Анализ геологического строения месторождения Жетыбай Южный

Полный текст

Введение

Южно-Жетыбайское месторождение было открыто в 1968 г. бурением поисковой скважины 95, в которой была зафиксирована продуктивность среднеюрских отложений. Этот факт стал важной вехой в развитии нефтегазоразведки на юге Мангистауского региона. В дальнейшем в 1972 г. на данном месторождении были активизированы поисково-разведочные работы. Это было обусловлено тем, что в параметрической скважине 4 был получен высокодебитный фонтан газа с конденсатом, вскрывшим продуктивные вулканогенно-карбонатные отложения среднего триаса.

За весь период изучения Южно-Жетыбайского месторождения было выполнено четыре официальных этапа подсчёта запасов: в 1972, 1983, 2010 и 2023 гг. [1–4] Эти оценки основывались на совокупности данных бурения, геофизических исследований, а также сейсмической информации, накопленной в результате длительного геологоразведочного процесса.

Цель настоящего исследования – уточнение геологического строения триасового комплекса месторождения, включая тектоническую нарушенность, литолого-стратиграфические особенности [5–7], а также выявление и оценка перспектив нефтегазоносности горизонта Т₂В с опорой на современные методы 3D сейсморазведки.

Объект исследования – Южно-Жетыбайское нефтегазовое месторождение, расположенное в пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени южной части Мангистауской области.

Предмет исследования – строение и тектоническая структура триасовых отложений, отражающие горизонты (далее – ОГ) и их нефтегазоносные характеристики, включая анализ коллекторских свойств и распределение залежей в пределах горизонта Т₂В.

История изучения месторождения

Исследование Южно-Жетыбайского региона началось в начале 1960-х гг. XX в. В 1962–1964 гг. Илийской геофизической экспедицией треста «Казгеофизтрест» были выявлены радиогеохимические и гравиметрические аномалии в пределах участка Каржау, расположенного в 4,5–5 км к югу от Жетыбайского поднятия. Эти аномалии имели линейные размеры 13 × 4 км и интерпретировались как антиклинальное поднятие в пределах мезозойских отложений.

В 1965–1967 гг. трестом «Мангышлакнефть-газразведка» была выполнена серия структурно-поисковых бурений на площади Каржау. Результатом стало построение первой структурной карты по подошве туронского яруса, которая зафиксировала террасовидное образование, осложняющее общее моноклинальное погружение пород в юго-западном направлении от Жетыбайского поднятия.

На основании этих данных в 1967 г. было начато бурение поисковой скважины 31 объединением «Мангышлакнефть». Параллельно в 1967–1968 гг. на площади проводились сейсмические работы методом отражённых волн (далее – МОВ) [8]. По III ОГ, приуроченному к известнякам в подошве валанжинского яруса, было выявлено локальное поднятие размерами 3,5 × 2,0 км с амплитудой порядка 20 м.

Особенно значимым моментом стало получение фонтанного притока газа с конденсатом из вулканогенно-карбонатных отложений среднего триаса в 1972 г., что стало основанием для активизации изучения триасового комплекса.

Результаты интерпретации 3D МОГТ

В 2019 г. на территории Южно-Жетыбайского месторождения компанией ТОО «БИДЖИПИ Геофизические услуги (Казахстан)» были проведены полевые 3D сейсморазведочные работы методом многоволновой глубинной томографии (далее – МОГТ). Работы охватили площадь в 25,87 км², что позволило значительно повысить разрешающую способность сейсмического моделирования в пределах изучаемой территории.

Целью проведения 3D сейсмических исследований являлось детальное изучение геологического строения юрско-меловых и триасово-палеозойских отложений. Особое внимание было уделено выявлению перспективных зон, уточнению структурных форм целевых горизонтов, а также оценке нефтегазоносности пород с целью последующего построения геологической модели залежей углеводородов (далее – УВ).

Обработку полученных сейсмических данных выполняло ТОО «Professional Geo Solutions Kazakhstan» (далее – PGS), которое занималось постсъемочной интерпретацией в 2020 г. Результатом комплексной обработки и анализа данных стало построение серии структурных карт по ключевым ОГ, включая I (подошва палеогеновых отложений), II (подошва сенон-туронских), IIa (подошва альбских), III1 (подошва готеривских), III (кровля юры), IV1 (репер в оксфорде), V1 (подошва нижнеюрских), а также глубинные горизонты – T₂a_bot (подошва анизийского яруса) и Т₁o_bot (подошва оленекского яруса) [9].

Дополнительно были построены карты продуктивных горизонтов Ю-II-А (Б, В), Ю-III, Ю-IV и до Ю-XII, что позволило проследить распространение потенциально продуктивных пластов по площади.

Географически район исследований включает как континентальные, так и прибрежные участки. Акватория Каспийского шельфа в пределах Юго-Западной части Мангышлака занимает свыше 55 тыс. км², включая территорию континентального склона и сопредельные зоны.

Геологическое строение месторождения

Южно-Жетыбайское месторождение расположено в пределах Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, которая представляет собой часть южного борта Южно-Мангышлакского прогиба (рис. 1). Район характеризуется сложным геологическим строением, проявляющимся в линейном развитии локальных антиклинальных поднятий, которые приурочены к определённым тектоническим линиям субширотного и северо-восточного простирания.

В структурном отношении Южно-Жетыбайская структура осложнена двумя локальными поднятиями: собственно Южно-Жетыбайским и Нормаульским. Оба поднятия ориентированы в субширотном направлении и вытянуты к юго-востоку.

На востоке Южно-Жетыбайское поднятие сочленяется с Актасским, а на западе его структура осложняется Кыздырским поднятием, которое формирует западную пологую периклиналь. С севера на юг в пределах ступени прослеживаются Узень-Карамандыбасская, Жетыбайская и Тенге-Тасбулатская антиклинальные линии, при этом Южно-Жетыбайская структура приурочена к наиболее погруженной Тенге-Тасбулатской линии.

Рисунок 1. Тектоническая схема Южного Мангышлака

Figure 1. Tectonic Map of South Mangyshlak

Тектонические особенности

Свод месторождения Жетыбай Южный представляет собой тектонически осложнённую структуру, которая сформирована системой продольных и поперечных разломов. Основные тектонические элементы, определяющие блоковое строение, включают разломы F1, F2, F3 и f1. Они формируют субпараллельные зоны с различными амплитудами и направленностью простирания.

По данным сейсмической интерпретации, нарушение F1 располагается в центральной части Южно-Жетыбайского поднятия и простирается параллельно разлому F2, имея амплитуду около 300 м. На западном фланге расстояние между ними сокращается, что указывает на сжатие структуры. Нарушение F3 представлено в виде высокоамплитудного разлома, ограничивающего продуктивную зону в южной части поднятия.

Ввиду отсутствия новых сейсмических материалов в районе Нормаульского поднятия для построения структурных карт на этом участке были использованы структурные карты из отчёта о работе сейсмопартии 4-5/67-68, проводившей в 1967–1968 гг. сейсмические исследования МОВ на площадях Каржау и Жанаорпа, а также скважинные данные. Выделенные на Южно-Жетыбайском поднятии тектонические нарушения были протрассированы на территорию Нормаульского поднятия согласно анализу несоотвествий характера насыщения скважинных данных.

В районе Нормаульского поднятия по данным интерпретации скважин 40 и 41 дополнительно выявлено малоамплитудное нарушение f3’, ранее не фиксировавшееся. Все эти тектонические элементы оказывали существенное влияние на формирование и экранирование залежей УВ.

Суммарные значения амплитуд по основным нарушениям представлены в табл. 1:

Таблица 1. Амплитуды тектонических нарушений по ОГ Т₂a_bot

Table 1. Fault throws, T₂a_bot horizon

Визуализация структурных форм представлена на рис. 2, где можно проследить развитие поднятий и взаиморасположение разломов по ОГ Т₂a_bot.

Характеристика ОГ Т₂a_bot

ОГ Т₂a_bot, соответствующий подошве анизийского яруса среднего триаса, играет ключевую роль в построении структурной модели и интерпретации тектонического строения месторождения. Анализ сейсмических материалов (рис. 2) показывает, что регион формирования Южно-Жетыбайского месторождения находился под воздействием интенсивных тектонических процессов, особенно в период осадконакопления нижнего триаса, отложения которого претерпели наиболее значительные деформации [1].

Рисунок 2. Интерпретация ОГ по Т₁а

Figure 2. Interpretation of the T₁a Reflective Horizon

а) структурная карта по ОГ Т₁a_bot (подошва анизийского яруса, 1967–1968 гг.) / Structural map of the T₁a_bot reflective horizon (base of the Anisian stage, 1967–1968); б) структурная карта по ОГ Т₁a_bot (Южно-Жетыбайское поднятие, PGS, 2020 г.) / Structural map of the T₁a_bot reflective horizon (South Zhetybay Uplift, PGS Kazakhstan LLP, 2020; в) структурная карта по ОГ Т₂a_bot согласно материалам обработки PGS, 2020 г. (Южно-Жетыбайское поднятие), материалам 1967–1968 гг. и скважинным данным (Нормаульское поднятие) / Structural map of the T₂a_bot reflective horizon based on PGS Kazakhstan LLP data (2020, South Zhetybay Uplift), 1967–1968 materials, and well data (Nоrmaul Uplift)

Согласно более ранним исследованиям, Южно-Жетыбайская структура по подошве анизийского яруса представляла собой относительно простое антиклинальное поднятие протяжённостью около 12 км и шириной около 2 км, с амплитудой около 400 м (рис. 2, а). Однако по результатам 3D сейсмической съёмки, выполненной в 2019 г., была существенно уточнена структурная поверхность подошвы анизийских отложений. Новые данные позволили выделить ряд взбросовых нарушений, ранее не фиксировавшихся, что в целом изменило представления о тектоническом строении горизонта.

Результаты комплексной интерпретации позволяют охарактеризовать структурный план как следствие действия компрессионных напряжений, приведших к формированию структуры «цветкового» типа в центральной части месторождения. Эта структура представлена чередующимися интрузивно приподнятыми и сдвигово-опущенными тектоническими фрагментами, разделёнными сетью разломов различной амплитуды и протяжённости. Внутренний свод складки значительно осложнён системой нарушений, характеризующихся не только повышенными амплитудами, но и малым расстоянием между тектоническими линиями, что свидетельствует о высокой степени тектонической активности. Особое внимание следует уделить разлому F2, осложняющему структуру с юга. Он существенно влияет на форму свода в пределах триасовых отложений. Южное крыло складки имеет более крутой угол наклона по сравнению с северным. Амплитуда сброса в районе Южно-Жетыбайского поднятия составляет порядка 300 м, а в пределах Нормаульского поднятия — около 350 м.

Нефтегазоносность горизонта Т₂В

Продуктивный горизонт Т₂В приурочен к отложениям анизийского яруса среднего триаса (Т₂an) и подразделяется на три литологические пачки – А, Б и В:

• пачки А и Б характеризуются либо отсутствием коллекторских свойств, либо выраженным глинистым заполнением порового пространства, что обусловливает их низкую продуктивность и водонасыщенность;
• пачка В имеет подтверждённую продуктивность и представляет наибольший интерес с точки зрения разработки. Она вскрыта рядом скважин, опробована, и из неё получены притоки нефти и газа.

Глубина залегания продуктивных интервалов горизонта Т₂В варьирует от 2931,9 до 3488,1 м, эффективная толщина пласта составляет от 7,2 до 41,2 м (в среднем 22,4 м). В южной части Южно-Жетыбайского поднятия, отсечённой от сводовой зоны разломом F3, установлена газоконденсатная залежь, а в пределах Нормаульского поднятия – нефтяная залежь.

Южно-Жетыбайское поднятие

В пределах Южно-Жетыбайского поднятия продуктивная часть залежи вскрыта тремя скважинами. В то же время зона отсутствия коллекторов, охватывающая основную часть свода, была вскрыта 13 скважинами: 26, 29, 30 и др.

Наличие коллекторов и продуктивность подтверждаются результатами опробования в скважине 39, где был получен приток газа с дебитом газа 24,7 тыс. м³/сут, конденсата – 2,88 м³/сут, до абсолютной отметки -3342,7 м.

По данным переинтерпретации геофизических исследований (далее – ГИС), подошва газонасыщенного пласта в скважинах 27 и 39 установлена соответственно на абсолютных отметках -3278,1 и -3343,2 м. Верхняя граница газоконденсатной залежи принята по данным скважины 39 на уровне -3343 м.

По характеру природного резервуара залежь является пластовой, сводовой, тектонически и литологически ограниченной с общей высотой около 74 м. Учитывая ограниченность вскрытия и влияние разломов, полное оконтуривание залежи затруднено.

Нормаульское поднятие

В пределах Нормаульского поднятия продуктивная часть залежи вскрыта семью скважинами. Зона отсутствия коллектора была зафиксирована в скважинах 24 и 37.

Промышленная продуктивность подтверждена опробованием четырёх скважин:

• скважина 12: притоки нефти и газа из интервалов 2987–2992 и 3002–3013 м (абсолютные отметки от -2838,3 до -2864,3 м);
• скважина 14: приток нефти с дебитом 23 м³/сут до отметки -2991,3 м;
• скважина 17: приток нефти из интервалов 3029–3032 и 3042–3046 м (отметки от -2878,9 до -2895,9 м), дебит 10,3 м³/сут;
• скважина 18: приток нефти до отметки -2902,9 м, дебит – 6,5 м³/сут.

Контакт «нефть – вода» по данным скважины 14 принят на абсолютной отметке -2985 м. Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически и литологически экранированная, её размеры составляют 3,2 × 1,3 км, высота – 135 м.

Таким образом, по результатам геолого-геофизических материалов, данных испытаний горизонта Т₂В и интерпретации 3D сейсмики была построена новая уточнённая структурная карта предполагаемого продуктивного горизонта Т₂В.

Результаты

Результаты настоящего исследования позволили внести следующие важные дополнения в научное понимание геологического строения Южно-Жетыбайского месторождения:

• впервые выполнена комплексная интерпретация 3D сейсмических данных, полученных в 2019 г., с последующим построением обновлённых структурных карт по ключевым ОГ, включая Т₂a_bot и Т₁o_bot;
• уточнена блоковая структура месторождения с детализацией тектонических элементов: были впервые зафиксированы малоамплитудные нарушения f1 и f3’, оказывающие влияние на характер распространения залежей и продуктивных зон;
• проведено сопоставление ранее полученных геофизических материалов (1967–1968 гг.) с новыми 3D данными (2020 г.), что позволило выявить отличия в морфологии структуры и пересмотреть представления о её амплитуде, форме и тектонических ограничителях;
• подтверждена промышленная продуктивность горизонта Т₂В как в газоконденсатной, так и в нефтяной части, на основе данных по притокам УВ в ряде скважин (12, 14, 17, 18 и 39);
• выделены перспективные участки для бурения и опытно-промышленной отработки, особенно в пределах Нормаульского свода и южной части Южно-Жетыбайского поднятия.

Рисунок 3. Структурная карта продуктивного горизонта Т₂В

Figure 3. Structural Map of the Productive T₂V Horizon

Заключение и предложения

Проведённый комплекс геолого-геофизических исследований, включая 3D сейсморазведку, бурение и интерпретацию ГИС и гидродинамических исследований, позволил существенно углубить понимание структуры горизонта Т₂В и подтвердить его продуктивность. В то же время остаются неоконтуренные участки, требующие доразведки.

На основании анализа полученных данных предлагается:

1. Провести дополнительные 3D сейсморазведочные работы в пределах Нормаульского поднятия, где сохраняется высокая степень геологической неопределённости.
2. Выполнить расширенный комплекс геофизических и гидродинамических исследований в скважинах, вскрывших перспективные интервалы.
3. Провести оперативный пересчёт запасов УВ по горизонту Т₂В с учётом уточнённой геологической модели.
4. Провести гидроразрыв пласта и опытно-промышленные испытания в скважинах с подтверждённой продуктивностью.
5. Организовать бурение новых поисково-разведочных скважин в пределах Южно-Жетыбайского и Нормаульского поднятий с целью оконтуривания залежей и последующего промышленного освоения.

Реализация указанных мероприятий позволит повысить точность прогноза залежей УВ и подготовить объект к следующей стадии – опытно-промышленной разработке.

Дополнительно

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Additional information

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Об авторах

А. А. Кожалакова

Автор, ответственный за переписку.
Email: a.kozhalakova@kmge.kz
ORCID iD: 0009-0000-7964-5538
Казахстан, Актау

Список литературы

Дополнительные файлы

Доп. файлы

Действие

1. JATS XML

Скачать

2. Рисунок 1. Тектоническая схема Южного Мангышлака

Скачать (157KB)

Метаданные

3. Рисунок 2. Интерпретация ОГ по Т₁а

Скачать (99KB)

Метаданные

4. Рисунок 3. Структурная карта продуктивного горизонта Т₂В

Скачать (201KB)

Метаданные