Перспективы открытия новых нефтяных залежей в Урало-Волжских районах
М. В. МАЛЬЦЕВ
Четверть века назад коллективы геологов ГИНИ, МНИ, НГРИ и других организаций во главе с академиком И.М. Губкиным в большом объеме развернули геолого-разведочные работы в восточной половине Европейской части Союза - на площади между Волгой на западе и Уралом на востоке.
В то время интересующая нас область геологически была изучена слабо. Комплексом геолого-геофизических исследований, планомерно проводимым в ряде областей и республик, в последующие годы были выявлены многие сотни геологических структур, перспективных для разведки на нефть. На сегодня только часть из них разведана глубоким бурением.
В мае 1957 г. исполнилось двадцать пять лет со времени, когда под руководством И. М. Губкина и его воспитанника А.А. Блохина было открыто первое на востоке крупное Ишимбаевское нефтяное месторождение, приуроченное к пермским образованиям.
Несколько позже в результате проведенной промышленной разведки были также открыты нефтяные залежи в каменноугольных и девонских отложениях.
На заре развития восточной нефти, в 1939 г., И.М. Губкин писал: «Прежде всего необходимо указать, что в отличие от Бакинского района, где число нефтеносных пластов многих месторождений достигает 17, в Урало-Волжской области оно по отдельным структурам пока составляет 1-2. Я говорю «пока», так как на настоящей стадии разведки на всей территории области еще не изучены более глубокие девонские отложения, из которых на Ухте добывается нефть» (Губкин И.М. Избранные сочинения. Урало-Волжская нефтеносная область Второе Баку. Изд. АН СССР, 1950.).
И далее он указывает: «Недалеко то время, когда нефтяные месторождения этой области будут считаться десятками».
С тех пор прошло 18 лет, и сейчас можно сказать, что прогнозы И.М. Губкина относительно открытия большого числа нефтеносных горизонтов и месторождений в восточных районах страны подтвердились. Известно, что в стратиграфическом разрезе многих восточных месторождений число нефтеносных горизонтов уже равняется 4-5, а в ряде случаев 7 и даже больше. И есть все основания, как мы увидим ниже, резко увеличить их количество. В сводном же разрезе восточных районов общее число нефтеносных горизонтов превышает 20.
Кроме того, в кавказских районах площадь продуктивных горизонтов бывает сравнительно небольших размеров, а в восточных месторождениях площади по горизонтам, как правило, во много раз превышают первые.
Таким образом, в Урало-Волжской нефтеносной области в результате проведенного большого объема геолого-разведочных работ были открыты нефтяные залежи пермского, каменноугольного, а затем и девонского возрастов.
Одни из них, как известно, приурочены к терригенным отложениям (песчаникам, алевролитам), другие - к карбонатным) известняки и доломиты).
Примером первых являются нефтеносные горизонты живетского яруса, пашийских слоев, кыновской свиты, угленосной свиты, верея. Вторым могут служить нефтеносные горизонты данково-лебедянских слоев верхнего девона, турнея, намюра башкирского яруса и каширского горизонта среднего карбона, артинского и кунгурского ярусов нижней перми и др.
Имеется ли возможность открытия залежей, приуроченных к новым горизонтам стратиграфического разреза, в Волго-Уральской области, и каковы могут быть прогнозы в этом направлении?
Ответ на этот вопрос может быть только утвердительный: возможность открытия залежей имеется и в первую очередь за счет разведки додевонских отложений (бавлинской свиты).
Мощный разрез глубоко залегающих пород изучен недостаточно. Стратиграфическим расчленением бавлинской свиты додевонского (кембрийского?) возраста в течение последних десяти лет занимается ряд исследователей, но имеется еще много нерешенных вопросов по стратиграфии этих отложений.
Кроме того, следует отметить ослабление практического интереса к разведке бавлинских отложений, чему содействовало то, что отмеченные в них нефтепроявления по Байтуганскому, Бавлинскому районам подвергаются сомнению. Наличие нефтепроявлений в кернах бавлинской свиты в этих пунктах объяснилось попаданием в керн нефти из глинистого раствора во время бурения.
Также большим препятствием на пути разведки додевонских отложений является то, что их считали и сейчас еще считают целиком континентальными осадками, в которых нефтяных месторождений якобы не может быть.
Вследствие этих довольно шатких доводов сложилось не только ошибочное, но и неверное представление о перспективах промышленной нефтеносности бавлинской свиты в области, где она имеет очень большое развитие.
В свое время И.М. Губкин писал, что благоприятные физико-геологические условия для накопления органики и ее преобразования в нефть могли быть на протяжении ряда геологических периодов, начиная с кембрия до настоящего периода.
Мы считаем, что эта точка зрения была и остается правильной в наше время. Именно такие условия были в додевонское (бавлинское), живетское, пашийское, кыновское, доманиковское, визейское и другое время.
Говоря о нефтепроявлениях в бавлинской свите, следует остановиться на следующем.
Достоверность нефтепроявлений по разведочной скв. 2 в Байтугане некоторыми геологами оспаривается и на этом основании делаются отрицательные заключения о бесперспективности бавлинской свиты. Допустим, что они правы. Перспективность бавлинской свиты от этого нисколько не приуменьшается, для подтверждения чего рассмотрим следующие факты.
1. В 1949 г. на юго-западе Бавлинского месторождения при бурении разведочной скв. 16 с глубины 2139-2178 м был поднят керн, состоящий из кварцевых песчаников. Местами песчаники были хорошо насыщены «живой», газированной нефтью. В зависимости от коллекторских свойств песчаников изменялась степень их насыщенности от участков, хорошо насыщенных нефтью, до участков полного ее отсутствия.
Эти нефтепроявления нами наблюдались на протяжении приблизительно 40 м по кернам нескольких долблений.
Попутно можно отметить, что иногда в керне встречались нефтепроявления в виде ореола. Природа таких нефтепроявлений нам ясна, и она объясняется фильтрацией в керн глинистого раствора, к которому иногда при бурении добавляется дегазированная нефть.
Нефтепроявления по скв. 16, описанные нами, имеют совершенно иной характер.
2. При бурении разведочной скв. 7 в Чернушках по свидетельству главного геолога объединения Молотовнефть И.М. Мельника были подняты кварцевые песчаники нижнебавлинского возраста, сильно пропитанные густой нефтью, принадлежность которой к этим породам никаких сомнений не вызывает.
3. Л.Ф. Солонцов в работе «Додевонские отложения Урало-Поволжья» за 1955 г. приводит данные о нефтепроявлениях по Орьебашевской скв. 11 в песчаниках нижнебавлинского возраста на глубине 2284-2287 м. Им указывается на аналогичные нефтепроявления в этих отложениях на Серафимовской и Северо-Камской площадях.
Таким образом, нефтепроявления, приуроченные к нижнебавлинским отложениям, отмечены в ряде районов области.
4. Бавлинская свита по большому количеству коллекторов отличается от других отложений палеозоя. В ней имеются самые разнообразные коллекторы - от тонкозернистых песчаников до гравелитов, обладающих хорошими коллекторскими свойствами. Суммарная мощность коллекторов превышает 450 м. Имеются также плохо проницаемые или непроницаемые аргиллиты.
5. Долгое время бытовало мнение о континентальном генезисе осадков бавлинской свиты. Исходя из этого, давалось и неправильное заключение о ее бесперспективности в нефтеносном отношении.
Сегодня мы можем твердо сказать, что эти утверждения не соответствуют действительности. Сотрудниками Московского нефтяного института В.П. Флоренским и В.С. Князевым в 1953 г. установлено, что в основании красноцветного разреза бавлинской свиты в Бавлах залегают доломитовые породы морского образования. Это важное уточнение безусловно имеет огромное как теоретическое, так и практическое значение. Кроме того, известно, что нефтяные залежи могут быть приурочены и к континентальным осадкам.
6. Исследования воды, полученной при испытании песчаников бавлинской свиты скв. 16 в Бавлах, показали, что она относится к типичным хлоркальциевым водам нефтяных месторождений.
Таким образом, мы считаем, что для положительной оценки перспектив нефтеносности бавлинской свиты имеются все благоприятные предпосылки: наличие морских фаций, обильных нефтепроявлений, хлоркальциевой воды, коллекторов, непроницаемых пород-покрышек и др. К этому можно прибавить, что в США (Канзас, Тексас и Вайоминг) из кембрийских отложений добывается нефть в промышленном количестве.
Исходя из этого, остановимся на вопросе, обнаружения каких типов нефтяных залежей можно ожидать в додевонских отложениях.
На основании имеющихся у нас геологических данных мы можем предполагать существование в бавлинских отложениях двух типов нефтяных залежей. Один из них может представлять залежи, обязанные наличию литологических ловушек при выклинивании песчаников у бортов кристаллических массивов (см. рисунок). Аналоги таких залежей в нефтяной практике встречаются, как известно, часто.
Другой тип месторождений может представлять залежи, приуроченные к антиклинальным поднятиям в додевонских отложениях. На прилагаемой схеме показаны оба типа вероятных нефтяных залежей в нижнем этаже палеозоя.
Безусловно разведка этой части разреза сопряжена с трудностями, так как разведочные скважины придется бурить на глубины от 2300 до 3500 м.
О возможности открытия новых нефтяных месторождений в девоне и карбоне
В практике разведки девонских месторождений туймазинского типа бывает так, что вследствие стремительного погружения кристаллического фундамента разведочные скважины проходят вблизи или за контуром нефтеносности.
Пустые скважины предостерегают разведчиков от дальнейшего излишнего бурения на девон, а поскольку в бавлинской свите промышленной нефти пока не обнаружено, то разведка на периферии девонской залежи прекращается.
При этом на наш взгляд допускается ошибка при разведке как каменноугольных и девонских, так и додевонских отложений.
Это ошибка в целом влечет за собой и методическую ошибку при разведке нефтяных месторождений.
Рассмотрим интересный случай разведки в Бавлинском районе Татарии.
К югу от самой южной скважины (скв. 8) Бавлинского месторождения на расстоянии 2,5 км была пробурена скв. 11, которая показала резкое погружение структуры с амплитудой до 110 м. Вследствие этого песчаники горизонта ДI оказались водоносными за контуром нефтеносности.
Логично рассуждая, можно прийти к выводу, что к югу от Бавлов на общем фоне погружения пород в южном направлении в сторону Султангулова имеется большая вероятность открытия нового нефтяного месторождения.
Для проверки этого предположения нами была заложена скв. 45 в 3,5 км южнее скв. 11. Оказалось, что в этой скважине пашийские отложения залегают гипсометрически ниже пашийских отложений в скв. 11 на 20 м и что песчаники горизонта ДI также водоносны.
Для закладывания скважины еще дальше на юг одних только региональных геологических сравнений и интуитивных данных было недостаточно. Для последующего обоснования разведки пришлось в этой зоне организовать структурное бурение и сейсмическую съемку. Прошло около двух лет, и на этой площади - Сулинской - трестом Татнефтегазразведка было установлено несколько пермских структур бавлинского простирания. Не менее интересный материал по сейсмике получен сотрудниками ВНИИгеофизика и геофизического института АН СССР. По их данным в западной части площади выявлено залегание кристаллического фундамента на отметках 1450 м, т.е. на 413 м выше залегания фундамента по бавлинской скв. 45. При наличии таких данных стало возможно утвердить проект для бурения 12 скважин. В первую очередь начали бурить скв. 1, 2 и 3, расположенные соответственно в западной, восточной и южной частях площади.
По скв. 1 кристаллический фундамент оказался вскрытым на отметке 1780 м против 1450 м по данным сейсмики, т.е. на 330 м ниже. Тем не менее по сравнению с бавлинской скв. 45 фундамент залегает на 83 м выше. Это обстоятельство подтверждает наличие относительного подъема фундамента, хотя и с меньшей амплитудой.
В скв. 2 на отметке 1596-1607 м вскрыт 11-метровый пласт песчаников горизонта ДI из которых верхние 9 м оказались нефтеносными, а нижние 2 м - водоносными. Водонефтяной контакт находится на отметке 1605 м, т. е. на 118 м ниже отметки ВНК по Бавлинскому месторождению. Кроме того, по скв. 2 и 1 установлена нефтеносность песчаников угленосной свиты CIh, а также нефтепроявления в скв. 3 по горизонтам ДI и ДIII.
Испытание нефтеносных песчаников горизонта ДI по скв. 2 пока не проводилось, тем не менее геологические данные, полученные по первым трем скважинам, показывают, что в период 1956-1957 гг. на юго-востоке Татарии открыто новое многопластовое Сулинское нефтяное месторождение.
В свете имеющихся геологических данных можно считать, что огромная площадь, расположенная между нефтяными месторождениями - Ромашкинским и Бавлинским на севере, Мухановским и Султангуловским на юге, является весьма перспективной для открытия новых нефтяных месторождений и залежей. Здесь можно ожидать наличие тектонических осложнений на фоне общего погружения пород с севера на юг, к которым могут быть приурочены нефтяные залежи пермских, каменноугольных и девонских отложений, а также два типа залежей в бавлинской свите. Разведку этой площадки, нам кажется, необходимо организовать по методу разведки Ромашкинского месторождения, т. е. располагая скважины по большим профилям длиной 60-80 км каждый.
Аналогичными в отношении перспективности являются районы, расположенные к северу, к северо-востоку от Татарского свода, Аксубаево-Мелекесская депрессия и др.
О возможном открытии новых нефтяных залежей в карбонатных породах
В стратиграфическом разрезе нефтяных месторождений Урало-Волжской области доминирующее место занимают карбонатные породы (известняки и доломиты), общая мощность которых достигает 1500 м. Эти отложения приурочены к трем системам палеозоя: девонской, каменноугольной и пермской.
С первых лет развития нефтяной промышленности востока известно, что нефтеносными горизонтами являются как терригенные, так и карбонатные коллекторы. Однако со времени открытия мощных фонтанных месторождений в терригенных породах девона и карбона интерес к разведке карбонатных отложений заметно понизился. В разведочных скважинах, не говоря уже о эксплуатационных, керн стал отбираться только по песчаным горизонтам карбона и девона, а полуторакилометровая толща карбонатных пород осталась недостаточно изученной, так как электрокароттаж дает хорошие результаты лишь по терригенным отложениям. Керн из некоторых нефтеносных карбонатных горизонтов внешне имеет слабые нефтепроявления и не является типичным для хорошо нефтеносных пород, что вызывает определенные трудности при качественном подразделении карбонатных пород на нефтеносные и водоносные. При испытании даже нефтеносных известняков не всегда удается получить приток нефти, даже если скважину оттартывают почти полностью. Но при обработке тех же известняков соляной кислотой скважины начинают давать нефть в промышленных количествах вплоть до фонтанной. Так было на Шугуровском промысле: в пробуренных скважинах не было надежды получить нефть из известняков турнея и поэтому их не хотели испытывать. И только после того, когда было объяснено, что нефтепроявления известняков турнея Шугуровского промысла являются аналогичными Бавлам и Туймазам, по нескольким скважинам были произведены испытания и получена промышленная нефть.
В настоящее время нефтяники располагают рядом новых геофизических методов исследования: газовый кароттаж, радиоактивный кароттаж и др. В свете больших перспектив разведки карбонатных пород возникает необходимость обязательного широкого проведения по разведочным и в ряде случаев по эксплуатационным скважинам комплекса геофизических исследований и в первую очередь газокароттажа.
В последние три года объединение Татнефть стало применять газокароттажные и люминесцентно-битуминологические исследования скважин и были получены обнадеживающие результаты по нефтеносности карбонатных пород девона и карбона.
В результате этих работ только за один 1956 г. по площадям Татарии было выявлено 11 горизонтов с вероятной нефтеносностью. Из них один горизонт в перми, восемь в карбоне и два в девоне. Мощность отдельных горизонтов измеряется от 1 до 30 м и более. Так, например, на Сулинской площади по скв. 1 в верхнефаменских карбонатных породах, залегающих на глубине 1428-1477 м, удалось при испытании получить нефть. По предварительным анализам нефть имеет удельный вес около 0,88-0,89, вязкость при 20° С -- 5,2 и содержит 3,0% парафина, 2,1% серы, 48% акцизных смол и 5,5% кокса. Выход светлых более 42%.
Приведенные сведения показывают, что эта нефть несколько отлична от нефтей девона и угленосной свиты карбона и, вероятно, будет иметь промежуточное положение между ними.
По той же скважине, выше по разрезу, в карбонатных породах турнея также установлена нефтеносность в интервале 1385-1418 м.
Породы, разделяющие эти два нефтеносных горизонта, являются, очевидно, плотными и непроницаемыми.
На Ново-Бавлинской площади в скв. 441 отмечены нефтепроявления также в верхнефаменских карбонатных породах в интервале 1411-1440 м. В этой же скважине отмечается нефтеносность турнейских известняков по трем участкам на глубине 1335- 1367 м мощностью около 12 м.
На Ромашкинском нефтяном месторождении в пределах Восточно-Сулеевской площади в ряде скважин (скв. 580, 658, 916 и др.) отмечаются нефтепроявления в одном или двух пластах известняков турнея мощностью до 20 м.
В связи с большим практическим интересом, который начинают приобретать нефтеносные горизонты, приуроченные к карбонатным породам, мы в нескольких словах осветим их генезис.
Известно, что в доманиковое время были благоприятные условия для накопления органического материала, который мог служить исходным материалом для образования нефти. Мы считаем, что такое толкование близко к действительности. Таким образом, нефть, образовавшаяся в доманике, из-за отсутствия в нем соответствующих пород-коллекторов была выжата в вышележащие карбонатные породы.
Покинув материнские породы доманика, нефть внедрилась в пористые породы и претерпела вертикальную миграцию по франским, фаменским и турнейским отложениям.
Некоторое время нефть, очевидно, находилась в этих отложениях в рассеянном состоянии.
В дальнейшем по мере формирования структурных форм были созданы благоприятные условия для боковой миграции нефти по направлению к сводам структур. В случаях же отсутствия достаточно плотных пород-покрышек в пределах сформировавшихся структур нефть претерпевала дополнительные вертикальные перемещения до тех пор, пока на ее пути не встречались непроницаемые породы. Поскольку это могло происходить на разных глубинах и в разных горизонтах, то имела место одно- или многоэтажность нефтяных горизонтов. Так в основном был создан этот вид нефтяных залежей. В настоящее время нефть, связанная с карбонатными породами, представляет большой интерес.
Известно, что в ряде случаев из карбонатных горизонтов можно получать и высокодебитную нефть. Так, например, в Куйбышевской области из карбонатов окской свиты получен фонтан с дебитом до 200 т в сутки. В Западной Башкирии из фаменских отложений скв. 315 также получен высокодебитный нефтяной фонтан и т.д.
Из описанного видно, какие огромные задачи стоят перед разведкой новых нефтяных залежей в Волго-Уральской области. Однако продолжать разведку нефтяных недр темпами прошлых лет нельзя. Темпы бурения, как известно, зависят от степени вооруженности буровой техникой.
Разведочные и поисковые скважины у нас бурятся 11 2/4" долотом.
Бурение скважин проводится долго, годами, а это приводит к повышению их стоимости. Настало время, когда темпы разведки следует повысить, а стоимость снизить.
В самом деле, как можно сейчас развернуть разведку новых весьма перспективных горизонтов перми, карбона и девона, залегающих на глубинах от 300 до 1500 м, если бурение скважин на такие глубины практически производится одними тяжелыми станками. Следовательно, разведчиков нефти следует в короткий промежуток времени обеспечить различными типами облегченных самоходных станков малого диаметра для бурения на глубины 300-1500-2500-3500 м. Также следует отметить, что в последнее время неудовлетворительно обстоит дело с техникой подъема керна.
В заключение следует подчеркнуть, что перспективы открытия новых нефтяных месторождений и залежей в Урало-Волжской области огромны. И каждое новое нефтяное месторождение, открытое на востоке, будет лучшим памятником отцу нефтяной геологии - академику Ивану Михайловичу Губкину.
Рисунок Схема возможного залегания новых нефтяных залежей в депрессиях кристаллического фундамента.
