Месторождение Амангельды

 

Содержание

Введение           3

1.Орогидрография         4

2. Геолого - геофизическая характеристика района    6

3. Стратиграфия          12

3.1. Коллекторские свойства продуктивных толщ, газонасыщенность

4. Тектоника          19

5. Характеристика нефтегазоносных залежей     21

5.1. Качество газа

5.2. Степень разведанности  месторождения

Заключение          23

Список использованной литературы      24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Месторождение Амангельды находится в пределах Мойынкумского  района Жамбылской области республики Казахстан в 170 км  к северу от города Жамбыл. Географически оно расположено в юго-западной части песков Мойынкум, которые в рассматриваемом районе занимают междуречье Шу и Таласа, с юго - запада к ним примыкает предгорная равнина Малого Каратау, являющегося ветвью Большого Каратау.

Запасы газа всех залежей (в том числе азота и гелия  в пермской залежи) в 1981 году утверждены в ГКЗ СССР. После утверждения  в ГКЗ СССР пробурены и испытаны скважины 17 и 18 Амангельды. С 1982 года по настоящее время месторождение Амангельды находится в эксплуатации (рисунок 1.1).

С учетом выявленных запасов, месторождение Амангельды имеет  перспективы роста объемов газодобычи в последующие 20 лет до  0.7 - 1.0 млрд куб. м в год. Первый факел голубого топлива на месторождении вспыхнул 14 декабря 2001 года.

Запасы Амангельдинской  группы месторождений оцениваются  в 25 млрд куб. м газа.

Интерпретация диаграмм приведенная в данном проекте  проведена только в терригенных  отложениях, несмотря на то, что на данной площади выявлены и карбонатные отложения.

Поисково детальной сейсморазведкой  в конце 60-х годов выявлена структура Айракты, а в последующие годы структуры Жаркум, Амангельды, Малдыбай, Анабай, Кашкинбай, введенные в глубокое поисковое бурение. В результате работ в 1971 году выявлено месторождение газа Айракты, в 1973 промышленный приток газа получен на структуре Жаркум.

Структура Амангельды выявлена в 1969 - 1970 годах и изучена сейсморазведкой МОВ в 1972 - 1974  годах. Месторождение открыто в 1975 году, получен промышленный приток углеводородного газа при испытании в открытом стволе из отложений нижнего визе. В период 1976 - 1982 годах Южно Казахстанской нефтеразведочной экспедицией произведено глубокое поиково - разведочное бурение для подсчета запасов углеводородного газа и подготовке месторождения к разработке. Залежь  углеводородного - азотного газа с промышленным содержанием  гелия изучена и разведана бурением структурно - поисковых скважин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Орогидрография

Источниками водоснабжения  непосредственно на площади месторождения являются колодцы и артезианские скважины, уровень воды в которых находится на глубине 10 - 20 м от устья.

В 70-е годы региональные геофизические работы отдельными профилями  МОГТ сопровождались бурением профильных структурных скважин, установивших площадь развития и со cпенозной толщи перми - регионального газоупора.

Для всех продуктивных горизонтов месторождения Амангельды характерно развитие коллекторов в пределах газоносных полей и их выклинивание в зоне ГВК за счет вторичного цементирования порового пространства гранулярных пород с потерей ими проницаемости.

В связи с этим изучение гидрохимического состава пластовых вод и определение гидростатических напоров непосредственно газоносных горизонтов становится затруднительным и практически невозможным. На месторождении Амангельды минеральный состав и величина минерализации пластовых вод продуктивных горизонтов уверенно оценены по результатам изучения пластовых вод водоносных горизонтов, приуроченных  к отложениям подстилающим и разделяющим продуктивные толщи.

Неогеновый водоносный горизонт приурочен к слоям сцементированных песчаников в слоях неогена (мощность до 15 м) подстилающая глинами олигоцена, и  перекрыт суглинками верхней части неогена. Он развит непосредственно и установлен на месторождении Амангельды.

Верхнепермский водоносный горизонт представлен песчаниками  в основании надсоленосной толщи верхней перми и перекрыт аргиллитами этой же толщи.

Средневерхнекаменоугольный-нижнепермский  водоносный горизонт приурочен к слоям пористых песчаников среднего и верхнего карбона, а также к трещиноватым породам нижней перми. Он перекрывается соленосной толщей нижней перми и подстилается толщей аргиллитов, мергелей с прослоями известняка и ангидрита Башкирского и верхней части Серпуховского ярусов.

Нижний каменноугольный  водоносный комплекс повсеместно характеризуется хлоридно - натриевым типом вод по классификации А.В. Сулина.

Средневизейский водоносный горизонт представлен прослоями  мелкообломочных, пористых и трещиноватых известняков в средней части глинисто- карбонатной толщи визейского яруса. Коллекторы локализованы в западной части Мойынкумской впадины (на площади Жаркум, Амангельды и Анабай), в том числе, на структуре Анабай содержат залежи газа, а на месторождении Амангельды являются водоносными. Пластовые воды изучены на месторождении Амангельды в скважинах 1 и 2. Пластовые воды этого горизонта насыщены растворимым углеводородным газом.

Нижневизейский горизонт представлен прослоями песчаников, перекрыт пачкой переслаивающихся аргиллитов, ангидритов и известняков и содержит залежи газа на месторождении Амангельды, Айракты, Жаркум, Модыбай и Анабай. Пористые песчаники на площади месторождений, в пределах Мойынкумской впадины и смежных с ней районов развиты локально, замещены в зоне ГВК непроницаемыми породами, в связи с чем в законтурных скважинах притоки пластовой воды не получены или настолько незначительны, что  испытания на приток оказались невозможными.

Значительный приток на месторождении  Амангельды из нижневизейского продуктивного горизонта получен в скважине 9, дебитом 5.2 м³/сут. Пластовая вода нижневизейского горизонта по результатам анализов воды в скважине 9 имеет минерализацию 242 г/л. По классификации В.А. Сулина представляет собой расколы хлоридно - кальциевого типа.

Водонасыщенная линза  пористых песчаников вскрыта скважиной 6 у северо-западной крыльевой части структуры. Пласт вскрыт ниже отметки ГВК этих залежей и дал приток пластовой воды, имеющей при таком же солевом составе значительно более высокую величину минерализации 317 г/л, по сравнению с минерализацией подстилающего водоносного горизонта турне и перекрывающего в верхней части нижнего визе.

Разрез среднего-верхнего палеозоя расчленяется на преимущественно лагунно-морские отложения фамена-нижнего карбона и внутриконтинентальные  среднего верхнего карбона перми, которые представляют два водоносных комплекса, отличающихся гидрохимическим составом пластовых вод. По результатам  ранее проводившихся исследований выделяют следующие водоносные горизонты:

- водоносный горизонт среднеэоценовых отложений;

- неогеновый водоносный  горизонт;

- средневерхнекаменноугольный  -нижнепермский водоносный горизонт;

- верхнепермский водоносный  горизонт;

- средневизейский водоносный  горизонт;

- нижневизейский водоносный  горизонт.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Геолого - геофизическая характеристика района

Мойынкумская впадина, как структура первого порядка  Шу  Сарыскумской депрессии  занимает обширную территорию на ее юго-востоке. В строении впадины по литолого-фациальным и структурным особенностям участвуют три резко отличных друг от друга структурных этажа: нижний –

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1 -  Обзорная карта района работ

 

 

 

 

 

 

складчатый фундамент, средний - квазиплатформенный  чехол. В строении фундамента участвуют метаморфические интрузивные и осадочно - вулканогенные образования до палеозоя и нижнего палеозоя (рисунок 1.2).

Верхняя газоносная часть  разреза представлена переслаиванием серых мелко-, средне- и крупно зернистых аркозовых и полимиктовых песчаников на глинисто - карбонатным цементе порово - пленочного и базальтового типов и темно-серых, черных, углистых  плосчатоосколочных аргиллитов с обилием обуглившегося растительного детрита, особенно по плоскостям напластования. Для верхней части разреза характерны прослои известняка и доломита. Известняки темно серые, пелитоморфные, местами доломитизированные, с редкими следами мелкой морской чешуи. Общая мощность подъяруса в пределах месторождения колеблется от 70 до 85м.

Средневерхневизейский подъярус  представлен, в основном, карбонатными отложениями – известняками, доломитами и мергелями с прослоями черных аргиллитов и серых алевролитов, преобладающих в верхней части разреза.  Известняки органогенные, реже мелкокристаллические массивные с частыми текстолитовыми швами, прослоями (0 - 8 м)  более плотных, белых микрокристаллических ангидритов. В основании разреза имеется пласт ангидрита мощностью 5 - 12 м, представляющий верхний газоупор газовой залежи нижневизейского возраста. В средней части разреза отмечается 4 пласта  доломитовых и известковых песчаников, содержащие пластовые воды.

Общая мощность средневерхневизейского подъяруса изменяется от 240м до 320м. С ангидритами и известняками в основании связан отражающий горизонт.

Серпуховский ярус (С₁s) сложен, преимущественно, известняками и доломитами в нижней части, сульфатизированными аргиллитами и редко алевролитами в верхней части. Известняки серые, темно серые до черного, плотные, очень крепкие, органогенные, местами трещиноватые, трещины субвертикальные, с включением ангидритов в виде гнезд. Аргиллиты черного цвета, плотные, тонкослоистые с включением фауны, в нижней части известняков в скважинах № 1, 4, 6 и 11 установлен горизонт газоносных коллекторов, мощность толщи 130 - 150 м, в кровле известняков яруса прослеживается отражающий горизонт III_к.

Средневерхний карбон (С₂₊₃). Толщина всех подразделений нижнего карбона увеличивается к северо-востоку от структуры Амангельды (на площадях структур Анабай, Саякпай, Молдыбай) и сокращается к юго-западу в направлении к Коскудук - Норбайcкому валу. Выше толщина представлена красноцветными породами - равномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов.

Обломки пород представлены эффузивными породами нижнего- среднего девона c очень низкой степенью сортировки, в кровле прослеживается отражающий горизонт.

Верхний девон - (фаменский  ярус) - Д₃fm. Отложения верхнего девона вскрыты на полную мощность только в скважине №1 и представлены крас-

 

 

 

 

Рисунок 1.2 - Мойынкумская впадина

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ноцветными терригенными породами: песчаниками и гравелитами с маломощными прослоями (5 - 6 см) аргиллитов c плохой сортировкой материала, толщина 214 метров.

Нижний карбон - С_1.

Турнейский ярус (С₁t)    залегает в отложениях верхнего девона со стратиграфическим несогласием через базальную пачку гравелитов и песчаников с включением хорошо окатанной гальки, нижняя часть разреза представлена пестроцветными песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Керновым материалом разрез изучен на соседней структуре Айракты. В средней части разреза в подчиненном количестве присутствуют прослои алевролитов и залегает один пласт мощностью 18 м миндалекаменных сопессартитов, верхняя часть разреза представлена темно-серыми и пестроцветными аргиллитами с прослоями мелко-, тонко- и среднезернистых полимиктовых песчаников на кремнистом и глинистом цементе. В тонкослоистых аргиллитах встречаются  обуглившиеся растительные остатки. Мощность турнейского яруса составляет 321 м.

Визейский ярус (С₁V) вскрыт всеми глубокими скважинами и представлен тремя подьярусами - нижневизейским, средневизейским и верхневизейским. Границы ярусов условные, фаунистические четко неохарактеризованы.

Однако нижневизейский подъярус литологически отличается от вышележащих и на каротажных диаграммах отбивается по подошве ангидритов среднего визе. Средний и верхневизейский подъярусы ни литологически,  ни по другим признакам четко не расчленяются, поэтому их описание, как и стратификация приводится объединено.

Нижневизейский подъярус (рисунок 1.3) представлен терригенными отложениями серой и темно-серой окраски, основание подъяруса сложено темно-серыми аргиллитами,  глинистыми песчаниками со слоями и линзами углей, с обилием обуглившегося растительного детрита по плоскостям напластования и гнездами мелкокристаллического пирита. Общая их мощность равна 50 - 52 м. Аргиллиты в нижней части являются газоупором снизу для газовой залежи, находящейся в верхней части подъяруса.

Средний структурный  этаж по отношению к нижнему является наложенным, в значительной мере, переработан в результате позднее- палеозойских глыбово-блоковых подвижек фундамента. Он сложен терригенными, галогенными и карбонатными образованиями девона, карбона и перми. От подстилающих пород фундамента отложения отличаются менее выраженной уплотненностью и залегает на них с размывом и стратиграфическим несогласием. С вышележащими, типично платформенными отложениями они контактируют с угловым несогласием и значительным стратиграфическим перерывом.

Верхний структурный  этаж сложен полого залегающими, преимущественно терригенными породами морского и континентального происхождения, объединяющим верхнее-меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения с мезозойской корой выветривания в основании.

  - изогипсы  по кровле нижневизейского подъяруса  по данным бурения

- линия разлома  по данным сейсмики

     - глубокие поисковые и разведочные скважины пробуренные на площади

 

Рисунок 1.3 - Структурная карта Амангельды по кровле нижневизейского подъяруса

 

 

 

 

 

Месторождение Амангельды приурочено к одноименной структуре в юго-западной части Мойынкумской впадины. Основными структурными элементами впадины являются Мыштинский на юго-западе, Айрактинский на юго-востоке и Фурмановский на севере прогибы, разделенные сочленениями валообразными выступами.

Поднятие Амангельды расположено на Таскудукском валу, отделяющее Фурмановский прогиб от Мыштинского. Вал имеет северо-восточное простирание, погружается по всему разрезу к юго-западу. Отметки поверхности фундамента в Мыштинском прогибе достигают 3500м, в Фурмановском 4300м. На валу они уменьшаются до 2500м. Ниже приводится геологическое строение месторождения Амангельды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Стратиграфия

В строении Амангельдинского месторождения принимают участие отложения фаменского яруса, карбона и перми, перекрытые с угловым несогласием рыхлыми отложениями  мезо-кайнозоя (палеоген - неоген - четвертичные отложения) и залегающие на грубообломочной полосе средне-верхнего девона. Разрез верхней части средне - верхнего девона, условно относимого к фундаменту, вскрыт первой поисковой скважиной в интервале 2652 - 2808 м и представлен грубообломочными пестроцветными конгломератами и сильно уплотненными, частично рассланцованными, трещиноватыми аргиллитами.

Некоторые пласты песчаников представляют   водонасыщенные коллекторы. Мощность толщи увеличивается от свода к северо-западному крылу и северо-восточной переклинали и составляет 420-500м.

Нижняя Пермь Р₁ . На данной площади также,  как и по всей Мойынкумской впадине, нижний отдел по своему литологическому составу расчленен на подсоленосную и соленосную толщи, граница между которыми за счет фациального замещения смешивается. Отложения нижней перми на подстилающем карбоне залегают согласно.

К отложениям подсоленосной  толщи приурочена залежь азотно-углеводородного  газа.

Подсоленосная толща  в основании представлена пачкой аргиллитов, выше переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Песчаники мелко- и среднезернистые, алевритистые, в различной степени глинистые и карбонатные, часто сульфатизированные включениями ангидрита, трещиноватые. В северной части площади в верхней части толщи песчаники сцементированы галитом и содержат   его включения.

Ангидриты и алевролиты коричневые, плотные, окремненные, с  многочисленными желваками ангидрита, обычно песчанистые.

Севернее и южнее  свода структуры происходит смещение кровли подсоленосной толщи вниз по разрезу за счет перехода ангидритизированной части разреза в каменные соли. Мощность подсоленосной толщи изменяется от 270 м в сводовой части, до 410 м на северо-западном крыле. В кровельной части толщи прослеживается отражающий горизонт.

Соленосная толща в  нижней части структуры представлена каменной солью с примесью терригенного материала - аргиллита и песчаника  на галитовом цементе с включением каменной соли в виде гнезд или линз. Выше отложения представлены переслаиванием галита от грязно-серого до коричневого (цветов), крупнокристаллического с алевролитовым увеличением мощности слоев галита от свода к крыльям. Алевролиты коричневые, плотные, окремненные на слабо известковистом цементе.

Мощность отложений в пределах структуры не выдержана из за фациального замещения в нижней части и эрозионого размыва в верхней, и изменяется от 210 до 514 метров.

Верхняя пермь Р₂. Надсоленосная толща верхней перми, отнесенная к данному возрасту по аналогии с соседними изученными структурами Мойынкумской впадины, на подстилающей соленосной толще залегают с резким угловым несогласием и размывом. Отложения не изучены керновым материалом   в пределах структуры, а по данным изучения на соседних структурах представлены красноцветными окремненными алевролитами и аргиллитами, часто сульфатизированными. В основании разреза преобладают мелкозернистые песчаники. Для нижней части разреза характерны многочисленные включения мелких кристаллов ангидрита, а для верхней - гнезда и тонкие прослои   белого волокнистого гипса.

Мощность отложений  изменяется от 211 до 346 м за счет эрозионного размыва в пресноводной части структуры.

Мезозой-кайнозой.  Мезо-кайнозойские отложения по данным поисково-съемочных работ представлены переслаиванием песков, глин и алевролитов. Мощность в пределах структуры изменяется от 178 на своде до 346 м на крыльях складки.

В литологическом отношении  горизонт сложен серыми песчаниками, мелко - и среднезернистыми кварцевыми и полевошпат - кварцевыми.

Минеральный состав цементирующего вещества кварцевый, глинистый, карбонатно-глинистый, реже карбонатный. Тип цементации поровый, контактово-поровый, порово-контактный, регенерационный (кварцевый) и базальный. Количество цемента изменяется от 0.5 до 0.2. Открытая пористость пород по данным анализов керна изменяется от 0.042 до 0.253, проницаемость от 0.05 до 5.56 х 10^-3 мкм^-2 по трещинам.

В разрезе продуктивного  горизонта имеют место два  типа коллекторов – поровый и порово-трещиноватый. Какой либо закономерности в размещении того или иного типа коллекторов в объеме продуктивного пласта не отмечено.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Коллекторские свойства продуктивных толщ, газонасыщенность

Газоконденсатное месторождение Амангельды расположено в Мойынкумском районе Джамбулской области, в 170 км к северу от г. Джамбул. По

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Р₁ - нижняя Пермь; С₁s - Серпуховский ярус; С₁v₁ - Визейский ярус;

   

 

 

 

Рисунок 1.4 - Разрез продуктивной части отложений месторождения Амангельды

 

 

 

кровле верхнетурнейско - нижневизейских продуктивных горизонтов представлено асимметричной брахиантиклинальной складкой с более крутым юго-восточным крылом (Н. Ж, Сиражев, 1989 г). Размеры ее 7х3 км (изогипса  - 1920 м) при амплитуде 240м. По кровле нижнепермской продуктивной толщи структура представлена брахиантиклиналью северо - восточной ориентировки с размерами 13,5х7 км и амплитудой около 400 м (изогипса  - 900 м). Промышленная газоносность связана с верхнетурнейскими, нижневизейскими, нижнесерпуховскими и нижнепермскими отложениями (рисунок 1.5).

Верхнетурнейская залежь пластово - сводового типа недоразведана. Высота ее 12,5 м при глубине залегания в своде 2140 м. ГВК условно принят на отметке - 1776,5 м. Общая толщина газоносного горизонта 50 м при эффективной толщине 5,6 м.

Коллекторами называются породы независимо от их происхождения  способные  содержать и отдавать скопления нефти и газа.  В  разрезе продуктивного горизонта Амангельды имеют место два типа коллекторов - поровый и порово-трещиноватый. Какой либо закономерности в размещении того или иного типа коллекторов в объеме продуктивного пласта не отмечено. Анализ кернового материала показал что трещины встречаются во всех частях разреза, как в низкопоровых коллекторах  (пористость от 0.11 до 0.16), так и в коллекторах средней пористости (0.20 - 0.26). Трещины увеличивают пористость коллектора весьма незначительно  на 0.0005 - 0.001, но сильно влияют на проницаемость. Их наличие в низкопоровых коллекторах значительно увеличивает способность газоотдачи последних.

В средней части продуктивного  горизонта залегает глинистый пласт, отмеченный на диаграммах ГИС повышенной естественной гамма-активностью и значительным увеличением диаметра скважины по показаниям кавернометрии. Однако  служить надежным газоупором он не может, поскольку слагающие его аргиллиты  песчанистые (0.40 - 0.55) - проницаемые по трещинам. Кроме того в районе скважин 17 и 18 этот пласт частично замещается песчаниками и алевролитами, толща глинистых пропластков между ними не превышает 1 - 1.5 м, что не может быть надежной покрышкой. Об этом свидетельствуют и результаты опробования скважин. Из интервалов опробования, приуроченных к различным частям разреза, получены притоки газа с одинаковым пластовым давлением.

По результатам анализов кернового материала построены  гистограммы  распределения пористости проницаемых пород для каждой скважины с учетом положения относительно центрального аргиллитового пласта. Гистограммы распределения пористости по данным анализов керна представлены на рисунке 1.6  для скважин 1, 6, 7, 8, 11 и 17, а также суммарные распределения пористости по всем скважинам. На рисунках обозначено: I - верхняя часть пласта (выше глинистого пласта), II - нижняя часть пласта.

Из рисунков видно, что закон распределения пористости для обоих частей горизонта одинаков и нет оснований выделять каждую часть в самостоя -

 

Структурные карты по кровле:

а - сульфатно - галогенно -терригенной продуктивной толщи нижней перми,

б - верхнетурнейско - нижневизейского газоносного горизонта II;

в - геологический профиль по линии 1-1;

1 - контур газоносности;

буква "с" у номера скважин означает - структурная скважина;

горизонты:

МС - межсолевой,

ПС - подсолевой,

С - солевой

 

Рисунок 1.5 - Газоконденсатное месторождение Амангельды

 

 

 

 

 

Рисунок 1.6 - Гистограммы распределения пористости по данным анализов керна по всем скважинам

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тельный объект. Нижневизейский продуктивный горизонт - единый резервуар с коллекторами порового и порово-трещинного типа.

Изучение состава и  свойства газа и конденсата на месторождении  Амагельды проводилось в лабораториях ЦХЛ ЮКТГУ, СредАЗНИИГаза, ВНИГРИ и ВНИГНИ.

Пробы газа и конденсата отбирались на устье. Часть анализов не принималась в расчет средних значений параметров, как имеющих отклонения в содержании от установленных пределов.

В результатах анализов газа с повышенной газонасыщенностью содержания аргона и гелия принимаются по результатам анализов СредАЗНИИГаза и контрольных анализов ВНИГРИ, имеющих хорошую проницаемость.

Определения ЦХЛ ЮКТГУ  и КазНИГРИ имеют большие отклонения и исключения.

Коллекторы порового и трещинно-порового типов, представлены песчаниками и алевролитами. Средние значения их пористости 13,6%, проницаемости 0.002 мкм². Коэффициент газонасыщенности 0,4.

Пластовое давление 24,82 М Па. Начальный дебит 37 тыс. м²/сут на 7-мм шайбе. Покрышкой залежи служит толща аргиллитов, залегающих в кровле верхнетурнейского разреза.

Нижневизейская газовая  залежь пластово - сводового, литологически  экранированного типа вскрыта на глубине 2071 м. Высота ее 236 м при условно

принятой абсолютной отметке ГВК - 1939 м. Общая толщина  газоносного горизонта 30 м, эффективная толщина 19м. Коллекторы порового и трещинно-порового типов, представлены песчаниками, алевролитами, реже псевдоолитовыми известняками.

Пластовые воды нижнекаменноугольных продуктивных горизонтов относятся к хлоридно-кальциевому и хлоридно-натриевому типам. Плотность их 1,24 г/см³, минерализация до 317 г/л. В них содержатся промышленных концентрациях калий, литий, рубидий, цезий, стронций, бром, иод.

Режим залежей упругогазонапорный. Месторождение подготовлено к промышленному, освоению.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Тектоника

Строение структуры  Амангельды изучено сейсморазведкой  МОВ-ОГТ по отложениям нижнего карбона (отражающие горизонты III - подошва карбонатной толщи среднего визе - кровля газоносных отложений нижнего визе и III_к- кровля карбонатной толщи визе - серпуховского яруса, примерно совпадающая с серпуховским газовым горизонтом). Структурные карты этих горизонтов по данным сейсморазведки, в целом, совпадают. Структурный план нижнего карбона уточнен по данным глубокого поискового и разведочного бурения, показывающего удовлетворительную сходимость с данными сейсморазведки.

Структура Амангельды представляет приразломную брахиантиклиналь северо-восточного простирания. Разлом, ограничивающий структуру  с юго-востока фиксируется сейсморазведкой, как зона потери корреляции отражений от опорных горизонтов и наличие дифрагированных волн. Ширина этой зоны до 1 км и границы её, показаны на структурной карте, носят несколько условный характер. Она имеет форму дуги,  обращенной выпуклой частью к юго-востоку и меняющей простирание от субмеридиального в северной части до субширотного в южной. На опущенном блоке расположена структура Амангельды II.