Прикаспийская нефтегазоносная провинция

Прикаспийская нефтегазоносная  провинция

Прикаспийская впадина, площадь  которой более 500 тыс. км2, занимает краевое  положение в пределах юго-восточной  части Восточно-Европейской платформы. Западная и северная границы впадины проводятся по нижне-пермскому тектоно-седиментационному карбонатному уступу, отделяющему ее от Волго-Уральской провинции и Приволжской моноклинали. На востоке впадина обрамлена складчатыми сооружениями Урала и Мугоджар, на юго- западе - отделяется Донецко-Астраханским краевым швом от Скифской плиты. С запада и севера она ограничена областями неглубокого фундамента (3-6 км), поверхность которого к её центральной части увеличивается до глубин 15-20 км (рис.2).

Прикаспийская впадина по принятой схеме нефтегеологи-ческого  районирования соответствует одноименной  нефтегазоносной провинции. В историко-геологическом  аспекте она является областью длительного  интенсивного прогибания и мощного  осадконакопления. В центральной  ее части мощность осадочного чехла  превышает 20 км. Характерной особенностью разреза чехла является наличие  мощной (до 5 км)соленосной толщи нижнепермского возраста, разделяющий весь разрез на подсолевой и надсолевой структурно-формационные комплексы. Подсолевые отложения вскрыты  в различных районах прибортовых  зон Прикаспийской впадины, мощность их изменяется от 3 до 4 км в прибортовых  зонах, до 10 км в ее центральной части.

Мощные толщи осадочных  пород, содержащие огромные массы органического  вещества, при опускании на глубину  до 20-22 км, прошли через все стадии катагенеза, об-разовав большое количество углеводородов. Особенно это было свойственно  подсолевому палеозойскому ком-плексу пород, составляющему примерно половину всего осадочного чехла и подвергшемуся  наиболее значитель-ным и длительным погружениям. Эти геологические  осо-бенности позволяют рассматривать  данную краевую впа-дину, как генератор  углеводородов не только для рассматриваемой, но и для значительной части юго-вос-тока Русской плиты. Подтверждением этого  служит открытие по периферии впадины  и ее внутренним прибортовым частям газоконденсатных месторождений в  районе Оренбурга и Астрахани, а  также месторождений нефти, конденсата и газа в пределах внутренней бортовой части Прикаспия.

При общей направленности тектонических движений и по-гружению темп их менялся в пространстве и  во времени, что создавало благоприятные  предпосылки для широкого формирования гаммы различных фаций — от мелководных до глубоководных осадков. При этом контуры палеозойских бассейнов  были значительно шире современных  границ Прикаспийской впадины и  включали огромные территории юго-востока  Русской плиты и сопредельных герцинских гео- синклинальных зон.

Активная соляная тектоника  обусловила многообразие структурных  форм в надсолевых отложениях и связанных  с ними ловушек нефти и газа. Однако в этих отложениях, как правило, ловушки характеризуются незначительными размерами.

В подсолевых отложениях Прикаспийской  впадины выделяется ряд крупных  структурных элементов, которые  осложнены структурами более  низкого ранга: линейно-вытянутыми мегавалами, валами, куполовидными  поднятиями и рифогенными постройками. Наибольшее внимание привлекает разведка нефтегазоносности подсолевых отложений. Перспективы их связаны с карбонатными отложениями палеозоя внутренних бортовых зон Прикаспийской впадины. Сложное  строение подсолевых отложений,резкая изменчивость литологического состава, наличие многочисленных перерывов  в осадконакоплении и недостаточная  освещенность их бурением не позволяют  однозначно трактовать особенности  структуры и истории геологического развития Прикаспийской впадины. Именно этим объясняется существование  нескольких моделей строения подсолевого  комплекса.

В подсолевых отложениях Прикаспийской  впадины установлена региональная нефтегазоносность с преимущественной концентрацией запасов углеводородов  в небольшом числе крупных  месторождений в карбонатных  резервуарах. Природные резервуары нефти и газа приурочены к внутренним прибортовым зонам впадины. Развитие карбонатных коллекторов различных  типов зафиксировано в широком  стратиграфическом диапазоне: от среднего девона до артинского яруса нижней перми.

Накопление разновозрастных  карбонатных толщ подсо-левого палеозоя тесно связано с историей геологическо-го развития Прикаспийской впадины, прошедшей  в сред- недевонско-артинское время  этап прогрессирующего формирования глубоководной  котловины. Замещение мелководных  карбонатных отложений на относительно глубоководные происходит с формированием  седимен- тационных уступов различной  амплитуды: от первых со-тен метров до 2000 м. Наблюдается определенная зако-номерность в размещении областей карбонатного осадконакопления палеошельфов и участков формиро-вания органогенных построек и приуроченность их к по-ложительным  структурным элементам подстилающих бо-лее древних толщ.

Разведанные месторождения  углеводородов в подсолевом комплексе  Прикаспийской впадины приурочены к крупным седиментационным или  тектоно-седиментационным формам, сложенным  отложениями палеозоя. Открытые на ее территории месторождения нефти  и газа: Карачаганак, Жанажол, Тенгиз, Королевское и Астраханское связаны  с разновозрастными отложениями  карбонатных массивов. Месторождения  Карачаганак и Тенгиз приурочены к внут- рибассейновым рифовым  постройкам относительно не-большой  площади, но значительной высоты. Жанажол  и Астраханское — к шельфовым  отложениям карбонатной платформы.

Рассматриваемые месторождения, обладая чертами сходства геологического строения, отличаются составом пластовых  флюидов: Карачаганак — газоконденсатное с нефтяной «подушкой», Тенгиз —  нефтяное, Астраханское — газоконденсатное, Жанажол — нефтяное с газоконденсатной шапкой. В настоящее время установлены  закономерности распределения месторождений углеводородов различного фазового состояния в пределах Прикаспийской впадины. На восточном и юго-восточном бортах располагаются нефтегазовые и нефтяные месторождения; на остальной территории развиты и прогнозируются газоконденсатные и нефтегазоконденсатные месторождения.

Основные зоны нефтегазонакопления.

Открытые к настоящему времени в Прикаспийской впадине  месторождения газа, газоконденсата и нефти располагаются практически  по всему ее периметру, где широко развиты биогенные карбонатные  отложения девона, карбона и нижней перми.

На основе геолого-геофизических  материалов и анализа особенностей нефтегазоносности отдельных структурных  элементов в пределах Прикаспийской  впадины выделены основные зоны нефтегазонакопления: Уральская (Тепло- вская), Карачаганак-Кобландинская, Кенкияк-Жанажоль- ская, Тортайская (Южно-Эмбенская), Каратон-Тенгизская, Астраханская, Комсомольско-Лободинская  и Ровенско- Мокроусовская. Размещение зон нефтегазонакопления и возраст  их пород показан на рис. 3.

Уральская (Тепловская) зона нефтегазонакопления протяженностью более 100 км приурочена к северной бортовой зоне. Фундамент вскрыт на глубине 6-7 км, кровля подсолевых отложений — 3-4 км. Наиболее древними породами, вскрытыми  скважинами на глубинах более 4 км, являются отложения нижнего карбона, продуктивны  отложения нижней перми. В пределах этой зоны открыты несколько газоконденсатонефтяных месторождений (Западно-Тепло- вское,Тепловское, Гремячинское).

Западно-Тепловское газоконденсатонефтяное месторож-дение открыто первым, оно  является типичным для северного  бортового уступа Прикаспийской  впадины. Нефтяная залежь приурочена к  рифогенным известнякам артинского яруса и газовая часть - к доломитам  кунгурского. Состав газа преимущественно  метановый с высоким содержанием этана и пропана, нефть высокосмолистая, среднесернис-тая, парафинистая, плотностью 0,877 г/см3.

Карачаганак-Кобландинская  зона нефтегазонакопления приурочена к одноименной зоне поднятий в  северо-восточной части впадины. Протяженность зоны около 200 км, ширина — 30-50 км. Строение её по подсолевым отложениям изучено недостаточно. По данным сейсморазведки здесь прослеживается полоса выступов фундамента: Карачага- накского, Троицкого, Кобландинского и других, выделенных на глубинах 7-8 км. Карачаганакскому выступу  фундамента отвечает поднятие по отложениям терригенного девона. По материалам сейсморазведки и бурения в вышезалегаю- щей  толще среднего-верхнего палеозоя выделяется круп-ный рифогенный массив, сложенный  породами верхнего девона - нижней перми. Он имеет асимметричное строение и характеризуется субширотным  простиранием. Сводовая часть поднятия осложнена несколькими вершинами, амплитуда которых составляет 100-300 м. Внутреннее строение Карачаганакского поднятия характеризуется большой  сложностью, различными литолого-фациальными типами пород, присутствием мощной рифогенной толщи и наличием глубокого предпермского размыва.

В западной части Карачаганак-Кобландинской  зоны неф-тегазонакопления открыто  крупное Карачаганакское неф-тегазоконденсатное месторождение. Залежь приурочена к  ловушке рифогенной природы и  связана с карбонатными отложениями  палеозоя. Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа имеет нефтяную оторочку.

Кенкияк-Жанажольская зона нефтегазонакопления приурочена к  восточному борту Прикаспийской  впадины и занимает южную часть  Енбекского и северную часть Жаркомысского  выступов фундамента, охватывая территорию распространения карбонатных каменноугольных  отложений. Для Кенкияк- Жанажольской зоны нефтегазонакопления характерно многоярусное строение с несовпадением  структурных планов по отдельным  нефтегазоносным комплексам. В пределах Кенки- як-Жанажольской зоны нефтегазонакопления  выявлены Кен- киякское и Кожасайское  нефтяные, Жанажольское и Урихтау- ское нефтегазоконденсатные месторождения, промышленная продуктивность которых  связаны с карбонатными каменноугольными отложениями и в меньшей мере - с терригенными породами нижней перми.

Анализ строения природного резервуара верхней залежи Жаножольского  месторождения свидетельствует  об увеличении эффективных мощностей  к своду поднятия, что подтверждает тектоно-седиментационную природу  структур, развитых в пределах Кенкияк-Жанажольской зоны нефтегазонакопления в карбонатных  отложениях.

Каратон-Тенгизская зона нефтегазонакопления  располо-жена в южной части Прикаспийской  впадины на северо-восточном побережье  Каспийского моря. Она приурочена к крупной девонско-каменноугольной  платформе, ослож-ненной рифогенными  высокоамплитудными постройками. Докунгурский разрез палеозоя Каратон-Тенгизской зоны сложен двумя толщами: терригенной  нижнепалеозойско- девонской и карбонатной  верхнедевонско-нижнепермско- го (ассельского) возраста, мощность которой постепенно увеличивается с севера на юг от 2 до 3,5 км.

В пределах Каратон-Тенгизской зоны нефтегазонакопле- ния открыты  три месторождения: Тенгизское, Королевское - нефтяные и Тажигалинское газонефтяное. Наиболее крупное месторождение  Тенгиз приурочено к крупному рифовому массиву изометричной формы, площадью около 400 км2. Нефть этого уникального  месторождения легкая —

0, 805 г/смЗ, малосмолистая (1,3%), низкосернистая (0,79%); газ, растворенный в нефти, представлен на 70% метаном, содержит 17% сероводорода. Для Каратон-Тен- гизской зоны характерно значительное превышение плас-товых давлений над гидростатическим в 1,8-2,0 раза.

Астраханская зона газоконденсатонакопления приурочена к одноименному своду, выраженному  по всем горизонтам подсолевого палеозоя и поверхности фундамента. Открытием  Астраханского газоконденсатного  месторож-дения здесь доказана продуктивность нижнебашкирских отложений. Наиболее древние породы подсолевого разреза, разведанные бурением, относятся к окскому надгоризонту визейского яруса. Они представлены органогенными известняками и реже доломитами, вскрытая мощность которых 455 м. На размытой поверхности карбонатных пород башкирского яруса с большим стратиграфическим перерывом залегают артинские отложения нижней перми, мощностью от 50 до 175 м. Они представлены кремнистыми аргиллитами с прослоями карбонатных пород. Мощность соленосных отложений кунгура в пределах соляных куполов достигает 3500-4000 м. В нижней части кунгурского яруса разреза присутствуют пачки терригенных и сульфатно-карбонатных пород мощностью до нескольких сотен метров.

Газоконденсатная залежь массивного типа, приуроченная к известнякам  башкирского яруса, характеризуется  ано-мально высоким пластовым давлением (63 МПа), пластовые температуры составляют 105-110° С. Флюидоупором залежи служат глинисто-кремнисто-карбонатные породы нижней перми, которые перекрыты  соленосной толщей кунгурского яруса  мощностью до 3-3,5 км.

Таким образом, рассмотренные  зоны нефтегазонакопле-ния приурочены к крупным тектоно-седиментационным структурам.

Месторождения углеводородов  подсолевого карбонатного комплекса  Прикаспийской впадины отличаются своеоб-разным составом флюидов, содержат соизмеримые коли-чества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ. Они представляют собой газовые  залежи с исключительно высоким  газоконденсатным фактором, а также  залежи легкой нефти с высоким  газовым фактором.

Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812 г/см3 до 0,825 г/см3 в его нижней части  на глубинах свыше 5000 м. На месторождении  Жанажол на глубинах более 2500 м плотность  конденсата составляет 0,710-0,750 г/см3, четко  фиксируется утяжеление конденсата с глубиной.

На месторождении Тенгиз — установлено наличие легкой нефти — 0,805 г/см3 и очень высокий  газовый фактор 603 м3/т.

Содержание конденсата в  газе неодинаково: на Астраханском месторождении  оно составляет 417 г/см3; на Карача- ганакском 450 г/см3 в залежах нижней перми  и более 1000 г/см3 в отложениях нижнего  карбона; для верхней залежи месторождения  Жанажол характерны значения до 500 г/см3; в нижней залежи легкая нефть, плотностью

0, 817 г/см3. Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северо-восточных частях впадины составляет 6-10%, юго-восточных — до 24% и юго-западных — до 50%. Из них на долю сероводорода приходится на северо-востоке впадины — 4-5%, на востоке — до 6%. максимальное содержание отмечено на юго-востоке до 20% и юго-западе — свыше 23%. Нефти подсолевого комплекса независимо от стратиграфической принадлежности близки по составу и физическим свойствам, плотность нефти меняется в пределах 0,805-0,840 г/см3.

Таким образом, высокие перспективы  нефтегазоносности подсолевых отложений  Прикаспийской впадины обусловлены  рядом факторов, среди которых  надо выделить:

1 наличие в разрезе мощных нефтегазоматеринских пород, характеризующихся в бортовых зонах высокой скоростью осадконакопления и обеспечивающих высокий генерационный потенциал;

2 пространственное совпадение выявленных зон нефте-газонакопления с очагами генерации углеводородов;

3 развитие высокоамплитудных и крупных по площади тек- тоно-седиментационных структур древнего заложения;

4 наличие мощного соленосного экрана кунгурского возраста, который является региональной покрышкой;

5 присутствие во внутренних бортовых зонах разновоз-растных карбонатных отложений с широким развитием в них рифовых фаций;

6 сохранение высокоемких карбонатных коллекторов в условиях больших глубин за счет развития рифогенных фаций;

7 создание аномально-высоких пластовых давлений;

8 неоднократные инверсионные движения на различных этапах развития Прикаспийской впадины, которые способствовали выделению, растворенных в пластовых водах газов в свободную фазу;

9 возможная миграция жидких и газообразных УВ из центральных областей Прикаспийской впадины к ее бортовым зонам.

В заключение следует подчеркнуть, что наиболее важной особенностью зон  нефтегазонакопления подсолевых отложений  Прикаспийской впадины является многоярусное строение и автономность структурных планов карбонатных  и терригенных комплексов. Это  позволяет прогнозировать развитие в подсолевых толщах широкого спектра  ловушек антиклинального и неантиклинального  типа.

Активная соляная тектоника  обусловила многообразие структурных  форм в подсолевых отложениях Прикаспий-ской впадины и повлияла на размещение залежей нефти и газа. Для подсолевого  комплекса характерно многообразие типов ловушек, на окраинах карбонатных  палеошельфов широко развиты неструктурные  ловушки, связанные с биогермами и рифами. Особенности геологического строения этого региона обусловили различие состава углеводородных флюидов, развитие сложных типов коллекторов  и наличие аномальных пластовых  давлений.

В IV разделе «Собственно  Атласа» приведена характеристика типов и свойств карбонатных  коллекторов по 5 крупнейшим месторождениям нефти и газа: Карачаганак, Жа- нажол,Тенгиз, Королевское и Астраханское.

Нефтегазоконденсатное месторождение  Карачаганак

Нефтегазоконденсатное месторождение  Карачаганак рас-положено в пределах Карачаганак-Кобландинской зоны нефтегазонакопления  Прикаспийской впадины. Карачага- накской  структуре соответствует выступ фундамента, амплитуда которого достигает 700 м; согласно сейсмическим данным кристаллическое основание перекрыто терриген-ной толщей девона. Выше по разрезу залегают карбонатные отложения позднедевонско-раннепермского возраста, общей толщиной до 2200 м. Мощность этих отложений вне поднятия уменьшается до 600 м. Карбонатные отложения перекрываются карбонатно-сульфатной толщей переменной мощности от 7 до 300 м, экраном является соль.

Нефтегазоконденсатное месторождение  Карачаганак при-урочено к крупному рифовому массиву субширотного простирания. Современная амплитуда поднятия в сводовой части по кровле подсолевых отложений достигает 1600 м. Над сводом мощность соленосных отложений уменьшается  до 60 м. Продуктивная толща подсолевого  комплекса вскрыта большим числом скважин на глубинах от 3750 до 5500м. Нефтегазоконденсатная  залежь приурочена к палеозой-ским отложениям. Скважинами в пределах месторождения вскрыты карбонатные  отложения верхнего девона (фамен- ский ярус), турнейского, визейского и серпуховского  ярусов нижнего карбона, на отдельных  участках установлено наличие башкирского  яруса; нижняя пермь представлена ассель- ским, сакмарским и артинским ярусами. Нижнепермские от-ложения со стратиграфическим  несогласием перекрывают разновозрастные  карбонатные породы нижне- и среднекаменноугольного возраста. Максимальная вскрытая толща  карбона составляет более 660 м (скв.9). В основании ас- сельского яруса  на границе нижнепермских и каменноугольных  толщ прослеживается выдержанный прослой  темно-серых, местами черных, глинистых  известняков.

В пределах рифового массива  установлено значительное колебание  толщин отложений: ассельского яруса  от нескольких метров до сотен метров; сакмарского — в пределах первых десятков метров; артинского от десяти до первых сотен метров. Столь значительная невыдержанность отложений связана  с условиями накопления разнофациальных  отложений: рифовых, межрифовых, склоновых, шлейфовых. Суммарная мощность отложений  нижней перми от 17 м (скв. 19) до 725 м (скв.23), карбона от 41 м (скв.5) до 600 м (скв.9).

В целом продуктивная толща  представлена карбонатными породами, чистыми оттерригенных примесей, преобладают, в основном, органогенные разности биоморфных, биогерм- ных, органогенно-детритовых пород. Подчиненное развитие имеют  биохемогенные и органогенно-обломочные разности. Характерна сильная изменчивость пустотного пространства карбонатного массива, повсеместное развитие трещиноватости и кавернозности. Преобладающее  развитие имеют известняки пористые, плотные, массивные, нерав-номерно кавернозные  и трещиноватые, в различной степени  доломитизированные, реже доломиты.

Продуктивные отложения  палеозоя сильно изменены пост- седиментационными  процессами, направленность и интенсивность  проявления которых обусловлена  литогенетическими типами пород, погружением  на глубину. Отложения карбона по сравнению с пермскими более перекристалли- зованы и доломитизированы, вплоть до полного уничтожения первичной структуры. Значительное проявление процессов растворения и выщелачивания привело к формированию крупных пористо-кавернозных зон, мощностью от 10 до 20 м.

На месторождении Карачаганак  карбонатные породы отличаются значительной изменчивостью оценочных параметров. Пористость открытая изменяется от 8,7 до 23,8%, проницаемость при этом соответственно колеблется от 1 до 500 мД, реже более (табл. 3). Остаточная водонасыщен- ность незначительна, но влияние ее на снижение эффективных  параметров емкости и проницаемости  неодинаково: при высокой проницаемости  содержание связанной воды не превышает 10%. Она приурочена к порам радиусом менее 0,1 мкм. В низкопористых разностях  с проницаемостью 1 -

1 0 мД количество ее возрастает до 20-25% и она значительно снижает эффективную проницаемость. Величины полезной ёмкости и проницаемости по трем направлениям приведены в табл.3.

Важным вопросом, возникающим  в процессе исследования условий  формирования высокоемких коллекторов  в рифовом массиве, является установление причин сохранения высокой пористости и благоприятной структуры пор  в породах при их погружении. Направленность изменения пористости с увеличением  глубины от 3500 до 5300 м в породах  различной фациальной принадлежности отражена на рисунке 38. Выделены фациальные зоны: биогермной постройки, склоновые, межрифовые лагуны и шлейфовые. Из приведенного графика очевидно, что снижения пористости с ростом глубины не наблюдается, следовательно, фактор гравитационного  уплотнения не является решающим.

В продуктивных отложениях месторождения Карачаганак существенное значение приобретает каверново-поровый  тип коллектора, развитый преимущественно  в биоморфных и биогермных известняках (Атлас, обр.6305, 6193). Широко развитые процессы доломитизации и растворения привели к формированию крупных пористо-проницаемых линзовидных зон, в которых в результате унаследованного выщелачивания развилась кавернозность. Одновременно значительное распространение имеют мелкие каверны в поровом типе коллектора и породы отличаются сложным строением пустот (Атлас, обр. 571 1, 5314, 5695). Преобладание пор, каверн или трещин создает многообразие типов коллекторов развитых в карбонатном рифовом массиве.

Интенсивные вторичные изменения  пород, такие, как анги- дритизация и  окремнение, снижают фильтрационно-емкостные  параметры, одновременно ухудшают пластические свойства, что способствует развитию трещин. Трещины развиты в пористо-проницаемых  и плотных разностях пород, но роль их в обеспечении емкостных  и фильтрационных свойств неодинакова. Основное значение трещин заключается  в повышении фильтрационной способности  пластов. Наличие их обеспечивает сообщаемость продуктивных пластов в природном  резервуаре и усиливает анизотропию  проницаемости даже в пористо-проницаемых  слоях.

В карбонатной толще преобладают  трещины горизонталь-ной и наклонной  ориентировки, в подчиненном количестве проявляются вертикальные трещины, количество их увеличивается в карбоне. Морфология трещин зависит от вещественного  состава пород, генезиса, текстурно-структурных  особенностей, минерального состава  вторичных заполнений: сульфатизации, кальцитизации и окремнения. Насыщение  пород люминофором позволяет  выявить многообразие и изменчивость строения пустотного пространства и  более достоверно оценить роль трещин в формировании коллекторов (рис. 39, а,в,с,с1).

В биогермных разностях развиты  преимущественно хаотически ориентированные, извилистые трещины (рис. 39 а). Наиболее сложно выявление наклонных трещин, которые в образце не влияют на проницаемость, поскольку не секут  грань кубика полностью. Различная  система взаимосвязанных наклонных  трещин видна на рис. 39 Ь,с. Доломитизи- рованный известняк характеризуется  сложной системой извилистых трещин, которая обуславливает анизотропию  проницаемости. Пористо-проницаемые  разности в скв. 16 отличаются высокой  интенсивностью развития трещин (рис. 39 с). В ангидритах и глинистых  известняках преобладают слабоизвилистые  горизонтальные трещины. По про-тяженности выделяются трещины длинные (3-5 см), сред-ние (1-3 см) и короткие (до 1 см). Типичные примеры коллекторов трещинного типа можно видеть в Атласе (обр. 4229, 4273).

Трещиноватость каменноугольных  карбонатных отложений столь  же высока, как в пермских: ориентировка и раскры- тость трещин сохраняется  на глубинах свыше 5 км, характерно возрастание  числа вертикальных трещин. Несмотря на значительную изменчивость геометрии  трещин по отдельным образцам, выявляется общая тенденция их ориентировки, раскрытости и густоты в выделенных интервалах продуктивных отложений. Закономерного  уменьшения рас- крытости трещин с глубиной не наблюдается. Диапазон ее изменения  составляет 10-60 мкм, единичные значения достигают 140 мкм и более в разностях, подвергшихся выщелачиванию. Поверхностная  плотность трещин варьирует от 0,5 до 3,5 см/см2. Емкость трещин по отдельным  образцам изменяется от 0,5 до 2,8% за счет образования каверн вдоль трещин она возрастает до 5,7, реже 6,8% (табл. 4).

Наилучшими коллекторскими свойствами обладают породы- коллекторы рифовой постройки ранне-пермского  возраста, вскрытые скв. 23, 2 и 10 на глубинах 3930 - 3970 м, а также отложения склоновой  фации и биогермной постройки  раннекаменноугольного возраста, пройденные скв. 9 и 16 на глубинах 4750 - 4850 м. Для них  характерны значения пористости

13,6 - 23.8 % и проницаемости от 100 до 500 мД.

Анализ изменения фильтрационно-емкостных  параметров и фациальных условий  осадконакопления подсолевых карбонатных  отложений месторождения Карачаганак  позволяет сделать вывод о  преобладающей роли седиментационных процессов в формировании и сохранении полезной емкости. Неодинаковая гидродинамическая активность седиментации в пределах биогермной постройки предопределяет неоднородное строение порового пространства пород, а различная интенсивность катагенетических преобразований обусловливает формирование поровых коллекторов различных классов. Породы биогермной постройки, склоновых фаций и межрифовых лагун накапливаются преимущественно в благоприятных условиях и представляют собой в основном коллекторы порового типа, а шлейфовые и лагунные отложения практически не являются коллекторами, либо приобретают фильтрационные свойства после развития в них трещиноватости.

Типичным примером развития каверн в пористо-проницаемой матрице  являются образцы (Атлас, 5695, 6305). Сложное  строение пустот присуще породам  с одновременным развитием пор  и трещин (Атлас, обр 6317, 6284, 6285,

5292) , где подчас трудно определить тип коллектора: тре- щинно-порового или порово-трещинного. При развитии мелких каверн или кавернозных участков пустотное пространство карбонатных пород усложняется (Атлас, обр 6294,

5293) . Редким примером пород, отлагающихся в условиях рифовой отмели (бар), является исследование органогеннообломочного известняка (Атлас, обр 6193), где в породе практически отсутствует цемент и она состоит из хорошо окатанных крупных обломков.

Принципиальная модель размещения коллекторов различных типов (рис 40) отражает неоднородное соотношение  пористо-проницаемых и плотных  пластов в скважинах, вскрывших  различные фациальные зоны рифового массива. Пространственное размещение коллекторов имеет сложный «линзовидный характер» и отражает влияние  седимен- тационного облика пород, несмотря на существенные вторичные изменения. Сохранение признаков первично благоприятной  структуры наблюдается в породах  даже на глубинах5 км и более. К числу  главных факторов, определяющих формирование высокоемких коллекторов на место-рождении Карачаганак и сохранение их при  погружении, можно отнести рифогенную природу отложений, интенсив-ное  унаследованное выщелачивание и  значительное раз-витие трещиноватости, обеспечивающей возможность движения углеводородных флюидов в резервуаре.

Нефтегазоконденсатное месторождение  Жанажол

Месторождение Жанажол, расположенное  в восточной ча-сти прибортовой  зоны Прикаспийской впадины, находится  в пределах Жанажол-Кенкиякской  зоны нефтегазонакопле- ния. Оно приурочено к одноименной брахиантиклинальной  складке размером 17x6 км и амплитудой 400 м. В разрезе месторождения  выделяются две карбонатные толщи: верхняя продуктивная толща (KT-I) —  стратиграфически приурочена к отложениям касимовского яруса верхнего карбона - верхней части московского яруса  среднего карбона; нижняя (KT-II) — объединяет средне-нижнекаменноугольные отложения. Этаж продуктивности месторождения  более 300 м. Продуктивные карбонатные отложения KT-I на северном куполе перекрываются ангидритовой пачкой верхней части касимовского яруса верхнего карбона. В пределах южного купола ангидритовая толща отсутствует и залежь перекрыто песчано-глинистыми породами раннепермского возраста. Отложения карбона отлагались в условиях мелководного шельфа.