Результаты геохимических исследований в южной части Восточной Сибири
Е. И. БОДУНОВ-СКВОРЦОВ
Нефтепоисковые работы, давно ведущиеся на юге Восточной Сибири, несмотря на ряд признаков нефтеносности отложений нижнего кембрия, отмечавшихся глубокими разведочными скважинами, до сих пор успехом не увенчались.
Исследуемый район относится к окраинной зоне Сибирской платформы. В его строении принимают участие главным образом нижнекембрийские породы, с которыми обычно и связываются перспективы нефтегазоносности. Отложения ангарской, булайской и бельской свит, вскрываемые скважинами, представлены преимущественно карбонатными породами с прослоями ангидрита. Залегающая ниже усольская свита сложена мощной толщей каменной соли, переслаивающейся с пластами доломита. Доломитами начинается также разрез мотской свиты, в нижней части которой залегают терригенные отложения - песчаники, алевролиты, аргиллиты и сланцы. Такими же породами сложена и ушаковская свита, являющаяся самой древней в осадочной толще Иркутского амфитеатра.
Наличие в разрезе мощных пластов каменной соли сделало совершенно невозможной в процессе электрокаротажа запись ПС и свело к минимуму эффективность метода БКЗ, что не позволяет с требуемой степенью точности охарактеризовать коллекторские свойства пород. Интерпретация диаграмм НТК показывает, что радиоактивный каротаж вследствие высокого содержания ионов хлора в промывочной жидкости также не решает поставленной проблемы. В связи с этим при изучении нефтегазоносности вскрываемых отложений и выделении в их разрезе горизонтов для испытаний особое значение приобрел метод газового и люминесцентного каротажа в нефтепоисковых скважинах.
За последние три года в южной части Восточной Сибири газовым каротажем исследовано свыше 30 глубоких скважин общим метражом около 40 000 пог. м. Большинство скважин расположено в пределах Иркутского амфитеатра и несколько в районах Забайкалья.
Анализ данных проведенных геохимических исследований позволяет высказать ряд соображений и сделать некоторые предварительные выводы.
В карбонатных породах нижнего кембрия зафиксировано большое количество газовых аномалий, отмечающихся на различных стратиграфических уровнях. Наблюдаемая картина с очевидностью свидетельствует об отсутствии в описываемой части разреза пластов, равномерно по площади насыщенных углеводородами.
Причиной такого явления вероятнее всего служит дифференциация коллекторских свойств вскрываемых отложений по простиранию пластов.
Прослеживание по площади газопроявлений в некоторых горизонтах, вскрытых скважинами Осинской нефтеразведки (в 160 км к северо-западу от Иркутска), подтверждает это предположение. Все пласты проявляют себя лишь в отдельных скважинах, причем отчетливой связи отмеченных аномалий со структурным положением скважин не наблюдается. Для иллюстрации приводится сопоставление газопроявлений в пласте доломита низов усольской свиты в пределах Осинской разведочной площади (см. рисунок) (из этого пласта в скв. 1-Р было получено небольшое количество легкой нефти).
Объяснить, основываясь на общепринятых представлениях, такое распределение газовых аномалий очень трудно, даже допустив маловероятное существование предполагаемых тектонических осложнений.
Средняя часть верхнемотской подсвяты в пределах этой же площади отмечена аномалиями лишь в двух скважинах: Р-4 и Р-6. Подобных примеров можно привести много. Это наводит на мысль, что распределение газа в толщах доломитов (а возможно, и в терригенных породах) подчинено в какой-то мере литологическим особенностям пород.
Для выявления закономерности распределения газовых аномалий были привлечены также и материалы исследований физических свойств слагающих разрез пород. Анализы керна, поднятого по всему разрезу нижнего кембрия, указывают на крайне незначительную пористость и почти полную непроницаемость этих отложений: в подавляющем большинстве случаев открытая пористость не превышает 3%. Из всего количества просмотренных анализов (свыше 200) только в двух случаях открытая пористость достигает 12%-минимальный предел для промышленных коллекторов по классификации Г.И. Теодоровича. Возможно, что такой низкой пористостью характеризуются отложения не по всему разрезу глубоких скважин, поскольку совершенно естественно, что керн поднимается лишь в породах достаточно плотных; в пластах же слабо сцементированных осадков и зонах, сплошность которых нарушена, керн, как правило, поднять не удается. Подтверждением этого предположения может служить тот факт, что при испытании горизонтов нижнего кембрия были неоднократно получены притоки воды и газа, а в процессе бурения отмечены поглощения значительных объемов бурового раствора, особенно в нижнемотской подсвите.
Невыдержанность зон газонасыщения пластов, отсутствие отчетливой связи аномалийных содержаний углеводородов со структурой и физические свойства пород, указывают на то, что распределение газа в пластах, вероятнее всего, связано с трещиноватыми зонами.
Поднятые образцы керна нередко подтверждают наличие трещиноватости. (Литологическое описание доломита из скв. Р-8 Осинской разведочной площади: «Доломит кавернозный, тонкозернистый, засолоненный с линзовидными включениями и прослоями ангидрита и каменной соли. Наблюдается вертикальная трещиноватость, выполненная солью и ангидритом».) Причиной образования широко развитой системы трещин и каверн, наряду с тектоническими движениями, может явиться и процесс доломитизации карбонатных толщ, сопровождающийся значительным сокращением объема породы. Последующие эпигенетические процессы - растворение гидрохимических пород и выпадение солей из циркулирующего по трещинам раствора - привели к еще большей дифференциации проницаемости пластов, в результате чего и могли образоваться зоны неправильной формы, служащие резервуарами для тех или иных флюидов.
По данным геохимических исследований представляют несомненный интерес терригенные отложения низов мотской и кровли ушаковской свит, отмеченные резкими газовыми аномалиями во всех скважинах, прошедших эти горизонты. Наблюдающаяся закономерность прослеживается в пределах нескольких разведочных площадей. Описываемая часть разреза является наиболее четко коррелирующимся по площади газоносным пластом и отвечает, по-видимому, стратиграфически выдержанному горизонту повышенной проницаемости. Состав и структура этих отложений указывают на возможность существования здесь коллекторов, обусловленных гранулярным строением пород; кроме того, процессы эпигенеза могли проявиться в описываемых отложениях значительно менее интенсивно, вследствие отсутствия в последних растворимых минералов.
Высказанные предположения позволяют рекомендовать ушаковскую свиту, несмотря на технические трудности ее вскрытия (глубина залегания кровли около 2500 м), как самостоятельный объект разведки.
Анализ содержания отдельных компонентов в исследуемой газовой смеси и результаты испытаний различных скважин показывают, что в пластовой воде растворено то или иное количество природного газа, причем в большинстве случаев этот газ содержит в значительном количестве углеводороды. Из рассмотрения газокаротажных диаграмм некоторых скважин, прокаротированных точечной методикой, которая позволяет фиксировать компонентное содержание газов в природной смеси, видно, что иногда с повышением содержания углеводородов закономерно возрастает и количество кислотных - газовые аномалии в этих случаях, очевидно, соответствуют водоносным горизонтам. Используя такой критерий оценки результатов исследований, можно прийти к выводу, что некоторые аномалии по углеводородам являются следствием выделения в промывочную жидкость растворенного в пластовой воде газа и не могут поэтому представлять интерес при поисках нефти и газа.
Люминесцентным каротажем, проводимым в комплексе геохимических исследований, установлено содержание значительного количества легкого битума (до десятых долей процента) в карбонатных отложениях трех верхних свит нижнего кембрия - ангарской, булайской и бельской. Равномерность количественного распределения битума в этой части разреза, прослеживающаяся на большой территории описываемого района, с очевидностью свидетельствует о том, что битуминозность носит сингенетичный характер.
Газокаротажными данными отмечается постоянное присутствие тяжелых углеводородов на значительном интервале глубин (до 800 м) некоторых скважин, прокаротированных точечной методикой. Однако, поскольку термовакуумная дегазация технически обеспечивает извлечение тяжелых углеводородов из битума, описанные выше незначительные по величине аномалии в карбонатных породах верхней части разреза глубоких скважин интерпретируются как следствие битуминозности вскрываемых отложений.
Широкое распространение повышенного содержания битума свидетельствует о продолжавшихся длительное время условиях, регионально благоприятных для образования углеводородов, тем не менее ожидать промышленных скоплений нефти и газа в этих отложениях нет оснований, вследствие рассредоточенности и сингенетичного характера битуминозности.
При общем обзоре результатов геохимических исследований обращает на себя внимание значительное содержание углеводородов в нижнекембрийских отложениях южной части Иркутского амфитеатра и полное отсутствие их в терригенных осадках третичного и четвертичного возрастов, выполняющих впадины каледонской зоны - Селенга, Тунка, Баргузин.
Чрезвычайно интересен факт наличия в этих районах резко выраженных аномалий водорода, содержание которого достигает 100-170 см3 на литр промывочной жидкости, что составляет в среднем 80% природного газа. Характер отмеченных газопроявлений показывает, что в данном случае имеется скопление свободного газа, находящегося в пластах под значительным давлением. Резкие аномалии по водороду связаны с толщами терригенных пород третичного возраста и отмечаются обычно везде на одних и тех же глубинах порядка 800-1200 м.
При анализе материала результатов испытаний, в большинстве случаев отрицательных, несмотря на ряд факторов, указывающих на перспективность отдельных пластов, вызывает сомнение сама методика испытаний. Применяемая пулевая перфорация в описываемых геологических условиях не всегда обеспечивает свободное проникновение в скважину насыщающих породу флюидов. К этой же мысли приводит то, что подавляющее большинство испытанных открытым забоем горизонтов дали притоки воды или газа. Поэтому естественно, что делать вывод о нефтегазоносности горизонтов можно только после достаточно эффективного их вскрытия и создания наилучших условий для работы пласта.
Выводы
Коллекторские свойства пород нижнего кембрия Иркутского амфитеатра связаны с трещиноватыми зонами. Карбонатные толщи нижнего кембрия (верхняя часть мотской свиты, доломит усольской свиты и другие горизонты), очевидно, представляют собой массивы, обладающие проницаемостью, обусловленной наличием системы трещин и каверн.
Отмеченная выше резкая дифференциация проницаемости этих отложений привела к тому, что при бурении наблюдаются отдельные нефтегазопроявления (отвечающие зонам повышенной проницаемости - карманам), которые трудно увязываются между собой. Подобная картина наблюдалась, в частности, в течение длительного времени при разбуривании мезозойской толщи Дагестана.
При описанных специфических условиях залегания газа в нижнекембрийских образованиях южной части платформы выявление промышленных залежей представляет собой довольно трудную задачу.
По-видимому, нельзя вести разведку, ориентируясь на отдельные скопления газа в карбонатных толщах, хотя в принципе не исключена возможность наличия в них локальных промышленных залежей типа карманов.
Несмотря на низкую общую проницаемость нижнекембрийских отложений, миграция флюидов вверх по восстанию может привести к скоплению углеводородов в зонах крупных поднятий платформы. В этом случае наиболее перспективными должны оказаться локальные структуры, вероятно осложняющие упомянутые приподнятые зоны. При таком направлении поисков совершенно необходимо учитывать, что построения по верхним свитам нижнего кембрия не отражают условий залегания нижней части осадочного комплекса.
Поскольку большинство разведочных площадей оказалось по мотской свите в моноклинальной зоне, в качестве ближайшей задачи должно явиться выявление крупных поднятий по горизонтам подсолевой толщи нижнего кембрия, так как наличие мощной, относительно пластичной толщи внутри осадочного комплекса безусловно сыграло определенную роль при тектонических процессах.
Решение этой задачи может быть осуществлено комплексным применением геофизических методов разведки и профильного глубокого бурения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Фетининский Н.В., Остерта г Р.Я. Отчет о газокаротажных работах, проведенных Иркутской газокаротажной партией 18/54 за 1954 г. Фонды конторы Востсибнефтегеофизика.
2. Бодунов-Скворцов Е.И., Бржезовский А.И. Отчет о газокаротажных работах, проведенных Иркутскими газокаротажными партиями 23/55 и 24/55 за 1955 г. Фонды конторы Востсибнефтегеофизика.
3. Бодунов-Скворцов Е.И. Отчет о газокаротажных работах, проведенных Иркутской газокаротажной партией 25/56 за 1956 г. Фонды конторы Востсибнефтегеофизика.
4. Брод И.О. и Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа, изд. 3-е. Гостоптехиздат, 1957,
5. Белоусов В.В. Основные вопросы геотектоники. Госгеолтехиздат, 1954.
Контора «Востсибнефтегеофизика».
Рисунок Распределение газопроявлений в пласте доломита Осинской разведочной площади.
1 - изолинии по кровле мотской свиты; 2 - глубокие скважины; 3 - наличие или отсутствие газовой аномалии; 4 - результаты испытания.