карбонатность и битуминозность. Такие разрезы каменноугольных и раннепермских пород известны и в других районах Прикаспийской впадины. Они формировались сразу же за зоной карбонатных седиментационных уступов и занимают подавляющую часть Прикаспийской впадины. Эти породы в свое время после получения из них на Акжаре Восточном промышленных притоков нефти и газа, были названы «акжаритами».

Второе отличие разрезов заключается в том, что в нижней части осадочного чехла, под девонскими карбонатами были неожиданно встречены магматические породы (андезиты или диоритовые порфириты), в которых и находится забой самой глубокой на Акжаре скважины Г-5. Это обстоятельство послужило основанием некоторым геологам для вывода о вскрытии скважиной Г-5 фундамента. Проведенными недропользователем на площади работами 3Д сейсморазведки это предположение не находит подтверждения. Установлено (рис. 3.1.2.) что и ниже забоя скважины Г-5 прослеживается мощный слоистый разрез осадочных пород. Установление природы эффузивного (?) тела или жильной породы, вскрытой скважиной Г-5, является предметом отдельного рассмотрения.

Остальные секции литолого-стратиграфического разреза имеют большое сходство с аналогичными подразделениями на прилегающих территориях и отличаются от последних лишь толщинами. Сводный разрез верхней части осадочного чехла рассматриваемого контрактного участка приведен на графическом приложении 2.

Девонская система

Наиболее древние породы, вскрытые скважинами на участке Акжар Восточный, имеют девонский возраст. В скважине Г-5 выше андезитов, встреченных в интервале 5838-5843 м, залегают темно-серые до черных аргиллитов слабоизвестковистые, плотные. Толщина этой пачки пород составляет 34 м. Возраст ее условно считается среднедевонским.

На аргиллитах залегают глинистые органогенно-обломочные известняки толщиной 129 м. Эта карбонатная толща считается глубоководным аналогом мелководно-морских карбонатных отложений, развитых на вершине Жаркамысского выступ фундамента (карбонатная толща КТ-III). Карбонатная толща имеет верхнедевонский возраст.

Перекрываются известняки терригенно-карбонатной толщей. Ее нижняя часть (интервал 5590-5675 м) сложена преимущественно известняками, а верхняя часть (интервал 5550-5590 м) состоит в основном из мелкозернистых песчаников и аргиллитов с прослоями карбонатов.

Общая толщина девонских отложений в скважине Г-5 составляет 293 м.

Каменноугольная система

Отложения каменноугольной системы вскрыты значительным количеством скважин. В связи с недостаточной палеонтологической изученностью расчленение этого терригенного разреза проводится неоднозначно. В частности, остаются пока нерешенными вопросы по проведению границы девон–карбон, обоснованности выделения турнейских и позднекаменноугольных отложений и другие. Имеющиеся к настоящему времени данные свидетельствуют о том, что стратиграфический объем карбона в разрезах различных участков Акжар-Каратюбинской зоны неодинаков. Так, по данным ПГО АНГГ в случае отнесения рассмотренной выше верхней пачки терригенных пород к девону, в скважине Г-5 из разреза выпадают турнейские отложения, и породы визейского возраста перекрывают непосредственно девонские известняки.

В связи с отмечеными выше неопределенностями в расчленении нижнекаменноугольных отложений на данной стадии изученности разрезов провести строгое их поярусное расченение не представляется возможным.

Нижний карбон в объеме турнейского, визейского и серпуховского ярусов на Акжар-Каратюбинской площади полностью пройден скв. Г-5 (инт. 5176-5550) и частично вскрыт другими скважинами (Г-2, Г-3, Г-6, П-7, Г-9, Г-10, Г-11, Г-12, Г-27).

В основании карбона залегают песчаники мощностью 45м, которые перекрываются темно-серыми аргиллитами с редкими прослоями песчаников и алевролитов.

Средняя часть разреза нижнекаменноугольных отложений представлена в основном песчано-аргиллитовыми породами с прослоями (до 4 м) известняков и мергелей, большая часть которых сосредоточена в низах этой толщи, где разрез становится уже карбонатно-терригенным. Эта пачка перекрывается терригенными отложениями с редкими прослоями карбонатов, которые большей частью приурочены к верхам разреза, где встречена фауна нижнесерпуховского возраста.

Пройденная толщина отложений нижнего карбона составляет в скважине Г-5 374 м.

Разрез среднего карбона также сложен преиущественно теригенными породами с отдельными прослоями карбонатов. Выделяются отложения башкирского и московского возраста. Их общая толщина достигает 160-180 м.

Верхний карбон выделяется предположительно по данным ГИС (НГК). Отложения верхнего карбона представлены терригенно-карбонатной пачкой, мощность которой в различных скважинах колеблется от 65 до 220 м. Наибольшее количество карбонатных прослоев приурочено к верхней и нижней частям разреза. Средняя часть разреза сложена чередованием песчаников и алевролитов.

Пермская система

Разрезы нижней перми на исследуемой площади представлены в полном объеме осадочными образованиями ассельского, сакмарского, артинского и кунгурского возраста. Они имеют двухчленное строение. Нижняя часть сложена терригенными породами, а верхняя – преимущественно каменной солью.

Подсолевые отложения нижней перми имеют повсеместное распространение. Они представлены неравномерно чередующимися пачками преимущественно песчаных и глинистых пород.

Отложения ассельского яруса представлены преимущественно аргиллитами с прослоями известняков, алевролитов, песчаников и кремнистых пород. Толщина пород ассельского яруса хорошо выдержана на площади Вост. Акжар (250-252 м), а на Курсай-Каратюбинской площади она изменяется в более широких пределах – от 200 до 270 м. Породы с хорошими коллекторами первичного типа не встречены. Преобладают коллекторы трещинного типа.

Отложения сакмарского яруса представлены аргиллитами с прослоями песчаника. Песчаные породы отличаются высокой плотностью, отсутствием коллекторов порового типа. Для глинистых и алевролитистых пород характерна трещиноватость вдоль наслоения. Толщина пород сакмарского яруса на Вост. Акжаре составляет 260-289 м.

Артинский ярус в пределах исследуемого района имеет различное строение. В разрезах Каратюбинской и Акжарской площадей он представлен двумя пачками. В нижней пачке преобладают песчаные разности пород, а в верхней – преимущественно глинистые. На площади Курсай в разрезе яруса появляется третья пачка, в которой, по данным ГИС, преобладают песчаные породы.

Верхняя граница артинского разреза проводится традиционно по подошве пласта ангидритов кунгурского возраста.

Толщина артинских отложений на площади Акжар Восточный составляет в среднем 220-230 м. Лишь в скважине Г-2 Вост. Акжар она достигает 285 м. В скважинах Г-10 Курсай и Г-41 Каратюбе артинские отложения имеют толщину соответственно 400 м и 480 м.

Поверхности артинских отложений соответствует отражающий горизонт П₁.

Кунгурский ярус нижней перми представлен преимущественно каменной солью с включениями терригенных образований – тонких прослоев глин и песчаников. В нижней части разрез сложен темно-серыми ангидритами с прослоями доломитов и алевролитов. Мощность отложений кунгурского яруса колеблется в широких пределах - от 43 м на Вост. Акжаре (скв. Г-2) до 3888м на Зап. Акжаре (скв. Г-6).

Надсолевой комплекс осадочных образований включает отложения верхней перми, триасовой, юрской, меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

Верхнепермские нерасчлененные отложения в объеме всех трех ярусов завершают разрез палеозойских отложений. Они сильно отличаются от ниже- и вышележащих пород своей темно-коричневой и буровато-красной окраской. Представлены они в нижней части аргиллитами и глинистыми песчаниками, иногда с прослоями каменной соли. В верхней части (татарский ярус) разрез становится преимущественно песчанистым с прослоями глин и реже конгломератов.

В связи с проявлением солянокупольной тектоники толщина отложений верхней перми колеблется в широких пределах – от 0 м на сводах куполов до 3350 м в погруженных частях Западно-Акжарской мульды.

Триасовая система

Нерасчлененные отложения триасовой системы представленыпестроцветными континентальными образованиями, которые с угловым и эрозионным несогласием залегают на размытой поверхности верхней перми. Разрез сложен в основном озерно-континентальными песчано-глинистыми отложениями. Это пестроцветные известковистые и песчанистые глины, полимиктовые и глинистые песчаники, а также полимиктовые, известковистые крепкие алевролиты.

Максимальные толщины пород триасового возраста установлены в межкупольных мульдах, где достигают 360 м. При приближении к сводам соляных куполов полнота разрезов и их толщина постепенно сокращаются до 80-100 м.

К подошве отложений триаса приурочен отражающий горизонт D.

Юрская система

Отложения юрской системы в объеме всех трех отделов несогласно с угловым и стратиграфическим перерывом повсеместно перекрывают отложения триасового возраста. Породы нижнего и среднего отделов юры представлены маломощными пластами глин и песчаников, равномерно переслаивающимися между собой. Для разреза характерно присутствие обугленных растительных остатков и тонких прослоев бурого угля. В верхнем отделе среди глин появляются прослои мергелей и даже известняков.

Толщина этих отложений в пределах участка работ колеблется от 400 до 430 м.

К подошве юры приурочен V отражающий горизонт, а к их кровле – III отражающий горизонт.

Меловая система

Меловые породы имеют повсеместное распространение и представлены отложениями нижнего и верхнего отделов.

Отложения нижнего отдела в объеме готеривского, барремского, аптского и альбского ярусов сложены преимущественно глинами с прослоями песков и песчаников.

Разрез верхнего отдела в нижней части сложен песчаниками, песками и глинами сеноманского возраста. Выше их залегают мергели и известняки турона-сенона.

Общая толщина меловых отложений варьирует от 380 до 497 м.

Палеогеновая система

Маломощные отложения глин и песков (до 40 м) палеогена выполняют пониженные участки рельефа.

Неогеновая система

Породы этой системы имеют небольшое распространение. Представлены они глинами и песками с прослоями гравия, мощность их - не более 12 м.

Четвертичная система

Аллювиально-делювиальные отложения четвертичного возраста маломощным чехлом (0.5-5.0 м) перекрывают более древние породы. Сложены они супесями, суглинками и песками.

Тектоника

Контрактная территория расположена на восточной окраине Прикаспийской впадины, имеющей довольно сложное геологическое строением. Это обусловлено ее расположением вблизи с зоной коллизии Восточно-Европейской и Казахстанской плит, характеризующейся широким проявлением разломной тектоники, включая и надвиговые процессы. На формирование локальных структур в палеозойской части осадочного чехла этого района существенное влияние оказывали также седиментационные процессы, по-разному протекавшие в зонах карбонатного шельфа, переходной зоны и внутренней зоны бассейна осадконакопления. Вследствие этого многие практические вопросы нефтепоисковых работ долгие годы решались неоднозначно. Лишь в результате проведения в больших объемах геофизических работ и бурения удалось расшифровать глубинное строение этой территории.

Подсолевое нефтяное месторождение Акжар Восточный располагается западнее известной Кенкияк- Жанажолской группы месторождений, приуроченных к карбонатному обрамлению впадины или связанных с внутрибассейновыми карбонатными массивами (рис. 3.2.1). В отличие от этих месторождений Акжар Восточный выявлен в зоне развития внутрибассейновой преимущественно терригенной седиментации.

Рис.3. Тектоно-седиментационная схема позднепалеозойского подсолевого комплекса восточной окраины Прикаспийской впадины.

Для рассматриваемого района характерно довольно глубокое залегание фундамента (рис. 3.2.2), внутреннее строение которого пока не выяснено. Время его консолидании считается докембрийским по аналогии с другими районами древней Восточно – Европейской платформы.

Установлено, что в рельефе фундамента, имеющем ярко выраженное блоковое строение, на участке исследований прослеживаются фрагменты крупной Актюбинско-Астраханской системы поднятий, гигантским полукольцом огибающей Центральную часть Прикаспийской впадины с юга, юго-востока и востока. В системе этой структурной зоны выделяют ряд прогибов и выступов одного порядка. В восточной части Актюбинско-Астраханской структурной зоны четко выделяются субмеридионально простирающиеся Жаркамысский и Темирский выступы фундамента. В их пределах обособляются более мелкие блоки, разделенные между собой дизьюктивными нарушениями. Глубина залегания поверхности фундамента на вершинах указанных выступов составляет 7.0 – 7.5 км.

Жаркамысский и Темирский выступы фундамента сопрягаются на востоке с узким и протяженным Примугоджарским (Остансукским) прогибом, вытянутым в северном направлении. Глубина погружения фундамента здесь достигает 10.0 – 10.5 км. С востока прогиб ограничен Сакмаро-Кокпектинским разломом, за которым располагается палеозойская складчатая система Южного Урала и Мугоджар.

На западе Жаркамысский и Темирский выступы фундамента граничат с Ащикольским и Караулкельдинским выступами, на вершинах которых поверхность фундамента прослеживается на глубинах 8.0 км.

Контрактный участок расположен на Тамдыкольском блоке Жаркамысского выступа фундамента. Его вершина оконтуривается изогипсой минус 7.0 км. В западном и восточном направлениях поверхность фундамента погружается до 10.0 и более км. Вследствие этого по подошве осадочного чехла к северо-западу и востоку от выступа фундамента образованы депрессии глубиной до 3.0 км.

Кристаллический фундамент повсеместно перекрыт осадочным чехлом толщиной 7.0 – 10.0 км, в составе которого выделяются три основные литолого-стратиграфические и структурно-формационные комплексы отложений: подсолевой, соленосный и надсолевой.

В подсолевом структурном этаже по данным сейсмических исследований, частично подтвержденным результатами глубокого бурения, обособляются 3 структурные подэтажи: додевонский, девонско-нижнекаменноугольный и каменноугольно-пермский.

К нижнему, додевонскому структурному подэтажу, относятся самые нижние секции осадочного чехла, выполняющие указанные выше глубокие депрессии в рельефе фундамента. По данным геофизических исследований предполагается, что эта часть осадочного чехла сложена преимущественно терригенными породами с прослоями карбонатов и эффузивных отложений.

У склонов выступов фундамента этот комплекс отложений выклинивается. Вполне возможно, что в районе скважины Г-5 этот комплекс частично сохранился от размыва. Вскрытый скважиной Г-5 прослой (?) андезитов в этом случае будет иметь раннепалеозойский возраст.

С несогласием на нижнем структурном подэтаже и на выступах фундамента залегает средний структурный подэтаж, включающий отложения девонского возраста, турне и нижнего (терригенного) визе. Этот комплекс пород почти полностью пройден скважиной Г-5, пробуренной на площади Акжар Восточный. В нижней части этого комплекса прослеживается отражающий горизонт П₃ (рис. 3.1.2; графические приложения 3-5).

Рис. 4. Структурная схема поверхности фундамента восточной части Прикаспийской впадины.

По отражающему горизонту П₃ в восточной части контрактного участка выделяется крупное Восточно-Акжарское поднятие субмеридиональной ориентировки. По изогипсе минус 5850 м оно протягивается с севера на юг на 21.0 км при средней ширине 6.0-7.0 км. Южная периклиналь поднятия располагается за пределами контрактного участка.

В пределах поднятия выделяются северная (Акжарская) и южная (Курсайская) вершины.

Северная вершина оконтуривается изогипсой минус 5700м. Она имеет размеры 9.0 х 3.5 км и вытянута в северо-восточном направлении. В пробуренной на этой вершине скважине Г-5 П₃ отражающий горизонт прослеживается на глубине 5804 м (минус 5628 м).

Южная вершина оконтуривается по П₃ отражающему горизонту изогипсой минус 5800 м. В этом контуре размеры вершины составляют 6.0 х 6.0 км. В плане она похожа на равносторонний треугольник несколько вытянутый в южном направлении. Минимальные отметки этой поверхности на южной вершине по данным 3Д сейсморазведки не превышают 5600 м.

На перешейке между рассмотренными вершинами П₃ отражающий горизонт прослеживается на отметках минус 5750-5800.

На западных склонах обе вершины нарушаются разломами. На северной вершине амплитуда разлома колеблются от 50 до 100 м, а на южной вершине она увеличивается до 250-300 м и приобретает здесь вид взброса (графическое приложение 5).

Охарактеризованное выше Восточно-Акжарское поднятие наиболее рельефно выражено только в среднем структурном подэтаже и лучше всего оконтуривается по девонскому комплексу отложений. По более высоким стратиграфическим уровням амплитуда его постепенно уменьшается. При этом наиболее существенные структурные изменения отмечаются в районе северной вершины.

По структурным поверхностям в верхнем каменноугольно-пермском подэтаже (по кровле нижнепермских продуктивных горизонтов, вскрытых глубокими скважинами) западная часть северной вершины (графические приложения 6 и 7) постепенно нивелируется и смещается к юго-востоку, в район скважины Г-24. Наиболее устойчивое положение сохраняется только в районе южной вершины, площадь которой существенно сокращается до размеров 2.5 х 4.5 км (по девонскому комплексу размеры были 6.0 х 6.0 км).

Вследствие произошедших в позднем палеозое и в более позднее геологическое время структурных перестроек основной подсолевой продуктивный комплекс раннепермского возраста на Акжарском участке оказался расположенным на моноклинали, воздымающейся в восточном направлении и простирающейся за пределы контрактной территории (рис. 3.2.3). В западной части моноклинали подъем слоев составляет до 50 м, а в восточной части он сокращается до 30 м на один километр.

По поверхности подсолевого комплекса (графическое приложение 8) общий подъем достигает почти 400 м с абсолютной глубины – 4200 м до -3820м.

Рис. 5. Геологический профиль через северную вершину структуры.

Наряду с пликативными дислокациями в подсолевом комплексе выявлены, как уже ранее отмечалось, многочисленные разломы. Предполагается, что зоны нарушений сопровождаются повышенной трещиноватостью пород. Прямым подтверждением этой предпосылки являются результаты испытания скважин на обеих вершинах Акжарского поднятия, где были получены максимальные притоки углеводородов из скважин, расположенных в непосредственной близости от тектонических нарушений.

В целом по данным стандартной обработки сейсмических наблюдений на площади исследований установлена целая сеть мелких разрывных нарушений преимущественно субмеридиональной ориентировки. В результате проведенной компанией «Beicip Franlab» (Франция) специальной интерпретация данных 3Д сейсморазведки (рис. 3.2.4; графические приложения 9 и 10) удалось конкретизировать внутреннее строение нефтесодержащих резервуаров, главной особенностью которых является невыдержанность литологического разреза даже на небольшом расстоянии (рис. 3.2.4). Эта неоднородность разреза проявляется чаще всего в избирательном проявлении в различных частях резервуаров результатов тектонических напряжений и зональном распределении постседиментационных изменений коллекторов. На основе комплексного анализа сейсмических атрибутов были намечены контуры участков повышенной трещиноватости и зон улучшенных коллекторов в терригенных резервуарах позднего карбона и ранней перми. Они прогнозируются с высокой вероятностью. Выделяются несколько участков с повышенными параметрами коллекторов. Результаты изучения керна подтверждают эти прогнозы.

На размытой поверхности подсолевых отложений с резким угловым несогласием залегает кунгурский сульфатно-терригенный комплекс пород, слагающий средний структурный этаж. Развитые в этом комплексе соляные купола расположены на периферии Восточно-Акжарской зоны (графическое приложение 11). Над самим поднятием получила развитие крупная межкупольная мульда, выполненная верхнепермскими отложениями толщиной 3350 м (скважина Г-13). В центре мульды выявлено межкупольное поднятие типа «щита черепахи» (графическое приложение 12).

На отложениях верхней перми и кунгура со стратиграфическим и угловым несогласием залегают породы триасового, юрского, мелового и кайнозойского возраста, слагающие верхний структурный этаж осадочного чехла. Залегают они моноклинально. Толщина их в межкупольной зоне достигает 1300 м.

Рис. 6. Карта сейсмических фаций сакмарских отложений, расчитанная по 3Д сейсмическим данным.

Нефтегазоносность

Рассматриваемый контрактный участок расположен в центре Восточно-Прикаспийской нефтегазоносной области. На этой территории продуктивные горизонты установлены в весьма широком возрастном интервале, начиная с резервуаров девона и кончая меловыми отложениями. Непосредственно на площади Акжар Восточный открыты только подсолевые залежи нефти и газа.

Впервые нефтегазоносность площади была установлена в 1989 году, когда при испытании скважины Г-1 из нижнепермских терригенных отложений были получен фонтанный приток углеводородов с дебитами 921. 6 м³/сут нефти и 750 тыс м³/сут газа.

Последующими работами на месторождении было выявлено свыше 10 продуктивных горизонтов, из которых 9 верхних горизонтов определены как номенклатурные. В отложениях артинского возраста установлены три (I, II, III) нефтяные горизонты; в коллекторах сакмарского возраста – 3 горизонта (IV, V и VI); и в ассельских отложениях – 2 горизонта (VII и VIII). Более глубокие горизонты (IX, X и др.) обнаружены в отложениях каменноугольного возраста (графическое приложение 2, рис. 3.3.1).

I продуктивный горизонт залегает в кровельной части артинских отложений и установлен лишь на южной вершине Восточно-Акжарского поднятия. Он вскрывается скважинами на глубинах 4452- 4647м. Общая толщина горизонта колеблется от 25 до 60 м. При его испытании дебиты нефти не превышали 1.0 т/сут.

II продуктивный горизонт залегает на 60-70 м ниже I горизонта и также выделяется только на южной вершине поднятия. Он вскрывается скважинами на глубинах 4460-4490 м и имеет общую толщину порядка 30 м. При его испытании притоков нефти не получено.

III продуктивный горизонт залегает в средней части артинских отложений. Выявлен он на южной вершине поднятия. Вскрывается горизонт на глубинах 4460- 4490 м. Общая толщина горизонта порядка 30 м. При его испытании дебиты нефти не превышали 1.0 т/сут.

IV продуктивный горизонт установлен в разрезе сакмарских отложений. Он выявлен на южной вершине поднятия. Горизонт пройден скважиной Г-1 Курсай в интервале 4620-4650 м. Общая толщина горизонта составляет 30 м. При его испытании дебиты нефти достигали 7.5 т/сут.

V продуктивный горизонт залегает на 200 м ниже от IV горизонта и имеет более обширное распространение. Он вскрывается скважинами на глубинах 4650-4700 м. Общая толщина горизонта колеблется от 25 до 30 м. При его испытании дебиты нефти не превышали 0.5 т/сут.

VI продуктивный горизонт залегает в нижней части сакмарских отложений и наиболее распространен на северной вершине поднятия. Он вскрывается скважинами на глубинах 4740-4830 м. Общая толщина горизонта колеблется от 25 до 40 м. При его испытании дебиты нефти не превышали 1.0 т/сут.

Рис. 7. Схема ареалов нефтегазоносности.

VII продуктивный горизонт выявлен в нижней части ассельского разреза. Он имеет повсеместное распространение. Горизонт вскрывается скважинами на глубинах 4900-5000 м. Общая толщина горизонта колеблется от 20 до 70 м. При его испытании дебиты нефти колеблются в широких пределах от 1-2 до 7.5-26.4 т/сут.

VIII продуктивный горизонт залегает в подошве нижнепермского терригенного разреза и развит повсеместно. Он вскрывается скважинами на глубинах 4950-5060 м. Общая толщина горизонта колеблется от 25 до 80 м. При его испытании дебиты нефти достигали до 1000 т/сут.

IX продуктивный горизонт залегает в кровельной части каменноугольных отложений. Наиболее широко он распространен на северной вершине поднятия. Он вскрывается скважинами на глубинах 5070-5140 м. Общая толщина горизонта колеблется от 20 до 45 м. При его испытании дебиты нефти редко превышали 1.1- 1.4 т/сут.

По своей промышленной значимости рассмотренные горизонты не равнозначны. Как показано на рис. 3.3.1, верхняя группа горизонтов (I-V) имеет ограниченную площадь распространения. Они установлены в основном в южной части контрактного участка. Их потенциал невелик. Наибольшее распространение имеют VI, VII и VIII продуктивные горизонты, залегающие на моноклинали (рис. 3.2.3 и 3.3.2).

Однако из VI и VII продуктивных горизонтов промышленные притоки нефти получены лишь из сводовых скважин Г-1 Акжар Восточный (26.4 м³/сут) и Г-1 Курсай (7.5м³ /сут). Из остальных скважин дебиты нефти составляли 0.5-1.5 м³/сут.

Рис. 8. Геологический профиль через южную вершину структуры.

Исключением из этой выборки является район скважин 2, 3 и 24, в котором дебиты нефти из IX горизонта в скважинах 2 и 24 составляли соответственно 8.3 и 22.5 м³/сут, а из Х горизонта в скважине Г-2 притоки нефти достигали 76,6 м³/сут.

Характерно, что из всех скважин при испытании нижнепермских горизонтов получены безводные притоки нефти. Точное положение для них ВНК пока не определено. Некоторым ориентиром в этом вопросе является получение небольшого притока нефти с водой из скважины Г-1 Вост. Акжар из IX горизонта, залегающего ниже VIII горизонта всего на 15 м. Условный ВНК по VIII горизонту определяется на уровне минус 5000 м.Общей особенностью всех горизонтов являются низкие фильтрационнно-поровые свойства коллекторов. Лабораторными исследованиями, проведенными во ВНИГРИ по образцам скв. Г-5 и Г-3, установлены невысокие коллекторские свойства нижнепермских отложений. Так, в скв. Г-5 в ассельских и сакмарских отложениях открытая пористость составляет 0.23-7.7%. В интервале 4973-4986 м в ассельских породах отмечен песчаник, обладающий наивысшей пористостью – 18,77% и газопроницаемостью при невысокой плотности - 1.89 г/см³, тогда как средняя плотность остальных пород составляет 2.25г/см³. В скв. Г-3 пористость в артинских и сакмарских отложениях соответственно 3.8-10.1% и 2.6-8.04%, в среднем карбоне – 0.6-3.75%, в нижнем карбоне – 0.77-4.64%.

При таких коллекторах с низкими емкостными свойствами получение повышенных дебитов углеводородов возможно только при наличии трещиноватости. В предыдущем параграфе было отмечено, что для изучаемых резервуаров действительно свойственна повышенная трещиноватость пород. Это подтверждается в ходе опробования фонтанирующих скважин, характеризующихся пульсирующей работой. Это обычно наблюдается при разработке залежей, приуроченных к трещиноватым коллекторам. Поэтому основные перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений на Восточном Акжаре нужно связывать с коллекторами трещинного типа.

Отличительной особенностью подсолевых залежей на Акжаре Восточном является нахождение их в зоне с аномально высоким пластовым давлением. Как показали результаты опробования скважин и специальных гидродинамических исследований, коэффициент аномалийности давлений в VIII горизонте на глубинах 5030-5150 м колеблется от 1.83 до 1.95.

Полученные из подсолевых горизонтов на Акжаре Восточном нефти являются легкими и мало сернистыми, смолистыми. Они содержат небольшое количество асфальтенов (таблица 3.3.1). В пластовых условиях нефти находятся под давлением в 821-947 атм и в температурном окне 92-110⁰ С. Их плотность в этих условиях составляет 0.64 т/м³. Газовый фактор достигает 369.7 м³/т. Давление насыщения газом составляет 83-86 МПа.

Состав газа из основного VIII продуктивного горизонта приведен в таблице 3.3.2.

Таблица 2

Свойства нефти

Таблица 4