Россия
Россия
В пределах юго-западной бортовой зоны Прикаспийской впадины и ее сочленения с кряжем Карпинского к настоящему времени проведен широкий комплекс геолого-геофизических и буровых работ. Промышленных скоплений нефти и газа в подсолевых палеозойских отложениях к настоящему времени не обнаружено, поэтому для рассматриваемой территории остается весьма актуальной проблема оценки перспектив нефтегазоносности подсолевых глубокопогруженных отложений девона и карбонат. Взгляды на перспективы нефтегазоносности, строение терригенного и карбонатного комплексов, зоны развития в них коллекторов и условия формирования залежей нефти и газа остаются весьма противоречивыми. Сравнительная характеристика карбонатных массивов с обширными зонами развития терригенных и терригенно-карбонатных толщ складывается явно в пользу карбонатных разностей, свойства которых более благоприятны как по количественным параметрам, так и по степени выдержанности их по площади. Занимая значительно меньшую часть площади Прикаспийской впадины, карбонатные палеозойские комплексы сконцентрировали в себе доказанные запасы нефти, газа и конденсата, гораздо превышающие выявленные запасы в терригенном докунгурском палеозое. Месторождения, приуроченные к терригенным комплексам докунгурского палеозоя, характеризуются резкой изменчивостью коллекторских свойств по площади, а также и их общими невысокими значениями.
рифогенные постройки, коллектор, насыщение, карбонатные массивы, структура, зоны, поднятия, бурение, скважина, отложения, толща
Введение
За последние десятилетия в результате геологоразведочных работ в зоне Южно-Астраханских и Каракульско-Смушковских поднятий пробурено более 30 скважин на каменноугольные и девонские отложения. Последние из них были вскрыты в единичных скважинах в Каракульско-Смушковской зоне поднятий [1]. Ни в одной из скважин Южно-Астраханской зоны поднятий не вскрыты, на полную мощность, отложения нижнекаменноугольного возраста, где были обнаружены перспективные рифогенные объекты (скв. 1 200-Николаевские).
Особенностями территории являются глубокое (более 4 000–6 000 м) залегание предполагаемых нефтегазоносных объектов палеозоя и, соответственно, высокая стоимость их подготовки, поисков
и разведки. В создавшемся положении – при низкой (нулевой) эффективности геолого-разведочных работ – большое значение приобретает научно обоснованный выбор первоочередных районов и наиболее перспективных объектов для поисков новых углеводородных скоплений в каменноугольных и девонских отложениях на юго-западном склоне Астраханского свода [2].
Цель работы – разработать технологию прогноза нефтегазоносности палеозойских отложений юго-западной бортовой зоны Прикаспийской впадины, обосновать системный подход к построению модели природного резервуара, учитывая различные источники заполнения нефтью и газом, рассмотреть полную систему природного резервуара: коллектор – пластовая вода, нефть, газ – остаточное органическое вещество.
Карбонатные отложения в пределах Южно-Астраханской зоны поднятий
Для карбонатных отложений подсолевого палеозоя в пределах Южно-Астраханской зоны поднятий характерным является неравномерная, часто значительная вторичная преобразованность пород [3, 4]. Это проявляется в заполнении первичных пор и пор выщелачивания вторичными минералами, в основном кальцитом, местами кремнистыми образованиями, а также твердыми битумами. Все это приводит к значительной или практически полной потере первичных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород. Некоторое улучшение коллекторских свойств в карбонатных отложениях в отдельных частях разреза (верхневизейский ярус нижнего карбона в скв. 200-Николаевская) обусловлено катагенетической доломитизацией, в других – связано с развитием трещиноватости в зонах активных дислокаций [3, 5].
Таким образом, в карбонатных разрезах Южно-Астраханской зоны поднятий наряду с коллекторами порового и каверново-порового типов встречены коллекторы трещинно-каверново-порового типа. По имеющимся данным, в разрезе палеозоя пробуренных скважин были установлены коллекторы от верхнего девона до ранней перми [6].
Девонские отложения. Верхнедевонский резервуар
Верхнедевонские карбонатные отложения вскрыты на Ашунской и Краснохудукской площадях (Каракульско-Смушковская зона дислокаций) [6]. Они представлены органогенными и органогенно-обломочными карбонатными породами фаменского яруса (скв. 1, 2-Ашунские) и терригенно-карбонатными породами франского яруса (скв. 4-Ашунская) с низкими коллекторскими свойствами, что подтверждается исследованиями на керне.
Согласно результатам исследований керна, отложения франского яруса, вскрытые в скв. 4-Ашунская с глубины 5 008 м и до забоя 5 500 м, в нижней части (интервалы отбора керна: 5 092–5 140, 5 155–5 160,
5 232–5 236 м) представлены известняками органогенными, глинисто-битуминозными, пиритизированными, трещинными с прослоями аргиллита глинистого, карбонатного. Пористость пород очень низкая – от 0,1 до 0,8 %, проницаемость – менее 0,01 · 10–15 м2, объемная плотность – 2,63–2,67 г/см3, минералогическая плотность – 2,65–2,67 г/см3. На каротаже интервал от 5 072 м и до забоя скважины отличается повышенными показаниями гамма-каротажа (ГК) (10–26 мкр/ч), что может быть обусловлено как глинизацией пород, так и присутствием в них урансодержащих минералов.
Верхняя часть франского яруса (интервал отбора керна 5 041–5 055 м) это алевро-пелиты темно-серые трещинные, слюдистые с горизонтальной слоистостью, интенсивно пиритизированные с вклю-
чением ангидрита и углисто-глинистого материала. Вертикальные трещины заполнены кальцитом и черным битумом. Пористость – от 0,1 до 1,1 %, проницаемость – от 0,01 до 0,08 · 10–15 м2, объемная плотность – 2,66–2,75 г/см3, минералогическая плотность – 2,66–2,77 г/см3. По данным геофизическим исследованиям скважин (ГИС), эта терригенная толща выделяется в границах 5 022–5 072 м, имеет пониженные показания ГК – 2–6 мкр/ч, ƥк по боковому каротажу (БК) – от 10 до 4 000 Омм и пористость по нейтронному гамма-каротажу (НГК) – 2–3 %. Судя по характеру кривых, в толще присутствуют глинистые прослои. Пластов-коллекторов в этой толще не выявлено.
Отложения фаменского яруса вскрыты в скв.
1-Ашунская с глубины 4 695 м и до забоя 5 017 м, а в скв. 2-Ашунская с глубины 4 693 м и до забоя 5 010 м, представлены пачкой аргиллитов с отдельными пропластками плотного известняка. По ГИС характеризуются увеличением показаний ГК до 12–14 мкр/ч, в отдельных пластах достигая 22–24 мкр/ч, снижением показаний по кривой НГК и незначительной ее дифференциацией, а также резкими изменениями диаметра скважины по сравнению с вышележащими карбонатными отложениями турнейского яруса.
Изученность территории Южно-Астраханской зоны поднятий по девонским отложениям весьма низка, поэтому более достоверно определить литологические особенности пород и емкостные свойства коллекторов не представляется возможным.
По данным сейсморазведки установлено, что девонские отложения погружаются в восточном направлении в отличие от падения слоев каменноугольного возраста с северо-запада на юго-восток (рис.).
Геолого-литогенетический профиль
Geological and lithogenetic profile
Каменноугольные отложения. Турнейско-нижнебашкирский резервуар
Данный комплекс объединяет в себе горизонты турнейского, визейского, серпуховского ярусов и нижнебашкирского подъяруса.
Турнейские отложения, вскрытые в скв. 1-Ашунская (4 566–4 695 м) и 2-Ашунская (4 617–4 693 м), представляют собой плотные, местами глинистые известняки органогенной и органогенно-обломочной структуры с прослоями слюдистых аргиллитов. По данным ГИС, породы обладают низкой пористостью, достигающей величины 4–6 % лишь в интервалах 4 587–4 593, 4 602–4 640 и 4 660–4 690 м (скв. 1-Ашунская). Информации о наличии керна из этих отложений не имеется.
Нижневизейские отложения (малиновский горизонт) отмечены в разрезе скв. 1-Ашунская (4 109–4 566 м) и 1-Краснохудукская (4 985–5 014 м, забой). Керном также не охарактеризованы. Согласно данным ГИС, это плотные глинистые и битуминозные карбонатные породы с многочисленными пропластками аргиллитов. Увеличение пористости до 3–5 % отмечается в интервалах разреза скв. 1-Ашунская: 4 112–4 137, 4 152–4 158, 4 192–4 200, 4 217–4 228, 4 248–4 267, 4 348–4 420 м, однако по результатам испытаний в открытом стволе эти интервалы практически непроницаемы.
Средневизейский ярус – тульско-бобриковский горизонт служит покрышкой для нижележащих отложений.
Верхневизейские отложения, представленные алексинским и михайловско-веневским горизонтами, характеризуются развитием наиболее проницаемых карбонатных пластов-коллекторов порово-кавернового типа. В процессе вскрытия этих пород были зафиксированы высокие скорости бурения, повышенные газопоказания. В ряде скважин получены притоки газа и значительные притоки воды до 200 м3/сут и более, свидетельствующие о хороших коллекторских свойствах (скв. 1, 2-Ашунские, 1, 200-Николаевские, 1-Краснохудукская, 2-Долгожданная и др.). Вместе с тем в ряде скважин
(1-Безымянная, 2-Смушковская) притоков не получено, а другие (7, 10-Ю. Астраханские, 4-Ашунская) ликвидированы без опробования по результатам отрицательных заключений ГИС [7].
Алексинские отложения, обладающие наилучшими ФЕС среди верхневизейских пород, согласно литологическим исследованиям керна из скв. 200-Николаевская, 1-Безымянная и 1-Западно-Стрелецкая, представляют собой чередование различных карбонатных пород. Это известняки органогенные, органогенно-обломочные и органогенно-детритовые, перекристаллизованные, плотные, крепкие; доломиты известковистые микрозернистые, с крупными обломками органики, каверново-поровые и известняки доломитистые органогенные, перекристаллизованные, массивные, плотные, крепкие, кальцитизированные. Многочисленные поры, каверны, трещины и микростилолиты неравномерно заполнены черным битумом и кальцитом. Михайловско-веневские отложения представлены известняками органогенными и органогенно-обломочными, перекристаллизованными, плотными, крепкими, имеющими разнонаправленные трещины, стилолиты и крупные каверны, также заполненные кальцитом и битумом.
По результатам лабораторных исследований керна из верхневизейских карбонатных пород видно, что пористость их изменяется в широких пределах – от 0,13 до 13,8 % (в среднем составляя
0,5–4,0 %), проницаемость – от 0,001 до 228 · 10–15 м2 (в основном 0,02–1 · 10–15 м2), объемная плотность – 2,41–2,75 г/см3, минералогическая плотность – 2,68–2,84 г/см3, водонасыщенность – от 1,8 до 96,3 % (в основном 10–40 %).
Проследить развитие алексинских отложений по площади проблематично в связи с отсутствием точных стратиграфических разбивок и недостатком промыслово-геофизических и керновых данных в исследуемых интервалах разреза.
В целом, по данным ГИС, алексинские отложения характеризуются переслаиванием плотных и проницаемых пропластков. В последних, по данным НГК, пористость в среднем достигает 2–6 %, доходя до 10–12 % в скв. 200-Николаевская на глубине 4 628–4 635, 4 642–4 653 и 4 665–4 670 м. Эти интервалы соответствуют водонасыщенным проницаемым каверново-поровым известковистым доломитам и трещинно-каверново-поровым доломитистым известнякам. В кровле этой толщи (4 622–4 625 м) вскрыт газонасыщенный пласт плотного слабопористого и битуминизированного доломита. При опробовании в эксплуатационной колонне получен приток газоводяной смеси Qв = 250 м3/сут, Qг = 25 000 м3/сут. В разрезах, расположенных западнее скв. 1-Ивановская (4 818–4 858 м) и 14-Ю. Астраханская (4 852–4 902 м), выделяются интервалы с улучшенными коллекторскими свойствами, по конфигурации каротажных кривых и мощности (~ 42–48 м) напоминающие описанный в скв. 200-Николаевская. Пористость, определенная по НГК и акустическому каротажу (АК), колеблется от 2,5–3,5 до 7–9 %. Коэффициент нефтегазонасыщенности, определенный в самой западной из скважин 14-Ю. Астраханской, Kнг = 0, подтверждает водонасыщенность рассматриваемой толщи.
В северо-западном направлении обрамления Астраханского свода (от скв. 200-Николаевская до скв. 5-Ю. Астраханская) дифференциация разреза усиливается. Начинают преобладать пласты плотных битуминозных известняков, аргиллитов и глин, отмечаемые повышенными показаниями ГК, сокращается количество пластов-коллекторов, перспективных на нефть и газ.
В направлении к юго-западу (Ашунской и Краснохудукской площадям) увеличивается мощность алексинских отложений (согласно имеющихся стратиграфических разбивок) до 178 м и выше. В разрезах скв. 1 и 2-Ашунские и 1-Краснохудукская, по данным каротажа, встречены некоррелируемые между собой отдельные пласты и толщи пород с увеличенной пористостью (Kп – от 4,7–6,5 до 10–12 %). Согласно результатам испытаний, они либо непроницаемы, либо содержат газ непромышленного значения.
Михайловско-веневские отложения имеют схожие с алексинскими закономерностями развития по площади. В северо-западном направлении (от скв. 200-Николаевская до скв. 5-Ю. Астраханская) прослеживается несколько пластов с улучшенными емкостными свойствами. В скв. 200-Николаевская в кровле михайловско-веневского горизонта (4 438–4 443 м) вскрыт водонасыщенный пласт плотного трещиноватого известняка с пористостью по НГК 6 %. По результатам испытаний в эксплуатационной колонне, из него получена газоводяная смесь Qв = 346 м3/сут, Qг = 25 000 м3/сут. Западнее водонасыщенный известняк встречен в скв. 1-Ивановская (4 688–4 693 м) и 14-Ю. Астраханская (4 764–4 772 м). В них емкостные характеристики пласта снижаются до 2 %, и далее пласт выклинивается. В интервале 4 455–4 505 м разреза скв. 200-Николаевской также можно предположить наличие коллектора с чуть ухудшенными, чем у вышеописанного, свойствами (Kп = 2,4–3,6 %) и, судя по увеличению показаний БК, другой насыщенности. Далее по площади пласт претерпевает те же изменения, что и описанные выше. В том же северо-западном направлении, согласно показаний ГК, количество глинистых и битуминозных пластов в разрезе увеличивается. Также как и для алексинских, мощность михайловско-веневских отложений в направлении к площади Краснохудукской увеличивается.
Серпуховские отложения в литологическом отношении мало отличаются по своим свойствам от известняков михайловско-веневского возраста. Они характеризуются развитием пород-коллекторов порово-трещинного типа, приуроченных к маломощным пластам органогенно-обломочных и трещиноватых известняков [6].
По результатам исследования достаточно представительного керна из серпуховских отложений, пористость известняков изменяется от 0,5 до 7,2 % (в среднем составляя 2,2–3,5 %), проницаемость – от 0,001 до 1,6 · 10–15 м2 (в основном от 0,01 до 1 · 10–15 м2), объемная плотность – 2,47–2,72 г/см3, минералогическая плотность – 2,68–2,71 г/см3.
По комплексу геофизических исследований нельзя однозначно охарактеризовать серпуховские отложения. Так, если в западной части изучаемого района (скв. 1-Западно-Стрелецкая, 200-Николаевс-
кая, 1-Ивановская) они представлены толщей известняков, в которой чередуются плотные (Kп = 1–2 %) и пористые разности (Kп – от 4,5–6,5 и до 12 %), то в северо-западном направлении, начиная со
скв. 1-Безымянная, в разрезе появляются пропластки аргиллитов, а далее (скв. 14, 16, 5, 6-Ю. Астраханские) они представляют собой толщу переслаивания плотных известняков и аргиллитов, выделяемых по характерным показаниям ГК. Изменяется и характер насыщенности пород. Так, в скв. 200-Николаевская в подошве серпуховского яруса (4 427–4 436 м) по уменьшению ƥк на БК до 40–80 Омм, снижению показаний на кривой НГК при низких значениях гамма-активности и уменьшению dскв. выделяется пласт, из которого при испытании в эксплуатационной колонне получен приток газа Qг = 15 000 м/сут. Восточнее, в скв. 1-Западно-Стрелецкая, при опробовании серпуховских отложений, проведенных в открытом стволе (4 333–4 410 м), притока не получено. Такая же картина наблюдается и в северо-западном направлении: пласты с несколько увеличенными емкостными свойствами (Kп – до 6,5 %), выделяемые по комплексу ГИС в скв. 200-Николаевская (4 350–4 357, 4 358–4 360, 4 364–4 366, 4 385–4 393 и 4 400–4 405 м) еще прослеживаются в скв. 1-Ивановская (4 608–4 612, 4616–4619, 4 633–4 638, 4 657–4 659, 4 673–4 675 м) и 1-Безымянная (4 605–4 628 м). Однако, по данным испытаний, в скв. 1-Безымянная и 5-Ю. Астраханская они бесприточны.
В направлении к Ашунской и Краснохудукской площадям наблюдается уменьшение мощности серпуховских отложений с 403 м (скв. 4-Ашунская – 2 913–3 316 м) до 95 м (скв. 1-Красно-худукская – 3 368–3 463 м). В карбонатной толще появляется все больше пластов аргиллитов. Присутствуют отдельные пласты с пористостью по НГК до 6 % (3 080–3 120 м в скв. 4-Ашунская, 3 134–3 137 в скв. 1-Ашунская), но по результатам испытаний в открытом стволе они практически непроницаемые. В скв. 1-Ашунская из пласта (3 273–3 278 м) с Kп (НГК) = 5,5 %, Kво = 40 %, Kнг = 60 % получен приток пластовой воды Qв = 11 м3/сут.
С нижнебашкирскими карбонатными отложениями связаны наибольшие перспективы нефтегазоносности. В разрезе скв. 200-Николаевская, 1-Безымянная, 1-Ивановская, 1-Западно-Стрелецкая отложения нижнебашкирского возраста (объединяющие краснополянский, северокельтменский и прикамский подъярусы) представлены темно-серыми органогенными и органогенно-обломочными известняками, очень плотными и крепкими, слабоперекристаллизованными и кальцитизироваными, неслоистыми. Развиты многочисленные трещины и стилолиты, часто заполненные черным битумом или белым кальцитом. В свежем сколе чувствуется запах углеводорода. Результаты изучения шлифов из скв. 1-Безымянная показали отсутствие в породах открытой пористости. По данным химанализа, эти породы неглинистые, доломитизация отсутствует. Глинистость увеличивается в направлении к Ашунской и Краснохудукской площадям, где в составе отложений этого возраста появляются также пласты и пачки аргиллитов.
Пористость нижнебашкирских известняков по керну преимущественно изменяется в пределах 0,5–4,2 %, в отдельных случаях может достигать 7–8 %, проницаемость колеблется от 0,001 до 1 · 10–15 м2, объемная плотность – 2,50–2,68 г/см3, минералогическая плотность – 2,68–2,71 г/см3.
По комплексу промыслово-геофизических исследований, в нижнебашкирских отложениях, также как и в серпуховских, наблюдается неоднородность по площади. В восточной части, в разрезе скв. 1-Западно-Стрелецкая (4 125–4 350 м), 200-Николаевская (4 176–4 352 м), 1-Ивановская (4 437–4 605 м), 10-Ю. Астраханская (4 347–4 566 м) они представляют собой толщу плотных карбонатных пород, незначительно отличающихся по литологическому составу, но имеющих различные ФЕС. Вскрытые скв. 200-Николаевская в интервале 4 186–4 248 м пласты органогенного трещиноватого неравномерно битуминизированного известняка с пористостью по НГК от 1,0 до 4,5 % можно назвать коллекторами, что подтверждается результатами испытаний в эксплуатационной колонне, где из них получен пульсирующий приток газа Qг = 15 000–16 000 м3/сут и воды Qв = 15 м3/сут. Однако испытания, проведенные в открытом стволе в скв. 1-Западно-Стрелецкая (4 125–4 262 м) и 10-Ю. Астраханская (4 348–4 396 м) в аналогичных, судя по геофизической характеристике, отложениях, показали их бесперспективность в отношении проницаемости – притока получено не было. В северо-западном направлении, начиная с разреза скв. 1-Безымянная, по данным ГК, наблюдается повышение гамма-активности. Это обусловлено появлением в разрезе маломощных пропластков аргиллитов, а также глинистых или сильно битуминизированных карбонатов.
Сравнительный анализ данных ГИС по этим и ранее испытанным скважинам позволяет выявить крайне низкие фильтрационные характеристики нижнебашкирских карбонатных отложений.
В западном направлении, к Ашунской и Краснохудукской площадям, они выклиниваются. Ухудшение ФЕС в нижнебашкирских коллекторах происходит в основном за счет битуминизации и кальцитизации пустотного пространства. По результатам описания шлифов из разреза скв. 1-Безымянная, вторичным кальцитом запечатаны оставшиеся после битуминизации центральные участки пор. Установленное в разрезе этой скважины широкое развитие битумов в верхней части нижнебашкирской карбонатной толщи, заполняющих почти все поровое пространство, свидетельствует о возможном расформировании залежи нефти с одновременным выпадением кальцита в пустотном пространстве коллекторов [7]. Причины возможного расформирования залежей практически не изучены.
Заключение
Особое внимание было уделено изучению характера насыщения коллекторов верхнего палеозоя и анализу условий формирования УВ-скоплений, что связано с проблемой оценки их устойчивости
и в особенности в жидкой фазе в условиях сверхглубоких горизонтов, изучению вторичных преобразований пород-коллекторов и покрышек, степени герметизации последних.
В скв. 1 и 200-Николаевские, где из визейских отложений (нижнекаменноугольные отложения) получены притоки пластовых вод 200–440 м3/с, которые свидетельствуют о наличии хороших коллекторов.
Особенностью карбонатных отложений каменноугольного возраста в пределах Южно-Астраханской зоны поднятий является неравномерная, часто значительная эпигенетическая преобразованность коллекторов. Последнее выражается в заполнении первичных пор и пор выщелачивания вторичными минералами, в основном кальцитом, реже кремнистыми образованиями и твердыми битумами. Все это привело к заметному ухудшению первичных ФЕС пород.
К настоящему времени девонские отложения не вскрыты в зоне Южно-Астраханских поднятий, остаются также слабоизученными нижнекаменноугольные отложения, где прогнозируется наличие рифогенных построек.
1. Карпов П. А., Бражников О. Г., Бабич Д. А. Особенности строения и перспективы нефтегазоносности осадочного комплекса Кряжа Карпинского (на землях Миннефтепрома) // Отчет по теме 13/86; ВолгоградНИПИнефть. Волгоград, 1987. 236 с.
2. Коротков Б. С., Хвилевицкий М. О., Чечеткин С. И. и др. Проект бурения глубоких скважин на девонские отложения Астраханского ГКМ (Геологическая часть). М.: ВНИИГАЗ, 1995. 155 с.
3. Шилин А. В., Карпов П. А., Смирнов А. В. Строение, условия формирования и особенности распространения карбонатных коллекторов в подсолевых отложениях юго-восточной и западной частей Прикаспийской впадины (на землях Миннефтепрома) // Отчет по договору 2/88 15-15/991; ВолгоградНИПИнефть. Волгоград, 1990. 172 с.
4. Ефанов К. Н., Федотов И. Б. Проект разведки подсолевых отложений Наримановского района Астраханской области (Южно-Астраханский и Бешкульский участки) // Договор № 75/96; ВолгоградНИПИнефть. Волгоград, 1997. 155 с.
5. Карпов П. А., Климашин В. П. Шалимов Б. П. Перспективы нефтегазоносности зоны сочленения вала Карпинского и Прикаспийской впадины // Нефтегазо-носность Прикаспийской впадины и сопредельных районов. М.: Наука, 1987. С. 125–133.
6. Карпов П. А., Соловьева Н. В., Степанова А. Ф. и др. Стадиальное изменение коллекторов мезозоя и палеозоя в зоне сочленения докембрийской и эпигерцинской платформ, Воронежского свода и Прикаспийской впадины // Отчет по теме 13/72 ВолгоградНИПИнефть. Волгоград, 1974. 221 с.
7. Кривонос В. Н., Кобелянова Л. А., Левченко В. С. и др. Комплексный анализ керна и пластовых флюидов из скважин № 1 Безымянной и № 25 Промысловской // Отчет по договору 53/98; ВолгоградНИПИнефть. Волгоград, 2000. 235 с.
