Оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) (стр. 11 )

Надсолевой комплекс, охватывающий отложения верхней перми, мезозоя и кайнозоя, погружается в южном и юго-восточном направлении. Строение надсолевого комплекса прослеживается по отражающим горизонтам III и V, по  подошве меловых и юрских отложений соответственно. В общем региональном плане отмечается погружение горизонтов III и V в южном направлении, но, под влиянием соляного тектогенеза, надсолевые отложения осложнены большим количеством разрывных нарушений.

Ниже приводится описание геологического строения по основным отражающим горизонтам структур наиболее перспективных для постановки поискового бурения.

Структура Ансаган представляет собой две карбонатные постройки – ловушки, расположенные одна над другой. Нижняя – в карбонатном комплексе верхнего девона – нижнего карбона. Покрышкой ее является терригенная толща нижнего карбона, разделяющая две постройки. Верхняя – в терригенно-карбонатном комплексе карбона – нижней перми. Покрышкой ее является нижнепермская (артинская) терригенная толща. Благоприятным фактором служит наличие вышележащей соленосной толщи кунгура. Структура непосредственно прилегает к месторождению нефти Тенгиз с востока.

Проведенными работами установлено, что структуры Ансаган, Тенгиз Восточный и Тенгиз представляют единое целое по поверхности карбонатов верхнего девона – нижнего карбона.

Самый нижний отражающий горизонт П3, поверхность терригенного (до) девонского комплекса (Д2) в районе в целом полого погружается с северо-запада с глубины -7200 метров до глубины -8600м на востоке.

Вышележащий отражающий горизонт ПС (поверхность карбонатной толщи верхнего девона) образует собственно структуру Ансаган – сложно построенную приподнятую зону, оконтуренную незамкнутой изогипсой -5800 метров. Западная периклиналь структуры Ансаган по горизонту ПС через седловину переходит в массив Тенгиз.

Отражающий горизонт П2 (поверхность терригенной толщи нижнего карбона) залегает на глубинах 5200-5500м и по изогипсе -5400м образует структурный нос, протягивающийся на восток от месторождения Тенгиз до восточной периклинали структуры Ансаган.

По отражающему горизонту С1 (поверхность терригенно-карбонатной толщи карбона – нижней перми), залегающему на глубинах 4800-5300 метров, структуре Ансаган соответствует антиклинальный перегиб треугольных очертаний, оконтуренный изогипсой -5000м. Размеры 10х6 км, амплитуда 250м, простирание широтное с выгибанием на юг. Сводовая часть осложнена двумя вершинами, оконтуренными изогипсами на западе -4800м, на востоке -4850м.

По вышележащему отражающему горизонту П1 структура Ансаган практически не выражена.

Полученные 3Д сейсмические данные 2003 года четко указывают на то, что структура Ансаган представляет собой девонскую карбонатную постройку. Постройка выражена отчетливо. Покрышки – артинские алеврито-глинистые породы мощностью более 600 метров и кунгурская соль, которые являются надежной вертикальной и боковой покрышкой.

Соленосная толща кунгура в районе повсеместно сложена галитом с прослойками ангидрита.

Сиквенс-стратиграфическая интерпретация данных от Тенгиза до Ансагана указывает, что последняя включает только девонские, турнейские и нижневизейские циклы, что подтверждает данные об уменьшении диаметра Тенгизской платформы в девонское время, обнаруженное по данным бурения. В то же время, остатки верхневизейских-среднекаменноугольных отложений присутствуют на Ансагане, просто слишком глубоководные условия подавляли рост карбонатов, в то время как на Тенгизе и Королеве продолжался активный их рост.

В результате переобработки и переинтерпретации сейсмических материалов прошлых лет отделом геологоразведки ТОО «Тенгизшевройл» в 2001 году, были выявлены новые структуры Максат и Улан, которые удалены от поднятия Ансаган соответственно на юг и на север.

На профилях, отработанных 70-90 гг., структура Максат не была четко оконтурена на картах, так как крайне мало изучалась и анализировалась.

ТОО «Тенгизшевройл» закартировал данный перспективный участок в 2001 году. Компания «ЭксонМобил» также закартировала участок Максат и рассматривает его как перспективную площадь, которая выполнена одновозрастными или несколько более древними породами по сравнению с площадью Ансаган. Структура Максат представляет собой несколько удлиненную карбонатную постройку, вытянутую с севера на юг. По отражающему горизонту Д3fmструктура оконтуривается по изогипсе -6200м и имеет амплитуду около 400м. Площадь структуры по данной изогипсе составляет 46 км2.По отражающему горизонтуС2bструктура выполаживается, превращаясь по горизонту  П1в моноклиналь с падением на север. Соленосная толща в центральной части структуры Максат становится наиболее мощной и достигает 600 метров. Вдоль крыльев структуры мощность соли колеблется от 300 до 400 метров.

Структура Огай представляет собой брахиантиклиналь, выделяемую по отражающим горизонтам Д3fm и С2b, большая часть которой расположена за пределами контрактной территории.  По отражающему горизонту С2b структура оконтуривается по изогипсе -5300м и имеет амплитуду порядка 200м, площадь структуры в пределах контрактной территории составляет 32 км2.

Подсолевая структура Пустынная, выявленная по сейсмическому отражающему горизонту П1 по замкнутой изогипсе  -3650 м,  представляет собой небольшую пологую антиклинальную складку, вытянутую в северо-восточном направлении. Углы падения пластов на южном крыле 5-60, на северном до 9-100, а на восточном и западном замыкании 2-30. Размеры структуры в пределах указанной изогипсы 7х2 км, амплитуда 100м. По отражающему горизонту С2b структура оконтуривается по изогипсе -3800м и имеет амплитуду порядка 200м, площадь структуры составляет 15 км2. По отражающему горизонту Д3fm структура оконтуривается по изогипсе -4700м, площадь структуры сохраняется, а амплитуда увеличивается  до 350м.

Локальная структура Тажигали по сейсмическому отражающему горизонту П1, отвечающему подошве соленосной толщи кунгура, представляет собой антиклинальную складку субмеридионального простирания, осложненную двумя локальными куполообразными поднятиями, абсолютная отметка на своде составляет -3700 м. По отражающему горизонту С2b структура оконтуривается по изогипсе -3800м и имеет амплитуду порядка 200м, площадь структуры составляет 10 км2. По отражающему горизонту Д3fm структура оконтуривается по изогипсе -4700м, площадь структуры сохраняется, а амплитуда уменьшается  до 100м.

2.2.4.  Нефтегазоносность

В нефтегазоносном отношении площадь работ расположена в пределах Прикаспийского нефтегазоносного бассейна (Рис.2.2.2.). Стратиграфический диапазон нефтегазоносности охватывает палеозойский и мезозойский комплекс пород. Перспективы нефтегазоносности подсолевого комплекса отложений Прикаспийской впадины в настоящее время являются общепризнанными.  Получено достаточное количество данных, указывающих на высокие потенциальные ресурсы этой мощной части осадочного чехла, охватывающей породы почти всего палеозоя. К ним следует отнести региональную нефтегазоносность нижнепермских, каменноугольных и девонских отложений.

Перспективы нефтегазоносности подсолевых отложений контрактной территории ТОО «Фирма Алмэкс Плюс» подтверждает наличие в их разрезе залежей нефти, обнаруженных на ряде площадей Южно-Эмбинского поднятия - газонефтяное месторождение Тортай и Приморского свода - нефтяные месторождения Тенгизское, Королевское.

Непосредственно в районе работ промышленно нефтегазоносные карбонатные породы девона, нижнего и среднего карбона (Тенгиз, Королевская). Коллекторами являются известняки кавернозно-поровые, трещиноватые.

Тенгизское месторождение приурочено к карбонатным отложениям верхнедевонско-каменноугольного возраста.

Рис.2.2.2.  Схема нефтегазоносности подсолевого комплекса южной части Прикаспийской впадины.

Продуктивен весь вскрытый подсолевой разрез (до глубины 5450 м), сложенный карбонатными фациями в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего девона до башкирского яруса среднего карбона. Залежь массивного типа. Покрышкой служат карбонатно-глинистые отложения артинского возраста и гидрохимические отложения кунгура. Дебит нефти на месторождении достигают нескольких сотен м3/сут, нефть легкоподвижная, плотность равна 0,805 г/см3. Содержание сероводорода около 13%. Содержание газа 0,79%. Газ включает метана 70,21 %, этана – 10,54 %, пропана – 7,45 %, серы – 19,8% (Отчет о работах сейсмической партии № 8/86 …,1988).

Аналогичные свойства характерны для нефти Королевского месторождения.

На площади Ансаган при испытании скважины 1 (интервал перфорации 5598-5608, 5586-5596м) был получен приток нефти с расчетным дебитом до 450т/сут. Пробы пластового флюида отличались низким (по сравнению с Тенгизом) содержанием сероводорода (5,3%), высоким значением газового фактора (1348,23м3/м3), низким значением С7+ и низкими значениями плотности (0,78г/см3), что позволяет предположить, что пластовый флюид является конденсатом.

В пределах рассматриваемой площади прямые признаки нефтегазоносности в разрезе подсолевого комплекса получены на площадях Пустынная и Тажигали.

В пределах структуры Тажигали четыре скважины вскрыли подсолевой комплекс. Пробуренная глубокая скважина №13 Тажигали, заданная на погружении северо-восточного крыла, вскрыла верхнеартинские отложения и верхнюю часть каменноугольных отложений. На глубине 3819м (забой) произошло интенсивное нефтегазопроявление. Первоначально скважина работала чистым газом с дебитом около 600 тыс. м3/сут., затем газом, водой с признаками нефти. Со временем количество нефти стало возрастать, достигнув 60-70 м3 в сутки. Нефть плотностью ρ=0,859 г/см3, динамическая вязкость при 20°С составила 10,2 мПа*с, при 50°С – 3,7мПа*с. Застывала при температуре +6°С, начинала кипеть при 88°С, до 200°С в ней выкипало 10% об. фракции, до 300°С – 50% об. Нефть характеризовалась как парафинистая (6,5% мас. парафина) и содержала 3,0% смол, 0,595 мас. асфальтенов с содержанием сероводорода в газе до 17 % (Отчет о работах сейсмической партии № 8/86…,1988).