По особенностям развития и структурной выраженности в солянокупольном структурном этаже намечаются три структурных яруса: кунгурско-триасовый, юрско-палеогеновый и верхнеплиоценово-четвертичный.
Кунгурско-триасовый структурный ярус в значимой мере особенностями собственного строения должен проявлениям соляной тектоники. В бортовых частях соляные купола имеют ориентировку параллельно бортам.Соляная тектоника существенно осложнила и затушевала региональный структурный план кункурско-триасового яруса, но не переработала его на сто процентов.Юрско-палеогеновый структурный ярус с резким угловым несогласием залегает на образованиях кунгурско-триасового яруса. Соляная тектоника в рассматриваемом комплексе проявилась наименее интенсивно, чем в подстилающем структурном ярусе. По мере удаления от бортовых зон происходит повышение мощности соли и, как следствие этого, увеличивается активность соляного тектогенеза. Тут формируются большие соляные гряды и массивы, соединенные соляными перешейками. Гряды связаны с межгрядовыми прогибами. Сочетание гряд и прогибов делает ячеистый нрав солянокупольной структуры. Протяженность гряд добивается 100 км и поболее, ширина – 15-25 км. Более интенсивно соляной тектогенез проявился в Центрально-Прикаспийской депрессии.
Соляной тектогенез тут проявился пассивно, соляные штоки залегают глубоко, выше три тыщи м. Последнее обосновано маленькой мощностью соли. В связи с этим формировались поднятия с низкими соляными штоками, разобщенные меж собой межкупольными мульдами, из которых соль фактически отжата вполне и верхнепермские отложения залегают конкретно на нижней сульфатно-терригенной пачке кунгурского яруса.
Соляные купола всераспространены как в границах поднятий, так и в прогибах.
Плиоценово-четвертичный структурный ярус залегает с резким угловым и стратиграфическим несогласием на подстилающих породах от кунгура до палеогена включительно. Соответствующей особенностью его является низкая степень дислоцированности пород. Углы падения пород обычно меньше 1˚. Соляная тектоника проявилась некординально. Только в ряде районов (г. Богдо) соленосные отложения кунгура прорывают стопроцентно плиоценово-четвертичные отложения.
Скифско-Туранская платформа состоит из Скифской и Туранской плит с герцинским складчатым основанием. Более увлекательным для нас является кряж Карпинского, структурный элемент первого порядка, расположенный в границах эпигерцинской Скифской плиты. Он размещен над верхнепалеозойским наложенным прогибом, включающим на западном продолжении Донбасс. Фундамент сложен дислоцированными и метаморфизованными породами верхнего палеозоя, представленными сильной (10000-11000 м) толщей аргиллитов, песчаников, алевролитов, сланцев. В осадочном чехле многие исследователи выделяют доплитный и ортоплатформенный комплексы. К доплитному комплексу отнесены пермско-триасовые отложения, залегающие меж фундаментом и ортоплатформенным чехлом.
Набросок 1.1. Структурно-тектоническая схема Астраханского свода.
По современным прогнозным оценкам подсолевой структурно-тектонический комплекс отложений содержит самые большие ресурсы нефти и газа. На местности юго-западной части Прикаспийской впадины признаки нефтегазоносности комплекса установлены в границах Астраханского свода в широком возрастном интервале от среднего девона до нижней перми. Во вскрытом глубочайшим бурением подсолевом разрезе можно выделить три региональных нефтегазоносных комплекса: среднедевонско-нижнефранский, верхнефранско-нижневизейскийи верхневизейско-башкирский [7].
При опробовании филипповских отложений наибольший приток газа дебитом 100 20 тыс.м 3/ сут и нефти дебитом 100 м 3/ сут на восемь мм диафрагме получен из эксплуатационной скважины 313, несколько наименьший приток - из скажины 431. Плотность нефти в различных скважинах колеблется от восемьсот двенадцать кг/ м3 до девятьсот 40 5 кг/м3. Среднее содержание парафина – девять % , серы - 0,83 %, смол - 9,8%, асфальтенов – 0,3%.
Верхнефранско-нижневизейский комплекс представляет собой сильную карбонатную толщу, перекрытую глинистыми и глинисто-карбонатными отложениями тульского и бобриковского горизонтов визейского яруса. В первый раз признаки нефтегазоносности комплекса установлена на Астраханском своде в Володарской скв.2. В процессе бурения скважины при забое 5 тыщ девятьсот шестьдесят один м из интервала 5570-5961 м (более точно не установлен) в отложениях верхнего девона получен приток нефти. Плотность нефти 861-876 кг/ м3 (по данным анализов), содержание серы 0,29 % , парафинов 22,7 %, температура застывания 30 один 0С. В скв. Правобережная один были опробованы в процессе бурения верхнедевонские карбонатные отложения в интервале 5458-5608 м, характеризующемся наличием коллекторов с пористостью до 10,5 %. по результатам опробования получен приток газа расчетным дебитом 100 40 два тыс. м3/ сут.
Верхневизейско-башкирский карбонатный нефтегазоносный комплекс на Астраханском своде представляет в большей степени органогенными известняками пористыми, пористо-кавернозными, трещинными. Региональной покрышкой служат плотные аргиллиты сакмарско-артинского возраста. Промышленная нефтегазоносность отложений комплекса установлена открытием уникального Астраханского газоконденсатного месторождения, Алексеевского и Табаковского газоконденсатных месторождений. Признаки нефти и газа отмечены также на северной и западной периферии свода на площадях Георгиевская, Харабалинская, Заволжская, Давно ожидаемая, Правобережная и другие.
Данный комплекс характеризуется наличием АВПД в залежах с коэффициентом аномальности до 1,54, невыдержанностью фильтрационно-емкостных параметров по площади и глубине, высочайшим содержанием кислых компонент. Так, в продуктивном разрезе Астраханского ГКМ в большинстве изученных разрезов скважин коллекторы владеют пористостью 6-15 %, их проницаемость изменяется от 0,01*10-3 мкм2 до 42,2 *10-3 мкм 2. Среднее содержание сероводорода в пластовой консистенции составляет 24%, углекислого газа 12,5 %.
Нефтегазоносность отложений кунгурского яруса связывается с пластово-, или линзообразно залегающими карбонатно-сульфатно-терригенными пропластками. Практический энтузиазм представляет нижняя часть разреза, сложенная сульфатно-карбонатными породами филипповского горизонта. При бурении поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на Астраханском своде зафиксированы бессчетные нефтегазопроявления , а в отдельных скважинах получены притоки газа и нефти. 1-ые нефтепроявления получены в Пионерской скв.1, Воложсковской скв.1, Заволжской скв.3. Прямые признаки нефтегазоносности в виде малозначительных межколонных притоков нефти, разгазирования бурового раствора, завышенных показаний по газовому каротажу либо пропитанному нефтью керна получены в разведочных скважинах 1,8,14,16,26,32,43, также в 23-х эксплуатационных скважинах Астраханского ГКМ.В терригенной части разреза среднедевонских отложений скважины Девонская два отмечено активное газопроявление с глубины 6 тыщ 500 восемнадцать м. По промыслово-геофизическим данным отмечается наличие маломощных проницаемых пропластков песчаников с пористостью 11-16 % и известняков с пористостью до 10 %. Подразумевается,что покрышкой для коллекторов комплекса могут служить перекрывающие их глинисто-алевролитовые отложения живетского яруса среднего девона. На данном шаге изученности нрав насыщения и степень продуктивности среднедевонско-нижнефранских отложений не выяснены и нуждаются в предстоящем исследовании. Пористость пород –коллекторов по данным акустического каротажа 3-6 %, изредка добивается 11%.
Комментариев нет:
Отправить комментарий