Условия формирования зон нефтегазонакопления южной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции

• Автор: Кондратьев, Александр Николаевич
• Шифр специальности: 04.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1984
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 185 c. : ил

Глава I. Основные черты геологического строения и
истории развития региона
Глава II. Месторождения нефти и газа
Глава III. Условия формирования зон нефтегазонакопления
3.1. Современные представления о вертикальной зональности процессов нефтегазообразова-

3.2. Условия формирования залежей УВ:
3.2.1. в докунгурских отложениях
3.2.2. в мезозойских отложениях
3.3. Зоны нефтегазонакопления
Глава ГУ. Перспективы несЬтегазоносности и основные направления геологопоисковых работ на нефть и газ
Заключение
Литература
Решениями ХХУ1 съезда КПСС предусмотрено значительное усиление геологоразведочных работ в Прикаспийской впадине. Это в первую очередь касается ее южных районов, где формируется Астраханский территориально-производственный комплекс по добыче и переработке газа, конденсата и серы. На юге Прикаспийской впадины в подсолевых отложениях Астраханского свода и Каратон-Тен-гизской зоны поднятий открыты Астраханское газоконденсатное, Тенгизское нефтяное и Тажигалинское нефтегазовое месторождения, а в ее обрамлении в мезозойских породах Бузачинского свода -Каражанбасское, Северо-Бузачинское и Каламкасское нефтяные месторождения. Эти открытия подтверждают региональную нефтегазо-носность осадочного чехла южной части Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП) и показывают, что с ним могут быть связаны различные по фазовому состоянию залежи углеводородов (УВ).
Для дальнейшего эффективного проведения геологопоисковых работ в этом регионе необходимо научное прогнозирование новых зон нефтегазонакопления (ЗНГН) и новых нефтегазоносных комплексов (НТК) с определенным типом флюидальных систем. Подобный прогноз нефте-газоносности может быть осуществлен на базе анализа условий формирования выявленных зон преимущественного нефте- и газонакопле-ния. Это предопределяет актуальность данного исследования.
Целью работы являлось уточнение направлений поисков залежей нефти, газа и газоконденсата на основе изучения условий формирования зон преимущественного нефте- и газонакопления южной части Прикаспийской НГП.
Основные задачи исследования включали в себя:
I. Уточнение геологического строения и истории развития крупных положительных структурных элементов как основы для выде-

ления ЗНГН.
2. Определение пространственно-временных соотношений процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, выявление основных очагов генерации УВ, уточнение положения установленных и прогноз новых ЗНГН, изучение условий формирования зон преимущественного нефте- и газонакопления.
3. Уточнение направлений геологоразведочных работ и поисков новых зон преимущественного нефте- и газонакопления.
4. Локальный прогноз нефтегазоносности в верхней части карбонатного разреза Астраханского свода и Каратон-Тенгизской зоны поднятий на основе анализа строения ловушек в трехслойном резервуаре.
Научная новизна работы состоит в следующем. На основе детальных палеотектонических и палеогеотермических реконструкций проанализирована направленность процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления во времени и пространстве. Для подсолевых отложений юга Прикаспийской впадины подобный анализ впервые проведен с учетом глубоководной модели ее развития и дополнен расчетами масштабов газовыделения из пластовых вод при восходящих неотектонических движениях. Это позволило уточнить пространственно-временные взаимоотношения между очагами генерации УВ и ЗНГН, обосновать причины преимущественной газоносности Астраханской зоны газонефтенакопления (ЗГНН) и нефтеносности Каратон-Тенгизской и Бузачинской ЗНГН. С учетом термобарических условий недр и интенсивности неотектонических движений прогнозируются новые зоны преимущественного газонакопления (Мынтобинская, Бай-чунасская) и нефтенакопления (Северо-Каспийская, Северо-Бузачин-ская).
Впервые для юга Прикаспийской впадины ангидриты Филиппов-

ся песчано-алевритовые породы. Средние значения пористости 17-21/, проницаемости 20-350 :дЦ. По характеру насыщения залежи газовые, газонефтяные, нефтегазовые, газоконденсатные и нефтяные. По типу залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. Глубины их залегания 2200-2400 м. Юрские залежи разведаны и находятся в эксплуатации.
Юрские нефти Прорвинской группы месторождений имеют плотность 0,82-0,89 г/см3, вязкость 4-17 сСт; содержат: до 1,9% серы, до 16/ асфальтово-смолистых веществ, 0,95-5,75/ парафина.
По углеводородному составу они относятся к метаново-нафтеновому типу (нафтеновых УВ 50-80/, метановых 30-40/, ароматических 8-14/). Свободный газ характеризуется преимущественно метановым составом (89-91/).
В верхнетриасовом продуктивном комплексе мощностью 320-400 м выделяются четыре преимущественно песчаные и три глинистые пачки (рис.7). Мощность последних варьирует от 25 до 55 м, а первых - от 30 до 100 м. Скопления нефти и газа связаны с проницаемыми песчаными горизонтами мощностью от 5 до 30 м, которые в составе выделенных песчаных пачек чередуются с плотными глинистыми песчаниками. Всего установлено семь проницаемых горизонтов, они достаточно уверенно прослеживаются по площади Прорвинской группы месторождений. Промышленные притоки нефти и газа получены в 5 горизонтах. Коллекторами являются мелко- и среднезернистые песчаники с пористостью 15-20/. Продуктивные горизонты отличаются высокими дебитами нефти и газа. В скв.П и 68 на площади Восточная Прорва дебиты нефти достигали 50-120 м3/сут. через 9 мм штуцер. На Западной Прорве и Актюбе помимо нефти получены промышленные притоки газа и конденсата. По типу залежи пластовые сводовые, тектонически экранированные. Нефти характеризуются