43679

Проведение детальных сейсморазведочных работ 3Д в пределах площади Северный Нишан

Дипломная

География, геология и геодезия

Целью настоящего проекта является проведение детальных сейсморазведочных работ 3Д в пределах площади Северный Нишан для уточнения ее геологического строения выявления новых структур и более подробного изучения находящихся в бурении нефтегазоперспективных объектов. Географоэкономическая характеристика района работ В административном отношении месторождение Северный Нишан расположено в Нишанском районе Кашкадарьинской области. Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожная станция Нишан в 8 км. восточнее месторождения Северный Нишан.

Русский

2013-11-06

11.3 MB

29 чел.

Введение

Ни одно из технических достижений в сейсмологии за последние три десятилетия не сравнится по эффективности с переходом от двухмерной к трехмерной сейсмической разведке. Это вызвано тем, что сейсмические волны распространяются в трех измерениях и подземная структура неизменно обладает трехмерной сложностью. Поэтому возможности двухмерной сейсмической разведки в изображении подземной структуры ограничены, и часто очень существенно. Трехмерная сейсморазведка в этом отношении обладает двумя основными преимуществами:

  1.  Увеличенная плотность пространственного изображения. Там, где сбор двухмерных данных осуществляется вдоль отдельных линий, при трехмерном сборе и обработке данных получающиеся многослойные и мигрированные трассы размещаются на прямоугольной решетке с малым шагом, которая охватывает область разведки. Высокая плотность трасс, находящихся близко друг от друга, дает исследователю подробную информацию о трехмерном подземном участке. Из объемного изображения можно выделить любое желаемое сечение для рассмотрения и анализа. Таким образом, исследователь имеет возможность анализировать близко расположенные сечения вдоль любой основной оси прямоугольной сетки, а не полагаться на данные интерполяции при охвате больших расстояний между точками измерений.

 На основе объемного изображения легко построить вертикальные сечения вдоль любого зигзагообразного разреза, например обводной линии, соединяющей места скважин. При этом сечения, выделенные для анализа, не обязаны быть вертикальными.

 Полный обзор структуры, в частности разрывных нарушений, можно получить, делая горизонтальные разрезы объемного изображения на фиксированных расстояниях друг от друга, а также такие сейсмические характеристики, как амплитуда, доминирующая частота и производный объем интервала, могут быть нанесены на карту и представлены вдоль криволинейных поверхностей отражающего горизонта.

  1.  Улучшенные изображения подземных структур. Кроме улучшенной передачи деталей в продольном направлении высокая плотность сетки пространственного изображения позволяет достичь значительного улучшения качества отображения подземных структур за счет использования трехмерной миграции. При двухмерном сборе данных миграция в лучшем случае оказывается неполной. В данном методе не отображается энергия, которая рассеивается за пределами плоскости разведочного профиля. Значительные преимущества трехмерной сейсмической разведки по сравнению с двухмерной достигаются благодаря трехмерной миграции, которая стала возможной только в результате получения трехмерных данных высокой плотности по разведочной области. В тех случаях, когда объектом является преимущественно пологое залегание, получение улучшенного изображения подземных структур за счет трехмерной миграции данных трехмерного наблюдения не менее важно, чем в случае сильноскладчатого залегания. Более того, правильное сохранение амплитуды, существенное для решения обратной динамической задачи с целью получения тонкослойных моделей пористости, требует точного позиционирования волн на сейсмограмме, что достигается лучше всего с помощью трехмерной миграции.

Вместе с тем, проведение площадных наблюдений предусматривает наличие многоканальных телеметрических сейсмостанций, средств спутниковой навигации, а также мощных средств цифровой обработки и более сложного программного обеспечения, что значительно увеличивает затраты на проведение сейсморазведочных работ.

Главная причина, вызвавшая необходимость применения сложной и дорогой технологии площадной сейсморазведки, обусловлена тем, что наиболее крупные и простые по строению месторождения нефти и газа уже выявлены и разведаны. Объектами исследования становятся месторождения с всё более сложно построенными резервуарами (коллекторами), что приводит к повышению риска бурения пустых скважин. Соответственно возрастают требования к точности и детальности структурных построений, к достоверности прогнозов петрофизических характеристик среды по данным сейсморазведки.

Целью настоящего проекта является проведение детальных сейсморазведочных работ 3Д в пределах площади Северный Нишан для уточнения ее геологического строения, выявления новых структур и более подробного изучения находящихся в бурении нефтегазоперспективных объектов. В ходе реализации проекта предполагается выполнить анализ результатов работ прошлых лет с целью подбора оптимальных параметров методики и технологии сейсморазведки 3Д применительно к поверхностным и глубинным сейсмогеологическим условиям,  что позволит получить наиболее качественный материал для детализации известных нефтегазоносных объектов с целью оптимизации проводимых геологоразведочных работ. Вместе с уточнением пространственного положения и особенностей строения уже известных ловушек, приуроченных к карбонатным отложениям Юры, предполагается исследовать ниже залегающие терригенные отложения с целью построения структурных карт, а также динамического анализа волнового поля, который позволит оценить нефтегазоперспективность терригенной Юры на рассматриваемой площади.    

Основными источниками для создания проекта являются отчеты о раннее проводившихся на данной территории сейсморазведочных работах, в частности отчеты Бешкентской и Илимской партий, предоставленные фондом ОАО «УЗБЕКГЕОФИЗИКА».

  1.  Общая часть

ГЛАВА 1. Географо-экономическая характеристика района работ

В административном отношении месторождение Северный Нишан расположено в Нишанском районе Кашкадарьинской области. Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожная станция Нишан в 8 км., г. Карши в 30 км. И г.Касан в 60км. К северо-востоку. Кроме того недалеко расположены поселки Бешкент и Талимарджан.

В непосредственной близости (в 8км. К северу) находятся месторождения Камаши и Бешкент. На некотором удалении (в 20км. к востоку) расположено крупное газоконденсатное месторождение Шуртан, к западу и северо-западу – месторождения Памук, Култак и Зеварды.

Действующая нитка магистрального газопровода «Келиф – Муюбарек – Самарканд» проходит в 10 км. восточнее месторождения Северный Нишан.

Параллельно газопроводу проходит асфальтированная дорога Карши – Бухара, восточнее проходит дорога, соединяющая железнодорожную станцию Карши с Душанбе. Имеется сеть грунтовых дорог, соединяющих отдельные колодцы и загоны для скота, но эти дороги трудно проходимы для автотранспорта в дождливые времена года.

В орографическом отношении район представляет собой слабо всхолмленную равнину, являющуюся составной частью обширных Каршинских степей. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 296 до 383м., увеличиваяся в восточном направлении. Ландшафт района полупустынный, с одиночными барханами и непротяженными песчаными грядами в северной и западной частях площади. Почвы представлены песками, супесями, лессовидными суглинками, такырными образованиями и реже солончаками.

Климат района резкоконтинентальный с сухим жарким летом и холодной зимой. В летнее время температура воздуха (в тени) достигает +35+45C, а в зимнее от 0 до -20-25С.  Среднегодовое количество осадков на площади составляет 120-200 мм., максимальное их количество приходится на зимний и весенний периоды. Летом и осенью часто дуют сильные ветры северо-восточного направления, переходящие в пыльно-песчанные бури.

Рассматриваемый район относится к категории безводных. Поверхностные водотоки естественного происхождения в районе работ отсутствуют, редко встречаются колодцы глубиной до 20 м., питающиеся за счет грунтовых вод, приуроченных к песчаным коллекторам четвертичного возраста. Колодцы малодебитные с горько-соленой водой, пригодной только для нужд скотоводства. Техническое водоснабжение буровых проводилось из специально пробуренных скважин, из водоносных горизонтов неогена. Питьевая вода доставлялась автотранспортом из Касана и Карши. К западу от района работ протекает с севера на юг оросительный канал.

Растительность бедная, представлена эфемерным растительным покровом, выгорающим к середине мая, и местами зарослями саксаула. Животный мир небогат и характерен для полупустынных районов Средней Азии: суслики, ящерицы, черепахи, лисы, змеи.

Коренное население занято поливным земледелием и животноводством.

Полезными ископаемыми на рассматриваемой территории являются газ и конденсат. Строительные материалы отсутствуют.

Рисунок 1. Обзорная карта района работ.

ГЛАВА 2. Краткая история гелого-геофизического изучения района.

2.1 Геологическая изученность

Район Бешкентского прогиба покрыт комплексной геолого-гидрогеологической съемкой масштаба 1:200000. На отдельных площадях региона проводилась геологическая съемка масштабов 1:50000 и 1:25000 со структурным бурением (Зеварды, Култак, Камаши, Восточный Чандыр). В 1965 году на площадях Нишан и Камаши было начато глубокое бурение. На площади Нишан за период с 1965 по 1980г пробурено 5 скважин. При опробовании скважин 3 и 4 получены слабые притоки газа, однако промышленных скоплений углеводородов не обнаружено.

На площади Камаши пробурено 9 скважин, выявлено газоконденсатное месторождение, промышленная продуктивность которого связана с верхнеюрскими карбонатными отложениями, запасы газа и конденсата утверждены в ГКЗ СССР.

На площади Бешкент глубокое бурение начато в 1973 году, пробурено 9 скважин. При опробовании верхнеюрских карбонатных отложений выявлено газоконденсатное месторождение; запасы утверждены в ГКЗ СССР.

В результате проведенных работ было детально изучено глубинное геологическое строение юго-восточной части Бешкентского прогиба, получены сведения о литологии слагающих вскрытый разрез пород, гидродинамической и гидрохимической характеристиках водоносных комплексов, подтверждены имевшиеся к тому времени сведения о наличии в юрском водоносном комплексе аномально высоких пластовых давлений. Главным же их итогом явилось открытие Камашинского и Бешкентского месторождений, впервые доказавших промышленную газоносность верхнеюрских карбонатных отложений в пределах Бешкентского прогиба.

На описываемом месторождении глубокое бурение начато в 1977 году, всего на месторождении пробурено 13 скважин. В 1981 году при опробовании скважины №2 получены промышленные притоки газа и конденсата из XY-XYa горизонтов верхней юры. В настоящее время геологоразведочные работы на месторождении завершены.

2.2 Геофизическая изученность

2.2.1 Магниторазведка

Район исследований покрыт аэромагнитными (В.Е.Ефремов, 1948г; Я.Г.Воробьев, А.М.Шушкевич,1956г) и наземными магнитометрическими (И.В.Мухин, Т.В.Смолина,1950 – 1951гг.) съемками масштаба 1:200 000, по результатам которых установлен сложный характер магнитного поля, позволяющий изучить общие закономерности строения фундамента. Выявленные положительные аномалии магнитного поля приурочиваются к площадям мезокайнозойских складок. В 1977 – 1980гг. на обширной территории Бешкентского прогиба и Учбаш – Каршинской флексурно разрывной зоны (ФРЗ) были выполнены аэромагнитная и аэрогаммаспектрометрические съемки масштаба 1:100 000 с точностью 2–3 гаммы и высотой полета 80–100м (В.М.Фомин, М.А.Вахрушева и др., 1980г.).

2.2.2 Гравиразведка

Территория Бешкентского прогиба покрыта гравиметрической съемкой масштаба 1:200 000 (В.П.Лебедев и др., 1951–1954гг.), по данным которой выявлен ряд аномалий, связываемых со структурами в кровле палеозойских отложений. Возможность прогнозирования плотностных неоднородностей в мезозойских отложениях с применением способа аналитического продолжения аномалий силы тяжести в нижнее полупространство была определена на ряде месторождений и перспективных площадей БХНГО (Шуртан, Памук и др.), служивших в качестве эталонных (А.С.Орловский, В.А.Каплун и др., 1970 – 1975гг; В.М.Фомин, А.К.Роз и др., 1980г).

2.2.3 Электроразведка

В 1958-60гг. в восточной части Бухаро-Хивинского региона проводились электроразведочные работы ВЭЗ (Громыко Н.А.). В результате этих работ были выявлены Северо-Камашинское, Камашинское, Нишанское, Айзаватское, Янгикентское и другие поднятия, а также подтверждено наличие ряда поднятий, выявляенных другими методами

2.2.4 Сейсморазведка

В 1960 г на прилегающих площадях Камашинской и Кара-Булакской сейсмопартиями 8,9/60 (Истомина И.Я., 1961) проводились сейсморазведочные работы МОВ. Проведенными работами детально изучены с подготовлены к разведочному бурению площади Айзават и Камаши, оконтурены площади Памук, Зеварды, Северный Камаши, Денау и Бешкент, подтверждены по глубоким горизонтам структуры, изученные структурным бурением – Уртабулак, Карабулак, и Восточный Денгизкуль. Подтверждены выявленные электроразведкой поднятия Нишан и Янгикент, частично изучена площадь Гирсан. На площадь Северный Нишан попал один профиль.

В 1962 г. Бешкентской сейсмопартией 11/62 (Зуфаров В.Г., 1963) проводились сейсморазведочные работы МОВ, на основании которых были построены структурные карты по отражающим горизонтам Т1, Т2, Т3, Т4, Т5, относимым, соответственно, к подошве известняков палеоцена, к турону, альбу, кимеридж-титону и келловей-оксфорду.

Проведенными работами Нишанская структура была подготовлена для проведения глубокого бурения. На площади Северный Нишан отработано пять профилей, по данным которых структура не была выявлена.

В 1967-69гг Гульбадамской сейсморазведочной партией №21/67-68 и Яккабагской опытно-методической сейсмопартией №69/68-69 (Бархударьян А.А., 1970) проводились опытно-методические исследования по опробованию различных модификаций МОВ с целью изучения подсолевых комплексов в Западном Узбекистане. Исследования выполнены с использованием методов МОВ, МОГ, МОГТ, УПФ и СПФ на площадях Памук, Култак, Нишан, Зеварды, Испанлы. В 20 скважинах проведено ВСП. В результате проведенных исследований определены некоторые особенности волнового пол, изучены динамические характеристики основных типов волн, установлено, что метод отраженных волн из-за интенсивного фона волн-помех (кратных и частично кратных) не всегда дает желаемые результаты, а методы МОГТ и МОГ позволяют проследить волны, связанные с подсолевым комплексом. На площади Памук установлено, что антиклиналь осложнена тремя локальными рифовыми надстройками.

В 1972-74 гг. Аляутдинской сейсморазведочной партией №31-72-73 (Ситдикова С.Х., 1974) проводились поисково рекогносцировочные исследования ОГТ в пределах Бешкентского прогиба. В результате проведенных работ была построена схематизированная структурная карта масштаба 1:200000 по Бешкентскому прогибу и восточной части Денгизкульского и Испанлы-Чандырского поднятий по отражающему горизонту, расположенному вблизи кровли известняков келловей-оксфорда. Получены результаты о глубинном строении Бешкентского прогиба и восточных частей Денгизкульского и Испанлы-Чандырского поднятий. По кровле известняков келловей-оксфорда подсечены структуры Зекры, Испанлы, Айзават, Нишан, Центральная Аляутды. Подтверждено наличие Южно-Айзаватской складки. Выявлен ряд новых антиклинальных перегибов, названных: Пирназар, Джебе, Бабагул, Хыдыркул, Куняфазил, Кииктепа, Бальхияк, Пуклы, Ишанкудук, Акназар, Изганча, Северный Гирсан, Новый Гирсан, Гуур, Гирсан-1, Гирсан-2, Шакирча, Зиндан, Айкотан, Ильбей, Акмала.

В 1973-74гг Бешкентской сейсмопартией 15/73 (Коробков А.Г.,1975) проводились поисково-детальные исследования сейсморазведкой ОГТ в центральной части Бешкентского прогиба. В итоге проведенных работ получены представления о глубинном строении подсолевых юрских комплексов в пределах восточной части Гирсанского вала, Южной части Чукурсайской синклинали и северной части Янгикентского структурного носа. Изучено и подгтовлено к глубокому бурению Бешкентское подсолевое поднятие. По горизонту, расположенному вблизи кровли известняков келловей-оксфорда, в пределах Каршинской депрессии выявлен ряд куполообразных складок, в пределах Янгикентского структурного носа – Западно-Янгикентская, Центральн-Янгикентская и Восточно-Янгикентская антиклинали.

В 1975г. Нишанской сейсмопартией №19/75 были проведены поисково-детальные сейсморазведочные работы МОГТ (Никифоров В.П., 1977) на площади Нишан. В результате этих исследований было уточнено глубинное строение структуры Нишан по подсолевым отложениям (отражающие горизонты Т5 и Т7) и выявлена структура Северный Нишан. Переданы под глубокое бурение структуры Нишан и Западный Янгикент.

В 1975-77 гг. Марковской сейсмопартией 18/75-77 (Цивенко М.Н., 1977) проводились поисково-детальные исследования ОГТ на участках Марковская, Северный Нишан и Памук с целью выяснения местоположения и размеров подсолевых антиклиналей и на участке Пирназар с целью завершения детализации и передачи структуры под глубокое бурение. В результате проведенных работ построен ряд структурных карт по различным отражающим горизонтам, изучено глубинное строение участков Пирназар и Марковская, получена дополнительная информация о глубинном строении участка Северный Нишан, где отработано 6 профилей. Пирназарская структура передана под глубокое бурение.

В 1975-77 гг. Пачкамарской сейсмопартией 20/75-77 (Мирхамидов М.М., 1977) проводились опытно-производственные исследования МОВ, ОГТ и МОГ в юго-западных отрогах Гиссара на площадях Кызылбайрак, Кошкудук и на территории Бешкентского прогиба на площадях Северный Нишан и Шуртан-Мавлянкудук с целью детализации и сдачи под глубокое бурение первых трех и опоискования последней по подсолевым верхнеюрским отложениям. В результате проведенных работ были составлены структурные карты по отражающему горизонту Т5, приуроченному к кровле нижних ангидритов кимеридж-титона, изучено глубинное строение площадей Кызылбайрак, Кошкудук, Северный Нишан и Шуртан. Переданы под глубокое бурение структуры Северный Нишан, Кызылбайрак, Кошкудук.

В 1986-89 гг. Денгизкульской с/п №12/86-89 (Иргашев Р.Б., 1989) проводились поисковые сейсморазведочные работы ОГТ в пределах западной части Бешкентского прогиба и зоны его сочленения с Денгизкульским поднятием. В результате проведенных работ построены карты и схемы масштабов 1:50000 и 1:100000 по площадям западной части Бешкентского прогиба и зоны его сочленения с Денгизкульским поднятием. По отложениям терригенной юры выявлен ряд новых объектов Пирназар, Западный Майнамак и Западный Нишан на одноименных площадях. Детализированы и переданы в глубокое бурение структуры Келек – по карбонатным (Т5) и Нишан – по терригенным (Т7) отложениям юры. Дана рекомендация для проведения углубленной переинтерпретации полевых материалов с целью изучения возможности подготовки под глубокое бурение объектов на площадях Пирназар, Култак, Зеварды – по горизонту Т7, расположенному внутри терригенной юры, и наплощади Акназар (структура Тузак) – по горизонту Т5, приуроченному к кровле нижних ангидритов кимеридж-титона.

Перечень полевых сейсморазведочных работ с кратким описанием использованных методик дан в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Полевые сейсмические партии

Год проведения работ, масштаб

Год написания и авторы отчетов

Краткая методика работ

1

Янгикенская с/п № 15/73

1973

Коробков А.Г.

Симметричная система шести кратного прослеживания отражающих горизонтов, минимальное удаление взрыв-прибор – 800м, максимальное – 1950м., взрывной интервал 200м., шаг центров групп – 50м., группирование – 13 СП, группа 3х скважин средней глубиной 31м., на базе 60м., суммарный заряд 11 кг.

2

Нишанская с/п № 19/75

1975

Никифоров В.П.

Симметричная система при шести и двенадцати кратном прослеживании отражающих границ, минимальное удаление взрыв-прибор – 800м., длина одной ветки годографа – 1950м., взрывной интервал 200 и 100м., шаг центров группы СП – 50м., группирование – 13 СП одиночные и  группа из трех скважин глубиной 20-120м., заряд от 9 до 48кг.

3

Марковская с/п № 18/75-76

1975-1976

Цивенко М.Н.

Симметричная и фланговая системы при 12-ти и 6-ти кратном прослеживании отражающих границ, минимальное удаление взрыв-прибор – 400, 600, 800 м., длина годографа – 1550м., 1950м., 2350м., взрывной интервал – 200 и 100м., шаг центров групп СП – 50м., группирование – 13 СП, одиночные и группа из 3-х скважин, глубиной 3590м., заряд 9 - 31,6 кг.

4

Пачкамарская с/п №20/75-77

1975-1977

Мирхамидов М.М., Тарашов В.С.

Симметричная и фланговая системы при однократном, полуторократном, 6-ти кратном, 12-ти кратном и 24-х кратном прослеживании отражающих границ, минимальное удаление взрыв – прибор – 100м., длина одной ветки годографа 575м., 1150м., 1250м., и 2350м., взрывной интервал 50, 100, 200, 575 и 1150м., шаг центров групп СП – 50 и 25 м., группирование – 13 СП, одиночные и группа из 3-х скважин глубинной 100-200м., заряд от 20 до 160кг.

5

Денгизкульская с/п №12/86-89

1986-1989

Иргашев Р.Б.

Фланговая система наблюдений, 12-ти и 24-х кратное продольное профилирование, шаг ПВ – 50, 100м., ПП – 50, 25 м., длина приемной расстановки – 2350 и 1975 м., группирование 21 и 24 СП на базе 100м. Возбуждение взрывными в одиночных и в группах из 3-х скважин, заряд 10,4 и 31,2 кг.

Схематическое изображение сети сейсморазведочных профилей на рассматриваемой территории приведено на рис. 2

Рисунок 2. Карта геофизической изученности

 

 Глава 3. Геологическое строение района и объекта работ

3.1 Стратиграфия и литология.

Геологическое строение разрезов Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области в целом и Северо-Нишанского месторождения в частности характеризуется четко выраженным расчленением на складчатой основание, представленное интенсивно дислоцированными породами дотриасового возраста, промежуточный комплекс пермо-триасовых  отложений и осадочный чехол, сложенный осадками юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем, которые с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегают на породах фундамета.

Расчленение разрезов глубоких скважин осуществлялось по диаграммам электрического, радиоактивного, акустического и других видов каротажа с учетом результатов изучения кернового материала в соответствии с современными стратиграфическими схемами и их дополнениями, разработанными в последние годы для территории Западного Узбекистана.

В пределах месторождения Северный Нишан, как и на большинстве близрасположенных площадей, палеозойские образования не вскрыты. По результатам геофизических исследований (КМПВ, ГСЗ, магниторазведка, гравиразведка) вероятная глубина их залегания составляет 4-4.5 км. На Северо-Камашинской площади, расположенной к северу от описываемой площади, вблизи Учбаш-Каршинской флексурно-разрывной зоны, образования палеозоя вскрыты скважиной 6 на глубине 3226 м.,  представлены они кристаллическими сланцами и осадочно-эффузивными породами.

Максимальная вскрытая толщина осадочного чехла на описываемой площади составляет 3921 м (скважина 5, забой которой находится в отложениях соляно-ангидритовой толщи кимеридж-титона). Однако по стратиграфической полноте вскрытого разреза максимальная толщина 3800 м. вскрыта скважиной 9, забой которой находится в терригенных отложениях средней юры.

Мезозойские отложения залегают на эродированной поверхности палеозойского фундамента с резким угловым и стратиграфическим несогласием.

Отложения пермо-триаса, нижней и средней юры на описываемом месторождении не изучены, т.к. скважинами он вскрываются.

3.1.1 Юрская система.

В составе изученной части юрских отложений выделяются три толщи, резко отличающиеся друг от друга как по литологическому составу, так и по условиям образования: терригенная (средняя юра – нижний келловей), карбонатная (средний келловей – нижний киммеридж), соляно-ангидритовая (кимеридж-титон), соответствующие выделенным в юго-западных отрогах Гиссарского хребта байсунской, кугитангской, и гаурдакской свитам.

3.1.1.1 Нижний келловей (терригенные отложения)

Терригенные отложения вскрыты на описываемом месторождении в двух скважинах №№ 3 и 9 (вскрытая толщина 66м. и 55м. соответственно). Представлены они глинами, аргиллитами, алевролитами и песчаниками. В верхней части разреза отмечаются прослои плотного темно-серого глинистого известняка.

Глины и аргиллиты темно-серые и черные, плотные, местами известковистые.

Песчаники серые и темно-серые, мелкозернистые, плотные, местами глинистые, в верхней части разреза известковистые.

Породы коллекторы во вскрытой части разреза отсутствуют.

Следует отметить что в 20км. к востоку Шуртанская скважина 25 вскрыла разрез описываемых отложений толщиной 1041м. и не вошла в палеозой. По данным этой скважины вскрытый разрез юрских терригенных отложений подразделяется на 2 толщи. Нижняя (более 800 м) сложена черными углистыми аргиллитами и алевролитами с переслоями песчаников. Согласно существующей стратиграфической схеме эта часть разреза условно может быть сопоставлена с отложениями гурудской и дегибадамской свит нижнесреднеюрского возраста, изученных в обнажения юго-западных отрогах Гиссарского хребта. Верхняя часть (около 200 м) представлена темно серыми аргиллитами и известковистыми алевролитами с редкими прослоями песчаников. Она соответствует отложениям байсунской свиты, возраст которой определен как верхний бат – нижний келловей.

На площади Северный Нишан вскрывается только верхняя часть разреза байсунской свиты, по возрасту условно отнесенная к нижнему келловею.  

3.1.1.2 Средний келловей – нижний кимеридж.

На терригенных отложениях байсунской свиты согласно залегает карбонатная толща, соответствующая кугитангской свите юго-западных отрогов Гиссарского хребта и имеющая в описываемом районе повсеместное распространение. Представлена она комплексом фациально взаимосвязанных карбонатных пород, являющихся основными аккумуляторами нефти и газа. По литологическому составу и размещению в разрезе коллекторов карбонатные отложения в рассматриваемом районе подразделяются на два основных генетических типа разреза – рифовый и безрифовый, размещение которых в плане контролируется полосой оксфордского барьерного рифа, проходящей на рассматриваемом участке между площадями Шуртан-Северный Шуртан с одной стороны и Северный Нишан – Зафар с другой.

Нижняя половина карбонатной формации в обоих типах разрезов имеет сходное строение и приблизительно равную толщину, верхняя же часть существенно отличается между собой по литологическому составу, условиям образования и толщине отложений.

В рифовом типе разреза верхняя половина сложена рифогенным комплексом массивных высокопористых известняков, в которых выделяются ХУ – рифовый и ХУ-a – надрифовый горизонты. На ближайшей к Северо-Нишанскому месторождению площади Шуртан мощность рифогенного комплекса составляет 150-200 м., а суммарная толщина карбонатных отложений превышает 400 м.

В безрифовом типе разреза стратиграфической полнотой отличается только нижняя половина разреза, а верхняя часть, соответствующая оксфордскому рифогенному комплексу (ХУ-Р и ХУ-НР горизонтам), выражена депрессионными фациями, представленными маломощным горизонтом черных битуминозных карбонатно-терригенных пород, являющимся характерным элементом разрезов данного типа. На фоне подстилающих его известняков и перекрывающих ангидритов он контрастно выделяется по аномально высоким значениям естественной радиоактивности, достигающим 10-19 микрорентген-часов.

На площади Северный Нишан, также и на близлежащих площадях Нишан, Камаши, Бешкент и др., всеми глубокими скважинами вскрыты разрезы безрифового типа, в которых отсутствуют высокопористые известняки ХУ-Р и ХУ-НР горизонтов, а присутствуют только ХYI, ХY-а и ХY горизонты. В составе последнего объединены пачки карбонатно-терригенных гамма-активных пород (ГАП-1 и ГАП-2).

ХYI горизонт на описываемом месторождении вскрыт на полную мощность лишь в скважинах 3 и 9 (144 и 150 м). Сложен он преимущественно глубоководными известняками, хорошо выдержан как по мощности, так и по литологии в пределах не только описываемого месторождения, но и на соседних площадях. Известняки, в основном, афанитовые, скрытокристаллические, темно-серые, местами почти черные, плотные, крепкие, массивные или толстоплитчатые, местами трещиноватые (трещины выполнены микрозернистым кальцитом и глинисто-битуминозным веществом). В верхней части разреза встречаются прослои сгустково-водорослевых известняков. В подошве горизонта известняки сильно глинистые, с прослоями известковистых глин. Породы коллекторы в разрезе ХYI горизонта практически отсутствуют. И лишь в 2 и 8 скважинах по данным ГИС в кровле горизонта присутствуют маломощные (0,6 – 2,6 м.) проницаемые переслои, суммарная толщина которых не превышает 8 м.

ХУ-а горизонт, являющийся на Северо-Нишанском месторождении основным продуктивным горизонтом, сложен преимущественно плотными известняками серого и темно-серого цвета, плитчатыми и грубоплитчатыми, местами массивными, с переслоями пористых и мелкокавернозных известняков. Породы характеризуются интенсивной (на отдельных участках) трещиноватостью. В отдельных интервалах керн раздроблен на мелкие кусочки. По данным микроскопического описания керна наибольшим распространением в разрезе данного горизонта пользуются сгустково-водорослевые разновидности известняков, состоящих из сгустков и комочков пелитоморфного кальцита, клубочков водорослей, детрита и промежуточной кальцитовой массы, которая интенсивно перекристализованна, доломитизирована (иногда до 20%), местами слабо (2-3%) ангидритизирована. Встречаются прослои афанитовых известняков, сложенных пелитоморфным кальцитом, имеющим нечетко выраженное сгустковое строение. Порода местами сильно доломитизирована. Следует отметить, что доломитизация в разрезе ХУ-а горизонта отмечена также по данным ГИС. При этом четко прослеживается приуроченность ее к крыльевым и периклинальным частям складки (скв. 6, 8, 12, 11).

Породы коллекторы присутствуют в виде прослоев толщиной от 0,6 до 7,6м. Пористость их изменяется в пределах 5,5-13,5%, а суммарная толщина составляет 23 – 41% от общей толщины горизонта (84 – 102 м.).

Венчающий разрез карбонатной формации ХУ горизонт сложен, в основном, известняками комковато-водорослевого состава темно-серого и черного цвета, плитчатыми, реже массивными, часто трещиноватыми глинисто-карбонатными породами, характеризующимися слабой доломитизацией и пиритизацией. В составе данного горизонта, как было указанно выше, выделяются две гамма-активные пачки (ГАП-1 и ГАП-2), толщина которых, соответственно, 1 - 9, 5 - 8 м., и которые,  благодаря их высокой глинистости и битуминозности, четко фиксируются на каротажных диаграммах ГК  и НГК.

Породы ХУ горизонта, в основном, плотные; проницаемые разности присутствуют в виде единичных (1-2) тонких (0,6 – 0,8 м) прослоев; суммарная их толщина составляет 4-12%, причем в большинстве скважин они приурочены к кровельной части горизонта, общая толщина которого составляет 13 – 21 м.

Суммарная толщина карбонатных отложений среднего келловея – нижнего кимериджа составляет 245 – 261 м. и хорошо согласуется с данными полученными на соседних площадях, вскрывших безрифовый тип: Нишан 232 – 264м., Камаши-Бешкент 200 – 220м., Гирсан 220-240м., Сирли 251 м.

 3.1.1.3 Кимеридж-титон

Венчается разрез юрских отложений мощной толщей хемогенных осадков, условно (из-за отсутствия фаунистических остатков) относимых к кимеридж-титону и соответствующих гаурской свите. Они согласно залегают на известняках кугитангской свиты, что довольно четко устанавливается в разрезах юго-западных отрогов Гиссарского хребта, в которых прослеживается постепенных переход от чистых известняков к чистым ангидритам с возрастанием содержания последних вверх по разрезу. Описываемая толща является надежной покрышкой для газовых залежей содержащихся в залегающих ниже карбонатных отложениях среднего келловея-нижнего кимериджа. В пределах Северо-Нишанского месторождения, как и на большинстве площадей Чарджоуской ступени, описываемая толща имеет пятичленное строение. Выделяемые пачки хорошо коррелируются на значительной части изучаемой площади.

Непосредственно на известняках ХУ горизонта залегает пласт ангидритов, получивший в практике геологоразведочных работ название «нижних» ангидритов. Слагают эту пачку породы от светло- до темно-серого цвета, плотные, крепкие, массивные, скрытокристаллические, сахаровидные, участками трещиноватые, в верхней части с включениями каменной соли. Трещины выполнены темно-серым и черным глинисто-известковым материалом. В подошве пачки часто встречаются тонкие прослои и гнездообразные включения известняка. Толщина описываемой пачки изменяется в широких пределах – от 76м. в сводовой части структуры (скв. 4) до 191м. в крыльевых и периклинальных ее частях ( скв. 11, 13).

Залегающая выше галогенная толща, именуемая «нижние» соли, представлена, в основном, галитом прозрачным, белым, розовато-белым, плотным, кристаллическим, с включениями и тонкими прослоями ангидритов, толщина которых составляет, в основном 1 – 5м., реже до 10 – 20 м. суммарная толщина ангидритовых пластов в разрезах отдельных скважин достигает 53 – 69 м. Общая толщина нижней соленосной толщи, также как и «нижних» ангидритов, изменяется в очень широких пределах от 9 м. в скважине 2 до 148 м. в скважине 12 и подчиняется тем же закономерностям. К северу от тектонического нарушения, секущего северное крыло структуры, толщина «нижних» солей резко возрастает, достигая 264 – 354 м.

Выше залегает пачка «средних» (промежуточных) ангидритов. Представлена она ангидритами белыми, голубовато-серыми, крепкими, кристаллическими, трещиноватыми, с частыми переслоями солей (галитов). Толщина пачки колеблется от 44 м. в скважине 2 до 108 м. в скважине 5. В сводовой же части структуры (скв. 4) выделена пачка нерасчлененных пород, представленная переслаиванием солей и ангидритов, толщина которой составляет 13м.

«Верхние» соли, залегающие на пачке средних ангидритов, представлены кристаллическим галитом прозрачным, белым, розоватым, местами красно-бурым, плотным, трещиноватым, с редкими тонкими прослойками ангидритов. В верхней части пачки встречаются включения и прослои красноцветных терригенных пород, присутствием которых обусловлены красно-бурые оттенки солей. В толще каменной соли встречаются прослои калийных солей (сильвин), характеризующихся повышенными значениями гамма-активности и имеющих толщину 2-10м. Количество их составляет от 2 до 5. Общая толщина описанной пачки изменяется от 225 до 503 м., причем минимальные толщины (225-255м.) приурочены к сводовой части складки (скв. 4 и 2 соответственно), в остальных же скважинах пределы изменения толщин «верхних» солей составляют 340-503 м.

Венчается разрез кимеридж-титона своеобразным горизонтом сульфатно-терригенных пород, выделяемых под названием «верхних» ангидритов или покровной пачки. Этот горизонт имеет незначительную (7-15 м.), но регионально выдержанную толщину и сложен серыми, бурыми ангидритами с частыми прослоями темно-коричневых и красновато-коричневых глин.

Суммарная толщина кимеридж-титонских отложений, также как и отдельных секций разреза, изменяется в широких пределах от 329 (скв. 4) до 871 м. (скв. 1). Следует отметить, что в скважине 5, остановленной бурением в отложениях нижней ангидритовой пачки, вскрытая толщина отложений кимеридж-титона составляет 992м.

3.1.2 Меловая система

Граница между отложениями юрской и меловой систем проводится условно ввиду отсутствия в переходной зоне фаунистических остатков. Эта граница принимается по кровле верхних ангидритов, т.е. по смене эвапоритов кимеридж-титона на красноцветные осадки неокома.

В составе меловых отложений выделяются нижний и верхний отделы. Осадки нижнего мела представлены красноцветными терригенными образованиями неокома (414-457 м.) отлагавшимися в субаквальных условиях, и морскими сероцветными терригенными отложениями апта (69 -78 м.) и альба (310-332 м.).

В разрезе верхнемелового отдела выделяются отложения сеноманского (225-252 м.), туронского (337-361 м.) ярусов и сенонского (534-578 м.) надъяруса, представленные  морскими терригенными осадками с редкими маломощными прослоями известняков – ракушняков и мергелей (Х и IХ горизонты сеномана). Отложения датского яруса отсутствуют.

Общая толщина меловых отложений хорошо выдержана по площади и составляет 1912-2040 м.

3.1.3 Палеогеновая, неогеновая и четвертичная системы.

Осадки палеогена несогласно залегают на верхнемеловых отложениях. Представлены они 84-109 м. толщей известняков бухарских слоев палеоцена и пачкой глин сузакских слоев эоцена толщиной 12-75 м. Общая толщина палеогеновых отложений 98-174 м.

На размытой поверхности эоценовых глин залегает толща неогеновых отложений, представленная неравномерным переслаиванием красноцветных глин, алевролитов и песчаников континентального генезиса, перекрытых маломощным (до 20 м.) чехлом песков, супесей и суглинков четвертичного возраста. Общая толщина неоген четвертичных отложений 575 – 953 м.

Более подробная литологическая характеристика меловых, палеогеновых, неогеновых и четвертичных отложений, сведения о глубинах залегания и толщинах стратиграфических комплексов и горизонтов приведены на сводном геолого-геофизическом разрезе (Рис.3)  

Рисунок 3. Геолого-геофизический разрез

3.2 Тектоника

Северо-Нишанское месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке, расположенной в пределах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области, которая приурочена к восточному борту Амударьинской впадины, являющейся частью обширной Каракумской эпигерцинской платформы (А.Г. Бабаев, 1966). Многие исследователи рассматривают Бухаро-Хивинскую область как зону ступенчатого погружения палеозойского фундамента, а также мезозойских отложений с севера, от подножья Кызылкумских палеозойских массивов, в южном направлении, происходящего по серии разломов. В пределах рассматриваемой части Амударьинской впадины выделяются с северо-востока на юго-запад Бухарская, Чарджоуская и Багаджинская ступени, разделенные, соответственно Учбаш-Каршинской и Амударьинской флексурно-разрывными зонами. В их пределах по данным геофизических исследований и глубокого бурения выделяются крупные выступы палеозойского фундамента и разделяющие их прогибы.

Северо-Нишанское месторождение расположено в центральной части Бешкентского мегапрогиба, являющегося крупным структурно-тектоническим элементом Чарджоуской ступени и расположенного на крайнем юго-востоке последней. По размерам (60 х 120 км.) и сложности строения Бешкентский мегапрогиб значительно превосходит другие отрицательные структуры БХНГО, осложняющие Бухарскую и Чарджоускую ступени.

Северная граница Бешкентского мегапрогиба выражена Учбаш-Каршинской флексурно-разрывной зоной. Эта зона, протяженность которой превышает 400 км, к северу от Бешкентского мега прогиба характеризуется рядом особенностей, отличающих этот ее сектор от других, расположенных северо-западнее. В частности, в северо-западной части, к западу от Майманактау, Учбаш-Каршинская флексурно-разрывная зона (ФРЗ) характериюуется растяжением, о чем свидетельствует развитие грабенов (Кокчинский и др.). В пределах Бешкентского сектора ФРЗ характеризуется зоной сжатия, о чем свидетельствуют надвиговые дислокации на сложно построенных складках Майманактау, Касантау, Кунгуртау и др.

Учбаш-Каршинская ФРХ под острым углом сочленяется с Караиль-Лякгарской ФРЗ, отделяя здесь Бешкентский платформенный прогиб от Кашкадарьинского синорогенного предгорного прогиба. Учбаш-Каршинская ФРЗ выражается значительным увеличением мощности нижне-среднеюрских отложений от 0 – 250 м. на Бухарской ступени до более чем 1000 м. в мегапрогибе. Верхнеюрские карбонатные отложения не изменяют существенно своей мощности по обе стороны ФРЗ. Более того, в центальной части Бешкентского мегапрогиба мощности карбонатной  формации уменьшаются до 200 м., что связано с некомпенсированным прогибанием в соответствующее время. Особенно резко возрастают мощности верхнеюрской соленосной фармации (до 1000 м).

Караиль-Лякгарская ФРЗ ограничивает Бешкентский мегапрогиб на востоке. Рассматриваемая ФРЗ представляет собой систему эшелонированных разломов, подставляющих друг друга по простиранию. Вследствие этого простирание ФРЗ ближе к меридианальному, чем простирание составляющих ее разломов. Узкие ломтеобразные блоки, заключенные между разломами, погружаются в юго западном направлении с увеличением глубин залегания верхнеюрских карбонатных отложений  до 3-3.5 км. Поэтому в пределах рассматриваемых блоков, граница Бешкентского мегапрогиба проводится условно по гипсометрии этой стратоповерхности – 3000 м., вследствие чего имеющиеся в этой зоне нефтегазоперспективные объекты могут субъективно относиться как к Бешкентскому мегапрогибу, так и к Юго-Западным отрогам Гиссара. Караиль-Лякгарская ФРЗ сформирована в основном новейшими движениями. Однако тот факт, что триасовые отложения Юго-Западных отрогов Гиссара представлены маломощной бокситоносной корой выветривания, а в Бешкентском мегапрогибе развита мощная толща пермо-триаса, позволяет предполагать наличие разрывной или флексурной структуры, ограничивающей Бешкентский пермо-триасовый седиментационный бассейн с востока. Точное положение ее не известно.

На западе мегапрогиб ограничен зоной резкого увеличения мощности неогеновых отложений (до 200 м.), которая отмечается на восточных крыльях Култакской и Памукской антиклиналей. Последнее свидетельствует о формировании прогиба в новейший тектонический этап. Однако на профилях ОГТ, ориентированных вкрест рассматриваемой флексуры, наблюдаются множественные клиноформы в нижне-мезозойской части разреза, создающие в целом картину несогласованного налегания все более молодых комплексов, вероятно триаса и юры, на поверхность складчатого основания. Юго западная граница мегапрогиба условно проводится по Амударьинской ФРЗ.

В пределах Бешкентского мегапрогиба выделяется ряд линейных зон поднятий, простирающихся с юго-запада на северо-восток: Айзаватская, Кмашинская, Нишанская, Аляутдинская и др. Месторождение Северный Нишан располагается в северо-восточной части Нишанской антиклинальной зоны.

Рассматривая тектоническое районирование Бешкентского прогиба, следует отметить, что осадочный чехол, включающий юрско-кайнозойский комплекс осадков, состоит из 2 этажей, разделенных кимеридж-титонской соленосной толщей. При этом структуры нижнемеловых  и верхнеюрских карбонатных отложений значительно различаются. Причиной этого с одной стороны является региональное увеличение мощности эвапоритовой формации кимеридж-титона в южном направлении, с другой стороны та же эвапоритовая формация нивелирует неоднородности эрозионно-тектонического рифогенного рельефа поверхности карбонатной формации, вследствие чего дислокации нижнемеловых отложений значительно упрощены по сравнению с верхнеюрскими.

Наиболее полная информация о строении поверхностей надсолевых комплексов получена по кровле бухарских слоев палеоцена, которая  вскрыта всеми глубокими скважинами, пробуренными в рассматриваемом районе в разные годы с целью поисков локальных антиклинальных складок. Эти данные позволили выполнить геометризацию Северо-Нишанской структуры и изучить характер ее сочленения с другими структурами района. По кровле известняков бухарских слоев палеоцена площадь Северный Нишан приурочена к северо-восточной периклинали крупной Нишанской антиклинали, свод которой находится в районе поисковой скважины №1. Размеры ее по изогипсе -400м. составляют 30х6 км. с амплитудой более 200м. Складка имеет в целом северо-восточное простирание, ось ее изогнута в виде дуги, обращенной выпуклостью на запад-северо-запад. Угля падения пластов изменяются от 4-50 на крыльях до 10 на периклиналях. На севере, северо-западе и западе Нишанская антиклиналь отделяется, соответственно, от Бешкентской, Камашинской и Гирсанской антиклинальных складок широким (от 10 до 15 км.) прогибом глубиной свыше 400 м. На юго-востоке описываемая складка отделена посредством асимметричного синклинального прогиба, глубина которого составляет 250 м., от Аляутдиноского поднятия.

Палеогеновый план Нишанской антиклинали практически без изменений следится до кровли кимеридж-титона и в целом совпадает с морфологией поверхности этих отложений. Так, по кровле верхних ангидритов складка сохраняет северо-восточное простирание, однако размеры ее несколько сокращаются: длина -18км., ширина (в сводовой части) – 5 км., высота около 100 м.

Поверхность подсолевых отложений, начиная с кровли нижних ангидритов кимеридж-титона, существенно усложняется. На фоне крупной Нишанской антиклинали, вдоль ее оси, обособляется ряд складок, осложненных тектоническими нарушениями. Наиболее крупной из них и гипсометрически наиболее приподнятой является Северо-Нишанская складка, строение которой по кровле нижних ангидритов и по кровле ХУ горизонта, как видно из рисунков 4 и 5 практически не отличается, поэтому ниже приводится описание лишь по продуктивной части разреза.

Согласно структурной карте по кровле ХY горизонта, построенной методом схождения от кровли верхних ангидритов кимеридж-титона (рис. 5), Северо-Нишанская складка представляет собой субширотно простирающуюся брахиантиклиналь, ось которой несколько изогнута в северном направлении, постепенно отклоняясь на юго-запад. Размеры складки по замкнутой изогипсе -3300м. составляют: длина 11 км., ширина (в центральной части) 5,5 км., высота 420 м. Складка имеет асимметричное строение, углы падения пластов на крыльях составляют 5 – 80. Существенные изменения крутизны падения пластов происходят вдоль оси складки: так, в юго-западном направлении от скв. 4 к скв. 11 углы падения изменяются от 1,50 в присводовой части до 3 – 40 на юго-западной периклинали; в восточном же от скв. 4 направлении крутизна падения пластов существенно увеличивается, дост игая 12 – 150.

Строение северной части складки осложнено тектоническим нарушением, по которому северный блок опущен относительно южного. Данное нарушение, имеющее конседиментационный характер, установлено по материалам сейсмических исследований и косвенно подтверждается результатами бурения скважин 2, 4 и 5, 7, расположенных по разные стороны от нарушения на расстоянии 1,5 км друг от друга, и в которых гипсометрическое положение кровли нижних ангидритов различается на 580 – 610 м. (рис.4), что является следствием резкого увеличения мощности соляно ангидритовой тощи, которая резко возрастает к северу от нарушения, составляя (без нижних ангидритов) 743-791м., против 253 – 320 м. на южном блоке. Амплитуда нарушения в районе свода достигает 500 м. В восточном и западном направлениях амплитуда нарушения постепенно сокращается и в районе собственно Нишанской структуры оно полностью затухает. Описанное нарушение служит тектоническим экраном для залежи Северо-Нишанского месторождения. По нему продуктивные породы XYXY-a горизонтов контактируют с соленосной толщей кимеридж-титона, обладающей отличными экранирующими свойствами.

На юго-западе к Северо-Нишанской складке примыкает Нишанская антиклинальная складка, имеющая субмеридианальное простирание. Свод ее находится в районе поисковой скважины №1, совпадая в основном со сводом надсолевой складки. По кровле нижних ангидритов и XY горизонта южное замыкание складки не установлено. В пределах ее северной периклинали обособляется небольшой купол, размер которого (по изогипсе -3200м.) 1,6 х 1 км. х 20м.

Сочленение Северо-Нишанской и Нишанской структур происходит по тектоническим нарушениям юго-восток – северо-западного простирания. Наличие их однозначно установлено в разрезе, вскрытом скважиной 13 (текст. Прилож. 2). Первый взброс с амплитудой 32 м подсечен на глубине 3715 м., начиная с которой происходит повторение XY горизонта (ГАП- 1, ГАП-2) и XY-a горизонта. На глубине 3739 м. по повторению в разрезе низов нижних ангидритов и XY горизонта (ГАП-1 и ГАП-2) зафиксирована плоскость второго взброса, амплитуда которого 31 м. Таким образом, суммарная амплитуда смещения по кровле XY горизонта составляет 113м.  Оба нарушения имеют конседиментационный характер. По данным сейсморазведки зона нарушения фиксируется к югу от скважины 13 внутри терригенной толщи юры (рис.6). Где его амплитуда составляет 180 м. Вверх по разрезу амплитуда смещения сокращается и в нижних солях (вблизи кровли нижних ангидритов) оно полностью затухает. В плане также происходит затухание нарушения в юго-восточном и северо-западном от скважины 13 направлениях. В целом по отражающему горизонту Т7, расположенному внутри терригенной толщи юры, структурный план практически не отличается от выше описанного.   

Рис. 4

Рис. 5

Рис. 6

3.3 Нефтегазоносность

3.3.1 Характеристика нефтегазоносности района.

Бешкентский нефтегазоносный район, охватывающий территорию одноименного мегапрогиба, в состав которого входит Северо-Нишанское месторождение, в настоящее время занимает второе после Денгизкульского,  место по суммарным запасам газа. В пределах этого района открыто крупнейшее в Западном Узбекистане Шуртанское газоконденсатное месторождение, а также целый ряд более мелких: Бешкентское и Камашинское газоконденсатные, Шакарбулакское газонефтяное и др. На всех выявленных здесь месторождениях, как и на большинстве месторождений Западного Узбекистана, промышленная нефтегазоносность связана с верхнеюрскими карбонатными отложениями, яляющимися в пределах Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и юго-западных отрогов Гиссарского хребта регионально продуктивной толщей. Ловушки расположенные в этой толще представлены двумя генетическими типами. Формирование первого типа ловушек обусловлено, преимущественно, тектоническими факторами (пластово-сводовые, тектонически-экранированные), второго – с рифогенными постройками. Это, в основном, массивные залежи. Ловушки первого типа размещены в западной части мегапрогиба, второго – в восточной.

Меловая часть разреза на Северо-Нишанской площади, как в целом и на всей территории Бешкенсткого мегапрогиба, не представляется перспективной с точки зрения поисков месторождений  углеводородов. Это объясняется фациальной изменчивостью меловых отложений от шельфовых к лагунным в направлении от Мургабской и центральной части Амударьинской впадин к юго-восточной части Амударьинской впадины и юго-западным отрогам Гиссара. По этой причине песчаные горизонты верхней части готерива, содержащие подавляющую долю известных запасов углеводородов Амударьинско-Мургабской зоны, в Западном Узбекистане замещаются солями и ангидритами керкидагской свиты. Другим весомым фактором в вопросе перспективности меловой части разреза является высокая мощность (несколько сотен метров) соляно-ангидритовых отложений кимеридж-титона, являющихся надежным флюидоупором. Опробование меловых горизонтов на близлежащих к Северо-Нишанскому месторождению площадях (Айзават, Северный Камаши, Шуртан), а также на ряде структур расположенных в соседних районах (в частности на Денгизгульском поднятии), дало отрицательный результат, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплений нефти и газа в меловых отложениях.

Объектом интересным с точки зрения нефтегазоносности является терригенная формация средней и нижней юры, которая до сих пор остается практически неопоискованной в пределах Бешкентского мегапрогиба. Терригенные отложения средней и нижней юры здесь вскрыты около 70 скважинами, из которых около 20 приходится на площадь Шуртан. Продуктивные XIY и XYIII горизонты вскрыты лишь 5 скважинами. Полные разрезы среднеюрских и частично нижнеюрских отложений вскрыты только двумя скважинами (Шуртан, скв. 25 и Янгиарык, скв 3). При этом во время испытаний этих скважин постоянно отмечались слабые притоки газа (скв. 25 интервалы 3967 – 3979, 4053 – 4041).  По данным скважины 25 на площади Шуртан юрские отложения сложены песчанно-глинистыми породами. По материалам промыслово-геофизических исследований и результатам исследования керна породы коллекторы представлены песчаниками и алевролитами в виде отдельных пластов и прослоев небольшой мощности, имеющих невысокие фильтрационно-емкостные свойства (пористость их не превышает 10%, а проницаемость – нескольких миллидарси), что подтверждается и результатами опробования: из всех опробованных объектов притоков либо не получено, либо получены очень слабые притоки пластовой воды или газа, неподдающегося замеру. Только из одного объекта свободный дебит газа достигал 8 тыс м3/сут.

Важным фактором в вопросе перспективности терригенной формации юры является ряд промышленных скоплений газа, относящихся к данной формации, которые были выявлены в северо-западной (Гугуртли, Даяхатын, Ходжиказган, Аккум) и северной (Дивалкак) частях Чарджоуской ступени. В этой связи необходимо также отметить, что в пределах указанных месторождений продуктивные терригенные отложения находятся на более высоких гипсометрических отметках нежели аналогичные отложения в пределах Бешкентского мегапрогиба. Анализ микроописания пород терригенной толщи юры, выполненный различными исследователями, показывает, что пределах Чарджоуской ступени и Бешкентского прогиба, в направлении с северо-запада  на юго-восток, соответствующим увеличению глубин залегания пород, усиливается интенсивность проявления катагенетических процессов. В связи с этим в указанном направлении отмечается ухудшение коллекторских свойств пород. Резюмируя выше сказанное, считаю необходимым проведение дополнительных сейсморазведочных работ МОГТ и углубленной интерпретации уже имеющихся материалов по юрской терригенной формации в свете того, что месторождение Северный Нишан находится относительно на более высокой гипсометрической отметке, чем другие структуры Бешкентского мегапрогиба и вероятность катагенетического уменьшения коллекторских свойств продуктивной в северо-западной части Чарджоуской ступени юрской формации здесь относительно невелика.

3.3.2 Характеристика нефтегазоносности месторождения Северный Нишан.

Как указывалось выше, промышленная газоносность Северо-Нишанского месторождения связана с верхнеюрскими карбонатными отложениями, что подтверждается опробованиями и результатами интерпретации материалов промыслово-геофизических исследований. При этом этаж газоносности охватывает XY,XY-a, и XYI горизонты, представляющие собой единую газогидродинамическую систему с единым газоводяным контактом. Гидродинамическая связь в объеме карбонатной толщи обеспечивается трещиноватостью пород, широко развитой в отложениях верхнеюрской карбонатной формации в пределах Бешкентского прогиба и юго-западных отрогов Гиссара.

Основной объем коллекторов приурочен к XY-a горизонту, характеризующемуся в целом слоистым строением – чередованием пористых и уплотненных известняков. Несмотря на хорошую в целом коррелируемость разрезов данного горизонта, распространение коллекторов по площади неравномерное, что видно из ниже помещенной таблицы:

Таблица 3.1

Суммарная эффективная толщина, м

Общая толщина XY-a горизонта, м

1

4,2

70 (вскрытая мощность)

2

38,6

95

3

35,4

88

6

32,6

92

8

19,6

84

9

37,2

97

11

19

88

12

15,6

102

13

7

66 (вскрытая мощность)

 

Как видно из приведенных данных, максимальное развитие коллекторов в разрезе XY-a горизонта (35,4-38,6 м) отмечается по скважинам 2, 3 и 9, расположенным в сводовой части структуры. На погружениях (район скважин 8, 11, 12, 13) мощность коллекторов не превышает 19,6 м. за исключением района скважины 6, где эффективная толщина составляет 32,6 м. Такое распределение эффективных толщин обусловлено как фациальными особенностями седиментации, так и консервирующим влиянием газовой залежи, блокирующим эпигенетическое минералообразование в поровом пространстве коллекторов (известно, что этот процесс более интенсивно протекает в водонасыщенных коллекторах). Во всяком случае последнему благоприятствует древний возраст ловушки, которая приобрела весьма контрастные формы в верхнеюрское время, о чем свидетельствуют карты изопахит кимеридж-титонских отложений (рис.5 и рис.7).

В перекрывающих (XY горизонт) и подстилающих (XYI горизонт) отложениях карбонатной толщи коллекторы присутствуют в очень ограниченном объеме: В XY горизонте – это 1 – 2 пропластка в кровельной части горизонта толщиной 0,6 – 0,8 м.; в XYI горизонте – 5 прослоев в районе скважины 2 суммарной толщиной 8м.

Характерной особенностью Бешкентского прогиба является практическое отсутствие коллекторов в рассматриваемом карбонатном комплексе в межструктурных зонах (Центральный Янгикент, Сирли и др.). Этим, в частности, обусловлена мозаичная картина распределения приведенных пластовых давлений юрского водонапорного комплекса.

Поинтервальным опробованием гозонасыщенной толщи установлен широкий диапазон продуктивности коллекторов, дебиты газа менялись от слабых (неподдающихся замеру) до 3,5 млн. м3/сут.

Рис. 7

В связи с неоднозначностью данных о продуктивности коллекторов был выполнен анализ геолого-геофизических данных, геолого-технических условий проводки скважин в интервалах залегания продуктивной толщи, а также данных об интенсификации притоков.  В частности, выполнена попластовая оценка проницаемости по материалам ГИС; по отдельным интервалам опробования, где это было возможно, определены величины проницаемости по материалам испытания; по всем скважинам выполнялся расчет репрессий на пласт. В результате этих мероприятий были получены следующие выводы:

  1.  По материалам ГИС и испытания наилучшими фильтрационными свойствами обладают коллекторы вскрытые сводовыми скважинами 2 и 4. В этих скважинах проницаемость по данным ГИС в отдельных интервалах достигает 1000 мД., а в среднем по разрезу составляет 270 мД. (скв. 2) и 121 мД. (скв. 4). Необходимо отметить, что данные ГИС характеризуют проницаемость матрицы коллектора.

 Поэтому, учитывая высокую степень трещиноватости коллекторов, особенно в пределах свода и присводовой части структуры, следует ожидать, что фактические величины проницаемости будут еще выше. О наличии же высокой трещиноватости пород продуктивной толщи свидетельствуют катастрофические поглощения глинистого раствора при вскрытии последней в скважинах 2, 3 и 4. К сожалению, материалы испытания скважин в большинстве случаев не позволили оценить величины проницаемости по промысловым данным и сопоставить их с данными ГИС. Однако, судя по единичным интервалам (в скв. 2, 8), по которым выполнены такие оценки, величины проницаемости на порядок выше, чем по данным ГИС.

  1.  Во всех направлениях от свода структуры матричная проницаемость коллекторов постепенно снижается и составляет в среднем в присводовой части структуры по данным ГИС от 30 мД (район скв. 3) до 17 мД (район скв 9). В этой зоне также, как и в первой, развита трещиноватость пород, о чем свидетельствует поглощение промывочной жидкости в процессе бурения и сильная раздробленность поднятого керна. При этом судя по интенсивности поглощения бурового раствора (катастрофическое в скв. 3. и частичное в скв 9), степень трещиноватости более высокая в районе скважины 3.
  2.  За пределами выше указанных зон матричная проницаемость коллекторов в среднем по скважинам ниже 10 мД., при этом самые низкие значения (от 0,1 до 2 мД) установлены в скважине 8. В связи с этим результаты испытания скважины 8 имеют принципиальное значение для выяснения реальной продуктивности коллекторов в рассматриваемой зоне. В этой скважине опробованы 4 интервала, в которых выделены коллекторы с кондиционными параметрами. Только в одном случае (интервал  3624 – 3616м) был получен промышленный приток газа дебитом 190 тыс. м3/сут. на 10мм штуцере без кислотной обработки. Во всех остальных случаях до кислотной обработки дебит газа не превышал 6 тыс.м3/сут., после 3х кратной обработки дебит увеличился до 371 тыс.м3/сут. на 10мм штуцере. Это свидетельствует о высокой эффективности многократных кислотных обработок для карбонатных коллекторов с низко проницаемой матрицей, которые в наибольшей степени подвержены блокирующему влиянию промывочной жидкости даже при сравнительно небольших репрессиях на пласт в процессе вскрытия. Сравнение величин проницаемости по данным ГИС (матричная проницаемость) и испытания по скважине 8, которые составляют, соответственно, 0,3-0,8 и 14 мД., свидетельствует о том, что в рассматриваемой зоне также развита трещиноватость, но по-видимому, в меньшей степени чем в сводовой и присводой частях складки.

Приведенные выше данные подтверждают промышленную продуктивность выделенных к подсчету запасов коллекторов во всем объеме газовой залежи, включая приконтактную часть. Единичные низко дебитные пропластки будут дренироваться в залежь по мере снижения пластового давления, что подтверждается эксплуатацией Култакского газового местородения, в пределах которого в низко дебитных коллекторах содержится половина запасов газа.

Положение ГВК залежи определено на отметке минус 3300 м. по данным испытания скважины 11, в которой из верхней части XY-a горизонта (интервал 3648 – 3640м) получен слабый приток газа (5 тыс. м3/сут.).

Принятая отметка ГВК подтверждается опробованием интервала 3652 – 3642м в скважине 8, давшем 371 тыс. м3/сут., а также пересечением на указанной отметке эпюр пластовых давлений газовой залежи и водоносной части резервуара.

Ниже принятой отметки ГВК в единичных интервалах скважин 6 и 12 при опробовании отмечались слабые газопроявления, связанные, по-видимому, с водорастворенным и сорбированым газом.

Размеры газовой залежи приведены в табл 3.2.  Тип залежи массивно пластовый тектонически-экранированный в северной части. Залежь имеет обширное сухое поле, наличие которого обусловлено залеганием плотных известняков XYI горизонта выше отметки ГВК.

Таблица 3.2 Характеристика газовой залежи и ее элементов.

Параметры

XY+XY-a+XYI

XY

XY-a

XYI

Длина, км

11

11

10,5

5

Ширина, км.

5,5

5,5

5

2,2

Высота, м

420

420

400

180

Площадь, км2

55,3

55,3

46,5

9,25

Эффективный продуктивный объем, 105м3

1367

44

1298

25

Пределы изменения эффективных толщин, м.

0-39,4

0-2

0-38,6

0-8

Средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина, м

24

0,8

28

3

 

Необходимо отметить, что при опробовании XY горизонта в скважине 13, пробуренной для выяснения характера сочленения с Нишанской структурой, получен промышленный приток газа дебитом 105 тыс.м3/сут., из XY горизонта. В результате бурение этой скважины существенно уточнено геологическое строение этой части площади. Было установлено, что сочленение Северо-Нишанской и Нишанской структур происходит по серии тектонических нарушений (подсеченных скважиной 13), по которым Нишанский блок поднят относительно Северо-Нишанского на 113м. Скважина 13 оказалась пробуренной на северо-восточной периклинали крупной Нишанской складки, в присводовой части обособленного здесь небольшого купола (рис.5), в пределах которого ранее были пробурены и опробованы скважины 3Н и 4Н. при этом в скважине 4Н из всех опробованных объектов XY-a горизонта получены слабые притоки газа (2.3 – 5.8  тыс.м3/сут.), причем однократные кислотные обработки эффекта не дали. В скважине 3Н при опробовании интервала 3625 – 3614м, залегающего в подошве XY-a горизонта, был получен (после однократной СКО) газ с водой, дебиты которых через 6-мм штуцер составили 21 тыс.м3/сут. и 2.5 м3/сут, соответственно.

Сравнительная характеристика разрезов юрских карбонатных отложений, вскрытых скважинами на Нишанском и Северо-Нишанском участках, показывает, что они не отличаются друг от друга ни по характеру распределения коллекторов во вскрытом разрезе, ни по их фильтрационно-емкостным свойствам.

 

  1.  Специальная часть

Глава 4. Сейсмогеологическая характеристика района работ.

4.1 Поверхностные сейсмогеологические условия.

Изучение верхней части разреза в пределах рассматриваемой площади проводилось по результатом МСК и путем отстрела точек ЗМС методом преломленных волн по системе встречных годографов. На площадях Нишан и Северный Нишан ЗМС имеет как одно, так и двухслойное строение, причем, первый тип разреза больше распространен в крайних восточной и северной частях, второй – в центральной и западной.

Мощность первого слоя колеблется в пределах 4-54м, второго – 6-51 м; пластовые скорости соответственно составляют 600-1100 м/с и 700 – 1800 м/с. Литологически ЗМС представлена чаще песками и глинами, реже суглинками с незначительным содержанием гравия и гальки.

Коренные породы представлены плотными, вязкими глинами с пластовой скоростью 1700 – 2400 м/с.

В целом на площади наблюдается возрастание мощности ЗМС с севера на юг и с запада на восток.

Для площадей Бешкентского мегапрогиба и Денгизкульского поднятия при возбуждении упругих колебаний из скважин, характерны два типа волн помех:

  1.  Низкоскоростные  волны-помехи с V* = 350 – 700 м/с с видимой частотой f = 25 – 30 Гц.
  2.  Высокоскоростные волны-помехи с V* = 1400 м/с и f = 30 – 40 Гц.

Эти волны помехи искажают полезную запись в диапазоне времени регистрации от 0,3 до 1,3 с.

При работе с применением невзрывных источников типа ВСМ характерны три типа волн помех:

  1.  Высокоскоростные волны-помехи, следящиеся вблизи первых вступлений со скоростью 2000 – 2300 м/с.
  2.  Низкоскоростные волны-помехи, следящиеся в диапазоне времени 0,5 – 1,4 с и имеющие кажущуюся скорость 500 – 600 м/с.
  3.  Волны-помехи с кажущимися скоростями 250 – 300 м/с.

Интенсивность всех указанных волн помех резко падает с удаления от ПВ на расстояние больше 800м.

4.2 Глубинные сейсмогеологические условия.

На площадях Денгизкульского поднятия и Бешкентского мегапрогиба благодаря относительно хорошей дифференцированности физических свойств пород, выдержанности фаций мезокайнозойского осадочного чехла, создаются в общем благоприятные условия для получения устойчивых отражений от целого ряда геологических границ.

Глубинное волновое поле неоднократно изучалось многими исследователями с помощью ВСП, МОВ, МОГТ, которые кроме решения основных геологических задач давали широкую информацию о характере волнового поля. В результате этих исследований выделена серия опорных отражений, соответствующих акустически жестким литологическим границам, определены глубины их залегания, мощности, значения пластовых и средних скоростей, коэффициенты отражения. В разрезе мезокайнозойских отложений эти границы соответствуют кровле и подошве известняков палеоцена, глинам турона, глинам альба, кровле песчаников XII – продуктивного горизонта неокома-апта, а также кровле соляно-ангидритовой толщи юры, кровлям средних и нижних ангидритов кмеридж-титона, подошве известняков келловей-оксфорда, пласту глин внутри толщи терригенной юры.

Для района работ характерно наличие кратных и частично кратных волн от границы «земля-воздух», подошвы ЗМС, кровли и подошвы известняков бухарского яруса, горизонтов в меловой толще.

Причем кратные волны имеют скорости, сравнимые со скоростями целевых отражений и высокую интенсивность.

Существенной помехой при выделении целевых юрских отложений являются дифрагированные волны, обязанные своим происхождением нарушениям и литологическим неоднородностям.

Наличие выше описанных помех, сложное строение целевого горизонта, незакономерное изменение мощностей соляно-ангидритовой формации, перекрывающей этот горизонт, обуславливает изменчивый характер волновой картины в подсолевом интервале времен. Это послужило причиной применения утяжеленных полевых систем наблюдения ОГТ, новых методов обработки и анализа сейсмической информации, полученной от карбонатных, терригенных юрских горизонтов.

Оптимально выбранная система наблюдений, применение новых приемов обработки позволит упростить и сделать более разрешенным участки временного разреза с полученными осложнениями волновой картины.

Индексация сейсмических реперов, их привязка, краткая характеристика, распределение пластовых и средних скоростей приведены в таблицу 4.1 и рис. 8

Таблица 4.1

Сейсмический репер

Группа границ, формирующая волну

Стратиграфическая привязка волны

Характеристика сейсмических волн

Пластовая скорость, м/с

T2 (XIII)

Границы пластов пачки песчаников XIII горизонта

Кровля XIII горизонта неокома-апта

Низкочастотная 2-х и 3-х фазная, следящаяся повсеместно, с хорошими корреляционными свойствами

3600 – 4800

T3 (ВА)

Границы пластов пачки верхних ангидритов

Кровля верхних ангидритов, кровля САФ

Высокочастотная, 1 – 1.5 фазная, следящаяся повсеместно с хорошими удовлетворительными корреляционными свойствами

4100 – 5500

T4 (СА)

Границы пластов пачки средних ангидритов

Кровля средних ангидритов

Среднечастотная, в основном 2-х фазная, следится в пределах отдельных площадей не повсеместно, в основном с хорошими корреляционными свойствами

5210 – 2670

T5 (НА)

Кровля нижних ангидритов киммеридж-титона

Кровля и подошва нижних ангидритов

Среднечастотная, 1,5 – 2-х фазная, следится на определенных участках площадей в интерференции с волной Т4. Однозначная идентификация и корреляция волны затруднена

T6 

Известняки келловея-оксфорда

5500 – 5800

T7

Границы внутри ТФ юры

Кровля ТФ

Квазирегулярная с неустойчивыми амплитудными и фазовыми характеристиками

Наиболее четко и уверенно на временных разрезах ОГТ выделяются отражения, связанные с XIII горизонтом неокома (Т2) и кровлей верхних ангидритов кимеридж-титона (T3) (рис. 9 – 12). Низкочастотная, 2-3х фазная динамически выраженная волна T2 формируется на геологических границах,  имеющих стабильное распространение по площади. Сейсмический репер Т3 менее четко выражен (в динамическом плане) по сравнению с Т2; имеет более высокочастотный характер, 1-1.5 фазы, следящихся с хорошим и удовлетворительным качеством. Формирует эту волну пачка верхних ангидритов, залегающая в кровле соляно-ангидритовой формации (САФ) и являющаяся поверхностью выравнивания для нижележащих геологических границ. Однако в пределах площадей Нишан – Северный Нишан прослеживаемость описываемого горизонта в одном случае несколько ухудшается, что связано с приразломными зонами, а в другом практически невозможна из-за сложной интерференционной картины, обусловленной геологическими факторами, контролирующими рапоносность САФ. Следует отметить конформное залегание границ, стратифицированных волнами T2 и Т3.

Волну Т4, сформированную на пачке пластов средних ангидритов, в целом можно отнести к хорошо коррелируемой. Идентифицированная как кровля средних ангидритов, следится за пределами зон с осложненным строением САФ как 2х фазная и среднечастотная с неплохими динамическими параметрами. В связи с неоднородным строением на площади пачки средних ангидритов, а также в связи с криволинейными формами залегания ее границ, именно с этой «геологической единицей» связывают формирование псевдодифрагированных волн-помех (ПДВ). Трудности в корреляции репера Т4 по площади связаны: с зоной вторичного изменения мощности соляно-ангидритовых отложений, с зонами тектонических нарушений, с особенностями строения САФ (выклинивание отложений нижних солей), а также с наличием волн-помех. В отложениях верхних солей спорадически просматриваются оси синфазности, по динамическим параметрам сопоставимые с T4. Формируются эти волны на пропластках калийных солей, которые так же неравномерно распределены по площади.

Наибольший практический интерес представляет волна Т5, сформированная на нижних ангидритах кимеридж-титона. Ее характер во много зависит от подстилающих и покрывающих отложений. В сводовых частях складок выклинивание толщи нижних солей приводит к тесной интерференции Т4 Т5.

Под волной Т5 в интервале 100-150 мс следится квазирегулярное поле, сформированное на акустически жестких границах карбонатной формации (рис.9 – 12). В этом волновом поле можно выделить несколько типов волновых картинок и сделать вывод о том, что тип волновой картинки отображает характер строения карбонатных отложений.

Из выше сказанного следует, что волновой пакет, включающий в себя отражения от карбонатной формации (КФ) и нижних секций САФ, учитывая интерференционные эффекты и наложение волн-помех, в частности ПДВ, представляет собой сложную волновую картину, не всегда поддающейся уверенной интерпретации.

Наиболее простое волновое наблюдается в области регистрации волны Т7, сформированной на геологических границах внутри терригенной формации нижне-среднеюрского возраста. Интенсивность и динамическая выразительность записи этой волны не всегда. Непрерывная корреляция ее по площади затруднена.

Как уже отмечалось выше, фактором, осложняющим интерпретацию волнового поля, сформированного на отложения КФ и САФ, является наличие ПДВ. На временных разрезах в интервале регистрации отражающего горизонта Т4, фиксируются многочисленные и интенсивные криволинейные оси синфазности значительной протяженности. Пересекая интервал регистрации волны Т5 они интерферируют с ней, что в большинстве случаев приводит к значительному осложнению идентификации и корреляции целевых волн. Проведенными исследованиями было установлено, что рассматриваемые волны являются отраженными и связаны с криволинейными формами рельефа с относительно малыми радиусами кривизны отражающего горизонта Т4, представляющего собой чередование субпараллельных линейных антиклинальных и синклинальных зон ( А.Е. Старобинец, 1988; Г.И. Могилевский).

Рис. 9

Рис. 10

Рис. 11

Рис. 12

4.3 Выбор объекта и обоснование постановки проектируемых работ.

Месторождение Северный Нишан входит в состав эксплуатируемых месторождений СП «GISSARNEFTEGAZ». Территориально месторождение находится внутри Култог-Камашинского инвестиционного блока.

При выполнении сейсмических исследований 3Д в пределах Нишанского участка названного инвестиционного блока, съемкой была охвачена лишь юго-западная часть месторождения Северный Нишан. После обработки материалов сейсмики 3Д на ЭВМ и интерпретации на этой части месторождения получены достоверные результаты (рис. 14). В последующем съемкой была покрыта западная часть месторождения. В результате экспресс обработки был получен ряд временных разрезов по инлайнам и крослайнам, на основе которых была выполнена интерпретация по западной части месторождения Северный Нишан. Для данного участка была составлена структурная карта по поверхности карбонатов верхней юры (отражающий горизонт Т6), которая была совмещена с аналогичной картой, раннее составленной для изученного сейсморазведкой 3Д участка Нишан. Представленная на рис. 15 структурная карта характеризует сложное строение района сочленения юго-западной периклинальной части месторождения Северный Нишан с известным месторождением Нишан. Выполненной интерпретацией установлено, что эта часть Северо-Нишанской структуры несколько меняет свое простирание с северо-востока на юго-запад, становясь почти субмеридианально вытянутой. В центральной части изгиба четко картируется узкая зона прогиба, которая как бы разделяет структуру (вал) на два линейных полувала. Наличие зоны прогибания в виде узкой грабен-синклинали четко картируется по сейсмическим данным 3Д и подтверждается результатом пробуренных двух поисковых скважин СН-13 и СН-11. Отсканированные вдоль двух сторон этого прогиба два валоподобных продолжения структуры Северный Нишан и определяют дальнейшую перспективу расширения нефтегазоносной площади месторождения. Данное заключение сделано на основе следующих результатов:   

Во-первых, в районе западной периклинальной части структуры Северный Нишан на основе интерпретации временных разрезов экспресс-обработки откартировано обособленное локальное поднятие размерами не менее 2х3 км и амплитудой по поверхности карбонатов верхней юры более 80м. В сводовой части этого локального поднятия, западнее на удалении 1км от ранее пробуренной скважины 9-СН, было  рекомендовано бурение поисково-разведочной скважины 42-СН. В настоящее время забой этой скважины находится на глубине 3357 м. в нижних ангидритах. По данным бурения, абсолютная отметка кровли нижних ангидритов по скважине 42-СН оказалась на семьдесят метров выше, чем по скважине 9-СН, и это показывает правильность последних структурных построений. Если учесть, что скважиной 9-СН из карбонатов верхней юры был получен промышленный приток газа, то открытие газовой залежи скважиной 42-СН становится более чем реальным.

Во-вторых, к юго-востоку от описанной структуры в пространстве между пробуренными скважинами 11-СН, 39-СН и 41-СН выявлено новое локальное поднятие сложного строения (рис.14). Данная структура находится на одном и том же валоподобном поднятии со структурой Нишан, и отделяется от нее четко выраженной седловиной. Северо-западное крыло структуры граничит с ранее описанной грабен-синклиналью через четкое тектоническое нарушение. Тектоническими нарушениями осложнены также северо-восточное и юго0восточное крылья структуры. Описываемая структура по-видимому, отделяется от основного свода структуры Сев. Нишан локальным прогибом. Об этом свидетельствуют структурные построения по сейсмике 3Д и данные скважины 32-СН, предположительно находящейся в северной замыкающейся части отмеченного локального прогиба. Так, скважина 39-СН заданная к югу от скважины 32-СН вскрыла карбонаты верхней юры гипсометрически на 200 м выше, и находясь на северо-восточном крыле выделяемого локального поднятия в зоне тектонического нарушения вскрыла карбонатный разрез с улучшенными коллекторскими свойствами. Напротив этому, в скважине 32-СН испытанием карбонатов юры получен слабый непромышленный приток газа.

Таким образом, данные сейсморазведки 3Д в комплексе с данными пробуренных скважин 32-СН, 39-СН и 42-СН, свидетельствуют о том, что структурно-тектоническое строение юго-западной периклинальной части месторождения Северный Нишан оказалось сложнее, чем представлялось ранее. Важным геологическим результатом является опоискование в этой части структуры двух локальных поднятий, которые в дальнейшем должны стать объектами поисково-разведочных исследований. По предварительной оценке запасы газа и газового конденсата этих локальных поднятий составят соответственно не менее 5млрд м3 и 250 тыс. т. Затраты на извлечение запасов углеводородов будут минимальными, так как месторождение Северный Нишан полностью обустроено.

Учитывая выше изложенные факты, считаю необходимым проведение детальных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д на оставшейся части месторождения Северный Нишан с целью корректировки раннее построенных структурных карт по целевому горизонту T6, приуроченному к карбонтам верхней юры, а также исследованию ниже залегающих терригенных отложений (горизонт Т7). В результате работ предполагается получить достоверную детальную информацию о строении рассматриваемого месторождения и дать рекомендацию на постановку глубокого бурения на данной площади. Границы для проведения сейсморазведочных работ будут выбраны с учетом радиуса миграционной апертуры вокруг контура поверхности отложений терригенной юры.

Рис. 14

   

Рис. 15

Глава 5. Обоснование методики проектируемых работ.

5.1 Анализ результатов прошлых лет

До середины семидесятых годов на структурах Нишан – Северный Нишан были проведены сейсморазведочные (МОВ и КМПВ), электроразведочные, магниторазведочные и гравиразведочные работы. Этими работами в комплексе с геологическими методами были изучены общие закономерности тектоники меловых отложений и морфологии палеозойского фундамента. С середины восьмидесятых годов на площади Северный Нишан начаты работы МОГТ (табл 2.1). По результатам поисковых (с/п 15/73 и 19/75) и детальных (с/п 18/75 – 76 и 20/75-77) работ структура Северный Нишан была подготовлена под глубокое бурение. Сейсмические разрезы, подтверждающие наличие структуры приведены на рисунках 16 – 19.

Ретроспективный анализ точности работ позволяет отметить следующее:

  1.  Наибольшие расхождения (в среднем 200м) между фактическими абсолютными отметками глубин и прогнозными наблюдаются в скважинах, расположенных в приразломной зоне (скв. 1,2,4,5,7). Такие величины ошибок объясняются четырьмя факторами: сложным строением приразломной зоны (разная величина вертикального смещения между сопряженными по разлому блоками, наличие складок волочения и др.); невозможностью расшифровки сложного волнового поля, сформированного в приразломной зоне, методическими приемами, имевшимися в распоряжении сейсморазведки во время подготовки структуры под глубокое бурение (1975-1977гг); невозможностью проведения сейсморазведочных работ с достаточно плотной сетью наблюдения на восточном участке площади (поселок Нишан).
  2.  Для остальных скважин (скв. 3,8,9,11,12,13) ошибка в определении истинных значений абсолютных отметок глубин залегания кровли нижних ангидритов кимеридж-титона составила в среднем – 25м., что по сравнению с глубиной залегания составляет менее 5%.

В 1988-89 гг. на описываемой площади были проведены детализационные работы МОГТ с целью уточнения характера сочленения структур Нишан и Северный Нишан и детализации строения структуры по юрским терригенным отложениям. Положение сейсмических профилей было выработано с учетом характера строения отложений САФ, а полученные полевые материалы обработаны по расширенному графу.

В результате  постепенного накопления и неоднократной переинтерпретации сейсмогеологического материала была сформирована сейсмогеологическая модель, в которой были уточнены положение и границы контрастных тектонических элементов и их взаимоотношения. Описание сейсмогеологической модели месторождения Северный Нишан дано ниже.

Под контрастными элементами подсолевого структурного плана понимаются разломы и флексуры. Сейсмогеологические модели этих тектонических элементов сформированы на площадях, выбранных в качестве эталонов: Зафар (Г.И. Могилевский и др., 1990г), Сардоб (Г.И. Могилевский и др., 1989г.), Бузахур – Восточный Бузахур (С.А. Пак и др., 1990г.)

  1.  Разлом (флексура) сечет (изгибает) известняки, возможно нижние ангидриты, имеет отклик по средним ангидритам. В волновом поле, соответствующем меловым отложениям, на участках профилей ОГТ, находящихся над разломом (флексурой), изменений в волновой картине не наблюдается (рис 9,10,11,12).
  2.  Амплитуда смещения по кровле нижних ангидритов по простиранию разлома плавно меняется (то возрастая, то уменьшаясь), в результате чего вдоль разлома на приподнятом блоке может образоваться цепочка приразломных складок.
  3.  По своему простиранию разлом со смещением по кровле нижних ангидритов в первые сотни метров может через несколько километров перейти во флексуру по нижним ангидритам, а последняя – в моноклиналь.
  4.  Мощность соляно ангидритовых отложений на приподнятом по разлому блоке имеет свой минимум на некотором удалении от разлома и плавно увеличивается в обе стороны. Причем большая часть увеличения мощности происходит за счет их нижней секции.
  5.  Края разорванных блоков часто осложнены флексурообразными изгибами (складками волочения), на которых формируются интенсивные псевдодифрагированные волны, следящиеся на временных разрезах ОГТ как дугообразные оси синфазности.
  6.  Зона тектонического нарушения выделяется на временных разрезах ОГТ интенсивным фоном волн-помех, следящихся на временах соляно-ангидритовых отложений. Основным источником волн-помех (в основном это псевдодифрагированные волны) является пачка средних ангидритов.
  7.  Мощность верхней части отложений J1-2 для приподнятого блока минимальна в непосредственной близоти от разлома и плавно увеличивается при удалении от него. Для опущенного блока эта зависимость выглядит наоборот.
  8.  Тектоническое нарушение в КФ и нижней секции САФ картируется только по косвенным признакам. Одним из таких признаков является наличие толщи компенсации, проявляющейся на временных разрезах  в виде «кармана. Разница амплитуд смещения по разрезу тектонических блоков говорит о конседиментационном характере нарушения.

Построенные на основе выше рассмотренных интерпретации и переинтерпретации сейсмогелогического матерала результирующие карты приведены на рисунках 4 – 7.

Рассмотренная сейсмогеологическая модель показывает что сейсмогеологические условия на площади Северный Нишан являются неблагоприятными. При этом основными осложняющими факторами являются следующие:

  1.  Сложный и быстро меняющийся характер зоны малых скоростей
  2.  Наличие населенного пункта и его культурной зоны
  3.  Большие горизонтальные градиенты средних скоростей до сейсмических реперов с неполностью изученными площадными закономерностями распределения
  4.  Контрастное несоответствие структурных планов надсолевых и подсолевых отложений
  5.  Наличие в подсолевых отложениях разрывных нарушений и сложное взаимоотношение сопряженных по ним блоков
  6.  Наличие на временных разрезах ОГТ в интервале верхнеюрских отложений интенсивного фона динамически выраженных волн-помех, затрудняющих идентификацию и корреляцию целевых волн.

Резюмируя эти факторы можно говорить о том, что возможности сейсморазведки 2Д  при исследовании САФ кимеридж-титона и ниже залегающих отложений на рассматриваемой площади являются весьма ограниченными, вследствие сложной тектоники, наличия горизонтальной анизотропии скоростей и отсутствия  достоверной анизотропной модели. Этот вывод подтверждает сравнение структурных построений, выполненных по результатам интерпретации материалов работ 2Д и 3Д (рис.5 и рис 15).

Рис. 16

Рис. 17

Рис.18

Рис.19

5.3 Выбор параметров системы наблюдения.

Параметры площадной системы наблюдения будут выбраны на основе анализа сейсмогеологических условий и результатов сейсмических наблюдений МОГТ 2Д, проводившихся на рассматриваемой площади в предыдущие годы.

5.3.1 Система наблюдений и ее элементы.

Системой наблюдений называют взаимное расположение пунктов приема и пунктов возбуждения колебаний в пределах площади или в пространстве.

К числу основных атрибутов (элементов) системы наблюдений относятся:

  1.  Пункт приема (ПП; англ. – Receiver) – единичный сейсмоприемник или центр группы, состоящий из vп приемников, расположенных на базе группирования БГП, регистрирующие упругие волны, возникшие в результате воздействия на пункте возбуждения.
  2.  Пункт возбуждения (ПВ; пикет возбуждения, пикет взрыва; англ. – Shotopoint) – взрывная скважина или центр группы скважин (источник невзрывных колебаний или центр группы из vв источников, расположенных на некоторой базе БГВ), в которых производится возбуждение колебаний. При обработке в динамике за пункт возбуждения принимается средняя точка между начальным (до возбуждения) и конечным (после завершения отработки физического наблюдения) положением центра группы источников.
  3.  Линия пунктов возбуждения (ЛПВ; линия возбуждения, линия взрыва; англ. – Shotline) – профиль (линия), вдоль которого эквидистантно размещаются пункты возбуждения.
  4.  Линия пунктов приема (ЛПП; приемная линия; англ. – Receiver line) – профиль (линия), вдоль которого эквидистантно размещаются пункты приема.
  5.  Расстановка ПП (РПП; расстановка пунктов приема) – совокупность ПП, расположенных на одной или нескольких ЛПП.
  6.  Расстановка ПВ (РПВ; расстановка пунктов возбуждения) – совокупность ПВ, расположенных на одной или нескольких ЛПВ.
  7.  Элементарное наблюдение (ЭН) – это наблюдение, выполненное в одном из ПП при возбуждении колебаний в одном из ПВ. С помощью каждого элементарного наблюдения регистрируется отражение от одной глубинной точки отражающей границы.
  8.  Физическое наблюдение (ФН) – наблюдение, выполненное из одного ПВ в нескольких ПП, образующих активную расстановку ПП.
  9.  Активная расстановка ПП – совокупность пунктов приема, регистрирующих колебания от одного пункта возбуждения или группы.
  10.  Активная расстановка ПВ – совокупность пунктов возбуждения, отрабатываемых с единой активной расстановкой ПП.
  11.  Блок наблюдений (БН) составляют активная расстановка ПП и активная расстановка ПВ.
  12.  Полоса наблюдений (ПН) – образуется последовательной обработкой с постоянным шагом нескольких блоков наблюдений.
  13.  Площадная система наблюдений (ПСН) – совокупность последовательно отрабатываемых ПН.
  14.  Срединная точка (СТ) – проекция глубинной точки отражающей границы (элементарной площадки отражения при группировании) на плоскость наблюдения в предположении горизонтальности границ.
  15.  Бин (Б; общая глубинная площадка; англ. – bin) – совокупность совпадающих или близкорасположенных СТ
  16.  Общая срединная точка (ОСТ) – центр бина.

К параметрам СН относятся:

  1.  n – число каналов в РПП и БН, равное числу активных каналов.
  2.  Nп – число линий приема в РПП и БН
  3.  Nв – число линий возбуждения в БН
  4.  ∆ПВ – шаг ПВ вдоль ЛВ
  5.  ∆ПП – шаг ПП вдоль ЛП
  6.  ∆ЛВ – шаг ЛВ
  7.  ∆ЛП – шаг ЛП
  8.  ∆БН – шаг БН вдоль ПН
  9.  ∆ПН – шаг ПН
  10.  ВПmin – минимальное расстояние ПВ – ПП в БН
  11.  ВПmax – максимальное расстояние ПВ – ПП в БН
  12.  ВПmaxmin – наибольшее минимальное расстояние ПВ – ПП
  13.  ВПminmax  - наименьшее максимальное удаление ПВ – ПП
  14.  NБН – число перемещений БН при отработке ПН
  15.  NПН – число перемещений ПН при отработке ПСН
  16.  P – плотность ПВ на км2
  17.  m(l) – спектр расстояний ПВ – ПП в пределах Б, БН или ПСН
  18.  q(θ) – спектр азимутов линий ПП – ПВ в пределах Б, БН или ПСН
  19.  N – номинальная кратность прослеживания границы
  20.  K – число СТ в пределах бина
  21.  NБ = KN – общая кратность в пределах бина
  22.  Бx и Бy – размеры бина по координатным осям x и y
  23.  D – дисперсия СТ в пределах бина
  24.  nП – число ПП в пределах ЛП
  25.  nВ – число ПВ в пределах ЛВ
  26.  БГВ – база группирования на возбуждении в ПВ
  27.  БГП – база группирования на приеме в ПП
  28.  υВ – число источников возбуждения в группе
  29.  υП – число приемников в группе
  30.  δВ – шаг источников в группе
  31.  δП – шаг приемников в группе.

В настоящее время существует множество видов систем наблюдений (ортогональная, кирпич, зигзаг, кнопка, системы с наклонными ЛВ, радиальные, круговые, псевдослучайные). Каждая из этих систем имеет свои преимущества и недостатки. В данном проекте остановимся на ортогональной СН. Такой выбор обусловлен двумя факторами:

  1.  Ортогональные системы наиболее технологичны
  2.  Площадь проектируемых работ расположена вблизи от населенного пункта Нишан в его культурной зоне, что в значительной мере осложняет применения остальных модификаций СН.

Основным недостатком ортогональных систем является неравномерность распределения выносов и азимутов. Если учесть сложность строения подсолевых горизонтов (Т5, Т6 и Т7) и сильную горизонтальную анизотропию скоростей на рассматриваемой площади, то равномерность спектров азимутов и удалений имеет критическое значение при построении достоверных сейсмических изображений. Поэтому в настоящем проекте попытаемся создать ортогональную систему, в которой будут минимизированы эти недостатки.

 


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

53463. Оптимизация процедуры Shell_sort, особенности 26.29 KB
  Сортировка Шелла — алгоритм сортировки, являющийся усовершенствованным вариантом сортировки вставками. Идея метода Шелла состоит в сравнении элементов, стоящих не только рядом, но и на определённом расстоянии друг от друга.
53464. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИНТЕРАКТИВНОЙ ДОСКИ НА УРОКАХ ФИЗИКИ В ФОРМИРОВАНИИ ИКТ КОМПЕТЕНТНОСТИ 30.23 KB
  Использование интерактивной доски один из самых перспективных и востребованных. Также с помощью различных программ учитель может создать компьютерную модель урока с которой затем можно работать с помощью интерактивной доски. Из практики обучения я могу предложить следующие формы работы с интерактивной доской PenBord: Активные презентации.
53465. Разработка конспекта обобщающего урока математики в 4 классе по теме Дроби 91.5 KB
  Познавательная деятельность учащихся через использование мультимедийных технологий. Разумное использование в учебном процессе наглядных средств обучения играет важную роль в развитии наблюдательности внимания речи мышления учащихся. В отличие от обычных технических средств обучения ИКТ позволяют не только насытить обучающегося большим количеством готовых строго отобранных соответствующим образом организованных знаний но и развивать интеллектуальные творческие способности учащихся. задействованы все каналы восприятия учащихся –...
53467. Использование приемов технологии РКМЧП на уроках истории 1012 KB
  На этом этапе не допускается критика ваших сочинений мы просто попытаемся определить что вы уже знаете в конце урока вы сами определите какие ошибки были вами допущены. Обычно в начале урока предлагаю обучающимся выделить из предложенных мной утверждений верные и неверные.
53468. Использование проектной игры на уроках ИЯ 28 KB
  Методы есть совокупность способов и приемов совместной согласованной деятельности учителя и учащихся а также учащихся друг с другом в процессе которой последними достигается определенный уровень владения ИЯ и оказывается существенное развивающее воздействие на личность обучаемого на его способности и готовность пользоваться изучаемым языком как средством социального взаимодействия и взаимопонимания с представителями иной культуры средства познания последней. Учащиеся самно или под руководством учителя занимаются поиском разрешения...
53469. Использование ролевых игр на уроках иностранного языка 33.5 KB
  Иногда ролевая игра носит характер уподобления т. Объектом данного исследования послужила ролевая игра как форма взаимодействия учащихся на уроке иностранного языка. Ролевая игра – это речевая игровая и учебная деятельность одновременно. Таким образом можно сформулировать важнейшее для теории ролевой игры положение: ролевая игра возникает в ходе исторического развития общества в результате изменения места ребенка в системе общественных отношений.
53470. Подарок ко Дню 8 Марта 48.5 KB
  И сегодня мы будем с вами делать цветок на 8 Марта. Но цветок будет необычный а с помощью гофрирования. Сейчас мы с вами попробуем с помощью гофрирования сделать вот такой цветок. Один отложим в сторону а на другом будет наш цветок.
53471. Простудные заболевания 37.5 KB
  Познавательные: Сформировать понятия: симптом, патогенные микроорганизмы (вирусы; микробы: бактерии, грибы), респираторный. Воспитательные: Формирование сознательного, ответственного отношения к своему здоровью.