Геологический раздел

Характеристика геологического строения местрождения Алибекмола даётся на базе отчёта «Подсчёт запасов нефти. Газа и попутных компанентов месторождения Алибекмола (КТ - I, КТ- II) в Актюбинсой области Республики Казахстан по состоянию на 041.01.94 г. (1) », составленного КазНИГРИ и Государственной холдинговой компанией «Тулпар». Кроме того, на месторождении Алибекмола по заказу ТОО «Казахойл Актобе» выполнена трехмерная (3Д) сейсмическая съёмка (2001-2002 г.г.). в результате получены новые материалы, позволяющие существенно уточнить представление о геологическом строении месторождения, в котором разломная тектоника играет структурообразующую роль(2).

В региональном тектоническом плане месторождение Алибекмола приурочено к одноименному поднятию, расположенному в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины – крупнейшей области погружения на юго-восток Восточно - Европейской платформы.

Главным геоструктурным элементом в восточной прибортовой зоне Прикаспийской впадины является Жаркамысско- Темирский свод, входящий в состав Актюбинско- Астраханской системы поднятий. Характерной особенностью гелогического развития региона в докунгурское время являлось длительное некомпенсированное опускание территории, вызванное, в начале развитием Уральской геосинклинальной области, а позже в верхнем палеозое – формированием Уральской складчатой системы (1) .

Осадочный чехол региона подразделяется на два структурных этажа: надсолевой и подсолевой.

Подсолевое поднятие Алибекмола располагается в пределах Жанажольской тектонической ступени, одной из особенностей которой является развитие мощных карбонатных массивов, которые в свою очередь осложнены поднятиями брахиантиклинального типа

Каменноугольная система на месторождении Алибекмола представлена всеми отделами:

• 
  нижним (визейский и серпуховский ярусы);
  
• 
  средним (башкирский и московский ярусы);
  
• 
  верхним (касимовский и гжельский ярусы).
  

Поднятие Алибекмола приурочена к карбонатному массиву гжельско – подольского (КТ - I) и каширско - веневского(KT - II) возраста.

Ранее в работе (1) структура Алибекмола по данным бурения представляла собой по кровле КТ – I брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания.

По кровле нижней карбонатной толщи (КТ - II) – приразломную брахиантеклинальную складку, осложнённую двумя локальными вершинами: южной и северной. С запада поднятие также ограничивалось тектоническим нарушением субмеридионального простирания. Амплитуда смещения пород (с севера на юг) от 200 м до 500м, соответственно.

Детальная интерпретация сейсмики ЗД, выполненная ОАО «Казахстанкаспийшельф» (2), подтвердила блоковое строение месторождения Алибекмола. Принятая (28.06.02 г. Алматы) структурная карта лист 1 наилучшим образом отражает поверхность КТ – II. Два западных нарушения (F1, F2) и восточный сброс (F3) - субмеридионального направления, ограничивают структуру с запада и востока. Между F1 и F2 находится сбросово – надвиговая зона в районе скважин 6 и 29, строение которых будет уточнено после глубинной миграции. Представляется целесообразным бурение оценочных скважин в этой зоне.

Внутренний разлом F4 в северной части месторождения малоамплитудный и на данном этапе не привносит существенных изменений в структурные построения. Наиболее существенно – выявление поперечного сдвига F5, разделившего структуру на южную и северную части. Сдвиговая деформация F5 позволяет выделить 2 участка разработки:

• 
  1- основной (южнее F5);
  
• 
  2- с ухудшенными свойствами (севернее F5).
  

• 
  1-основного (между F2 и F3) ;
  
• 
  2- сбросово- надвигового участка (район скважины № 6);
  
• 
  3- юго – восточного (между F1 и F2) в районе скважины №29.
  

Для сложной волновой картины, характерной для всего месторождения, существенное значение будут иметь результаты глубинной миграции после всех итераций, которые могут привести к изменению структурных построений.

На месторождении Алибекмола по керну, ГИС и результатам испытания скважин на приток установлена промышленная нефтегазоносность двух карбонатных толщ, приуроченных к отложениям верхнего и среднего карбона.

Карбонатные породы толщ имеют мелководный шельфовый генезис и сложены известняками, доломитами и их переходными разностями, чередующимися с тонкими 2-5 иногда до 10м прослоями аргиллита. Такой состав формирует ритмично слоистый характер карбонатных толщ, в которых коллекторы приурочены к верхам регрессивных частей ритмов.

Верхняя карбонатная толща КТ-I в стратиграфическом отношении приурочена к отложениям верхнеподольско-гжельского возраста. Толща сложена известняками, доломитами и известково-доломитовыми разностями карбонатных пород, с прослойками терригенных, преимущественно аргиллитовых пород. Её общая толщина составляет 250-599 м. глубина залегания – 1850-2950 м.

Верхняя карбонатная толща КТ-I содержит залежи нефти с газовыми шапками, которые приурочены к южному своду поднятия Алибекмола.

В пределах северной вершины, для которой характерно наиболее активное развитие, в предподольское время была эродирована значительная часть каширских, а в предпермское время практически полностью гжельские отложения. Залежей нефти и газа, приуроченных к северному своду в толще КТ - I не установлено.

При утверждении запасов нефти газа в ГКЗ толща КТ- I разделена на два объекта:

КТ - I -1 и КТ - II - 2 с единым ГНК и ВНК, принятыми условно на абс.отм. минус 1671м (ГНК) и минус 1772м (ВНК).

Высота залежей в принятых границах ГНК и ВНК составляет, соответственно, 75 м и 1014 м.

Размеры залежей равны:

• 
  КТ- I -1 – 4,56 × 2,62 км;
  
• 
  КТ -I- 2 – 3,4 × 2,3 км.
  

Толща КТ-I , по сравнению с КТ-II , имеет наибольшие по величине нефтенасыщенные толщины и запасы нефти, поэтому может служить возвратным объектом для разработки месторождения.

Нижняя карбонатная толща КТ-II приурочена к отложениям верхневизейско- каширского возраста и литологически представлена преимущественно известняками с прослоями зеленовато-серых аргиллитов.

Глубина залегания нижней продуктивной толщи КТ-II составляет 2800-4500 м. Общая толщина по шести скважинам, вскрывшим её на полную толщину, равна в среднем 535 м.

Толща КТ-II отделяется от залегающей выше по резерву толщи КТ-I терригенными, преимущественно глинистыми отложениями нижнеподольского возраста. эти отложения получили название межкарбонатная толща (МКТ) и по толщине слагающих пород изменяется от 460 м до 738 м и считается непродуктивной. Её опробование было проведено в девяти скважинах, в трёх из них (№№ 6,10,16) получены незначительные притоки нефти (до 0,22м³/сут). В остальных скважинах притока не получено. Толща является флюидоупором для УВ.

В составе нижней карбонатной толщи содержатся залежи нефти. Газовых шапок не установлено.

Детальная корреляция разрезов всех скважин, пробуренных на месторождении, позволяют наряду с пачками коллекторов проследить и пачки неколлекторов, из которых наиболее выдержанная прослеживается в средней части отложений толщи КТ-II.

Вследствие этого толща КТ-II подразделяется ещё на два объекта подсчёта и разработки : на КТ-II-1 и КТ-II-2.

Водонефтяной контакт по залежи КТ-II-1 принят условно на абс. отм. минус 3300 м и является единым с КТ-II-2 по подошве нефтенасыщенного прослоя-коллектора в СКВ. 10 (южный свод) и подтверждён результатами опробования в этой же скважине. Из интервала абс. отм. минус 3287,7-3298,7 м получен безводный приток нефти.

Результат испытания в скважине 20 (северный свод) интервала абс. отм. минус 3284,9-3310,2 м из которого получен слабый приток нефти с водой, свидетельствует в пользу единого ВНК для залежей нефти, приуроченных к северному и южному сводам поднятия.

Нефтенасыщение коллекторов объекта КТ-II-1 доказано испытанием в колонне на приток в 12-ти скважинах. В результате опробования были получены притоки нефти дебитом до 114 т/сут. (СКВ.51).

С учётом новых данных сейсмической съёмки, границей залежи КТ-II-1 является контур принятого ВНК, зона замещения коллектора плотными породами и разломы вдоль западного и восточного крыльев структуры.

Размеры залежи в принятых границах составляют 12,4 км по простиранию структуры и 1,8 км вкрест простирания на севере залежи и 2,9 км на юге.

Этаж нефтеносности равен 637 м.

Тип залежи пластовый, тектонически экранированный. Ширина водонефтяной зоны небольшая: от 100 м до 700 м. Лист2.

Объект КТ-II-2 содержит две залежи нефти, приуроченные к северному и южному сводам поднятия Алибекмола. Лист3.

Высота залежи северного свода составляет 108 м. Её размеры, в принятых границах ВНК минус 3300 м, равны 3,76 × 1,4 км. Тип залежи массивный.

Залежь нефти южного свода имеет большие размеры – 7,94 × 2,66 км и этаж нефтеносности, который достигает 377 м. Тип залежи – пластовый, тектонически экранированный. Водонефтяная зона имеет размеры от 400 м до 2,36 км.

Толща КТ-II-2 заключает в себе основные по величине запасы нефти. На дату составления настоящего проектного документа наиболее изученной является южная часть месторождения, пробуренные в её пределах скважины 26, 28, 51, 52 находятся в пробной эксплуатации, поэтому южная часть залежи полностью подготовлена к разработке.

Северная часть нуждается в доразведке, путём бурения серии оценочных скважин.

Зона, расположенная между двумя разломами, проходящими вдоль западного крыла структуры месторождения Алибекмола (район скважин 6 и 12) возможно содержит залежи нефти в толще КТ-II, но требует доразведки.