1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения

Стратиграфия.

В пределах структуры Амангельды вскрыты отложения верхней части нижне-среднего девона, верхнего девона (фаменский ярус), карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями мезокайнозоя.

Разрез верхней части нижне-среднего девона, условно относимый к фундаменту, вскрыт скважинами 1 и 102 и представлен грубообломочными и пестроцветными, крупнозернистыми, очень крепкими кварц-полевошпатовыми песчаниками (скважина 102) и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами. Максимальная вскрытая толщина составляет 557 м в скважине 102.

Фаменский ярус представлен красноцветной терригенной толщей: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями аргиллитов и конгломератов. Толщина отложений составляет 214 м в скважине 1 и 232 м в скважине 102.

Каменноугольные отложения представлены нижним отделом и нерасчлененным средне-верхним отделом.

Нижний отдел. Отложения представлены турнейским, визейским и серпуховским ярусами.

Отложения турнейского яруса со стратиграфическим несогласием перекрывают породы верхнего девона. Разрез представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с редкими прослоями доломитов и мергелей. На полную мощность отложения вскрыты в скважинах 1 и 102 и составляют321 м и 314 м, соответственно.

Визейский ярус литологически относительно выдержан. Нижний подъярус представлен сероцветными песчаниками и аргиллитами, с пропластками углей и обильным включением обуглившихся растительных остатков, которые вверх по разрезу сменяются аргиллитами с прослоями известняка. Толщина подъяруса составляет 76-95м. Верхний подъярус представлен, в основном, известняками, доломитами и мергелями с прослоями аргиллитов и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 283 м до 327 м.

Серпуховский ярус представлен известняками, доломитами, в верхней части - ангидритизированными аргиллитами. Толщина яруса составляет 134-159 м.

Отложения среднего-верхнего карбона представлены пестроцветной терригенной толщей. Толщина отложений изменяется от 377 м до 537 м.

Отложения перми представлены двумя отделами. Нижний отдел по литолого-фациальной характеристике подразделяется на две толщи: подсоленосную и соленосную. Верхний отдел выделен в составе надсоленосной толщи. Подсоленосная толща представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, часто с сульфатизированными включениями ангидрита. Горизонт подстилается толщей аргиллитов, которая представляет собой газоупор снизу. Толщина отложений изменяется от 242 м до 412 м. Кровля горизонта перекрывается соленосной толщей.

Соленосная толща представлена переслаиванием красноцветных сульфатизированных терригенных пород с прослоями галита. Толщина отложений изменяется от 211м до 495м. Надсоленосная толща верхней перми с угловым несогласием и размывом залегает на подстилающих отложениях соленосной толщи и представлены красноцветными окремненными алевролитами и сульфатизированными аргиллитами. Толщина отложений изменяется от 178 м до 346 м.

Мезо-кайнозойские отложения представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Толщина отложений изменяется от 256 м до 360 м.

Тектоника. В тектоническом отношении месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре, расположенной в восточной части Миштинского прогиба Моинкумской впадины.

Строение структуры изучено сейсморазведочными работами 2Д, 3Д и глубоким бурением.

Структура Амангельды представляет собой приразломную брахиантиклиналь северовосточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру с северо-востока, фиксируется сейсморазведкой как зона потери корреляции отложений от опорных горизонтов и прослеживается по всему разрезу.

По кровле нижневизейских отложений размеры структуры, по замкнутой изогипсе -1875 м, составляют 12 х 4 км, амплитуда - 200 м.

Характеристика продуктивных горизонтов.

Поисково-разведочными скважинами выявлена газоносность турнейских, нижневизейских, серпуховских и пермских отложений.

Турнейские отложения испытаны в шести поисково-разведочных скважинах. Приток газа дебитом до 3 тыс.м³/сут, получен только в скважине 6. Во всех остальных скважинах притоков не получили или получили слабый приток пластовой воды. Так как промышленных притоков газа не получено и площадь залежи незначительна, запасы газа по турнейским отложениям не подсчитывались.

В серпуховских отложениях коллекторы распространены только в сводовой части структуры, на крыльях они замещаются глинистыми известняками и сульфатами. Горизонт испытан в 5 поисково-разведочных скважинах. Промышленный приток газа получен только в скважине 1, после соляно-кислотной обработки дебит газа составил 17.3 тыс.м³/сут. В 2-х скважинах получили незначительные притоки газа (до 3 тыс.м³/сут) даже после кислотной обработки, в одной притока не получили, в одной получили приток фильтрата бурового раствора. В эксплуатационных скважинах серпуховские отложения испытаны в двух скважинах в процессе бурения, притоков не получили. Учитывая небольшие размеры залежи, запасы газа по ней не подсчитывались.

В пермских отложениях коллекторы развиты только в северо-восточной части площади, на остальной части они замещаются глинистыми породами. К пермским отложениям приурочена газовая залежь - азотно-гелиевая. В нижневизейских отложениях по данным опробования практически всех скважин установлена газоконденсатная залежь, которая является объектом промышленной разработки. Самая низкая отметка получения газа фиксируется в скважине 117, где при опробовании в открытом стволе получен газ до абсолютной отметки минус 1979,8 м (скважина наклонно-направленная). Учитывая, что скважина 117 наклонно-направленная и есть вероятность неправильной привязки к приведенной глубине, то нижнюю отметку получения газа в этой скважине при обосновании ГВК мы не учитываем. В скважине 5 приток газа получен до абсолютной отметки минус 1967,6м. В скважине 9 при опробовании получена пластовая вода с абсолютной отметки минус 1979,0м, по ГИС кровля водонасыщенного пласта фиксируется с отметки минус 1976,8м (таблица 1.1). В скважине 13 водонасыщенный пласт по ГИС фиксируется с отметки минус 1968,6 м.

Таблица 1.1 - Обоснование газоводяного контакта

Газоводяной контакт принят единым на абсолютной отметке минус 1968 м. Залежь газа по типу пластового резервуара пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 14,8 х 7,5 км, высота - 268,8 м.