На месторождении Северные Бузачи вскрыты отложения верхнепалеозойского, триасового, юрского и нижнемелового возрастов. Наиболее полно охарактеризованы керном и палеонтологическими данными отложения юры, неокома и апта и в меньшей степени — триас (см рисунок 1) [1].
Юрские отложения представляют собой переслаивание песчаников, песков, глин, алевролитов. Толщина их достигает 260 м. К этим отложениям приурочены горизонты J10, J20, J30, J40 из которых J10 и J20 являются продуктивными.
Меловые отложения представлены в объеме нижнего мела и с угловым несогласием залегают на размытых поверхностях юрских, реже трисаовых пород. Литологически нижнемеловой разрез представлен разнозернистым песчаником с прослоями глин алевролитов. К неокомскому комплексу приурочены 4 продуктивные пласта NeoA, NeoB, NeoC, NeoD.
Рис. 1.
В тектоническом отношении месторождение Северные Бузачи представляет собой локальное антиклинальное поднятие, расположенное в присводовой части Бузачинского поднятия, в Северо-Устюртского-Бузачинскую систему прогибов и поднятий.
При подсчете запасов нефти и газа, по результатам разведочных работ, на месторождении Северные Бузачи было выделено 9 блоков, в пределах которых установлены залежи нефти и газа в юрских и неомских отложениях [2.3].
В 2008–2012 годах с учетом результатов детальных сейсморазведочных работ 2Д и 3Д, новых данных, полученных при бурении скважин, местоположение разрывных нарушений было уточнено. В пределах месторождения было выделено 12 блоков, границы которых лишь частично совпадают с прежними границами.
В результате интерпретации новых геолого-промысловых материалов структура Северные Бузачи представляют собой асимметричную, нарушенную сериями разломов брахиантиклинальную складку субширотного простирания, осложненную серией разрывных нарушений субширотной и субмеридиальной ориентировки.
В результате поисково-разведочного бурения на Северо-Бузачинском месторождении было выявлено и разведано 6 продуктивных пластов (А 1, А 2, Б, В, Г, Д) в отложениях неокома, 2 горизонта (Ю-I, Ю-II) в отложениях юры.
В настоящее время по результатам полученных данных двух — и трёхмерных сейсмических исследований, анализа условий осадконакопления и сводовой пластовой корреляции внесены изменения в номенклатуру продуктивных горизонтов. Выделяются горизонты: NeoA (ранее верхняя часть пласта А), NeoB (раннее пласт А, пласт Б и верхняя часть пласта В), NeoC (ранее нижняя часть пласта В и верхняя часть пласта Г), NeoD (нижняя часть пласта Г и пласт Д), J10 (ранее горизонты Ю-I и Ю-II), J20, J30, и J40.
Основные запасы нефти и газа сосредоточены в продуктивных юрских горизонтах.
Коллекторами во всех продуктивных горизонтах являются алевролитово-песчаные образования, сформированные в различных фациальных обстановках [2.3].
Указанные выше пласты и горизонты в тех или иных количествах и сочетаниях присутствуют в разрезах всех скважин в пределах выделенных блоков и образуют два продуктивных объекта-юрский и меловой.
Залежи нефти по типу ловушек относится к пластовым сводовым, тектонически, стратиграфически и литологически экранированным.
Как уже отмечено выше, строение продуктивного мелового резервуара имеет сложный характер. Тем не менее, можно выделить определенную площадь, в пределах которой меловые продуктивные пласты могут быть объединены в одну единую залежь с общим газонефтяным и водонефтяным контактами.
Основной продуктивный меловой объектполучил развитие в VI, VII, VIII, IX, X блоках и объединил практически все меловые пласты NeoA, NeoB, NeoD (кроме нижней части пласта NeoD) (графическое приложение 1).
Газонасыщенная толщина меняется от 0.70 м (скв. NB18) до 14 м (скв. NB10).Эффективная нефтенасыщенная толщина варьируется в пределах блоков от 1.4 м (скв. NB21, VI блок) до 31.4 м (скв. NB39, X блок).
Положение газонефтяного контакта принято на абсолютной отметке минус 325.5 м и водонефтяного контакта — на абсолютной отметке минус 389.2 м. В соответствие с принятыми положениями контактов раздела газ-нефть — абс. отметка- 325.5 м., нефть-вода — абс. отметка -389,2 м, площадь газоносности составляет 11375 тыс.м2 и нефтеносности — 30600 тыс. м2.
Продуктивный пласт NeoB состоит из четырех продуктивных пропластков –NeoB1, NeoB2, NeoB3, NeoB4.Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 1.7 м до 7.6 м. ВНК изменяется в пределах от минус 363 м до минус 435м.Площадь нефтеносности залежи NeoB1 составляет 13294 тыс. м2.NeoB2 пропласток NeoB2 нефтеносен по ГИС. Общая толщина его изменяется от 13.9 м до 16.5 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 2 м (скв. G130).ВНК принят условно. Залежь — литологически экранированная.Площадь нефтеносности залежи NeoB2–2225 тыс. м2. NeoB3 пропласток нефтеносен по ГИС. Общая толщина пропластка колеблется от 7.8 м до 10.6 м [3]
Продуктивность доказана опробованием в 14 скважинах. Улучшенные коллекторские свойства наблюдаются в блоках VI и Х, где значение пористости меняются от 20 до 32 %.
Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2 м до 26.3 м.
ВНК меняется от минус 482 м до минус 545 м.
В связи с принятыми положениями контактов раздела нефть-вода, площадь нефтеносности продуктивного горизонта J20 составляет 31725 тыс. м2.
Юрский продуктивный объект. Исходя из однотипности геологического строения залежей нефти (пластовые, сводовые, тектонически-экранированные), с одинаковым характером насыщения юрского разреза и свойствами пластовых нефтей, юрские продуктивные пласты J10 и J20 рассматриваются в качестве единого объекта для совместной эксплуатации.
Для продуктивного горизонта J10+J20 водонефтяные контакты изменяются от минус 482 м до минус 545 м. В соответствии с принятыми положениями раздела газ-нефть, нефть-вода площадь газоносности юрской продуктивной залежи составляет 3600 тыс. м2, площадь нефтеносности-66825 тыс. м2.
В течении 2012 года на месторождении было пробурены ещё 10 новых скважин. Все они расположены присводовой части структуры, в пределах мелового и юрского продуктивных объектов. Данные, полученные в результате их бурения не изменили общих представлений о геологическом строении юрского-мелового продуктивного разреза, однако позволили уточнить характер его строения и фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов.
По результатам обработки геолого-промысловых материалов, полученных после бурения десяти новых скважин, были уточнены структурные построения по кровлям основных продуктивных горизонтов и карты эффективных нефтенасыщенных толщин.
Литература:
- Аманниязов К. Н. Нефтяные и газовые месторождения Казахстана / К. Н. Аманниязов, А.С Ахметов., К.А Кожахмет. — Алматы, 2003.
- Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации месторождения Северный Бузачи, РК. -Актау,2008.
- Годовой отчет месторождения Северный Бузачи, РК. -Актау,2010.
