К оглавлению

О формировании вторичных залежей нефти в Ферганской депрессии

А. М. ХУТОРОВ

В 1957 г. Ферганским нефтяным комбинатом на Андижанской группе нефтяных месторождений было возвращено к эксплуатации около 40 скважин, ликвидированных и намеченных к ликвидации. Эти скважины после их возврата на континентальные отложения бактрийского яруса неогена введены в эксплуатацию с добычей нефти от 6 до 25 т в сутки, причем начальные дебиты отдельных скважин достигают 100 т в сутки.

Нефтепроявления вторичного залегания в Ферганской депрессии были известны еще четверть века назад, однако более определенные данные, позволяющие рассматривать вторичные скопления нефти как залежи промышленного значения, получены лишь в 1956-1957 гг. При этом очень хорошо прослеживаются пути миграции и аккумуляции нефти, исключающие возможность увязывать эти залежи с нефтепроизводящими свитами.

Континентальные отложения неогена известны еще под названием «молассы Ферганы». По окраске и литологическому составу их разделяют на два яруса: нижний массагетский, представленный в основном глинами кирпично-красного и бледно-розового цвета, и верхний бактрийский, сложенный конгломератами, песчаниками и глинами с светло-бурой окраской. Отложения массагетского яруса повсеместно согласно ложатся на палеогеновую продуктивную толщу, тогда как осадки бактрийского яруса в отдельных районах Ферганы с резким угловым несогласием перекрывают эродированную поверхность более древних отложений.

Первые нефтепроявления в неогене были отмечены в 1930-1934 гг. при разбуривании Сель-Рохинской площади в виде слабой насыщенности нефтью песчаников бактрийского яруса и примазок нефти по трещинам и плоскостям скольжения в глинах массагетского яруса. Кроме того, в отдельных скважинах наблюдалось выделение газа и пленок нефти в глинистом растворе из бактрийского яруса. Более определенные данные о вторичном залегании нефти получены на Андижанской площади в 1935-1939 гг. Здесь при бурении структурных скважин были подняты образцы песчаника, сильно пропитанного нефтью, из подошвы бактрийского яруса, и при опробовании этих же песчаников в разведочных скв. 2, 12 и 42 были получены притоки легкой нефти дебитом от 0,2 до 0,8 т в сутки. На основании этих данных считают выделенный пласт песчаника возможным коллектором нефти, и поэтому он при пересмотре в 1937 г. номенклатуры продуктивных горизонтов Ферганской депрессии был назван I пластом. Однако слабые притоки нефти в скважинах вблизи нарушений и отрицательные результаты при опробовании I пласта в скв. 19, удаленной от нарушенной зоны, обусловили неблагоприятную оценку нефтеносности неогеновых отложений и прекращение в них поисков нефти.

На месторождении Южный Аламышик еще в 1949 г. в разведочной скв. 64, бурившейся на палеоген, но не вскрывшей его из-за размыва, был опробован пласт высокого электрического сопротивления, залегающий в подошве бактрийского яруса, и получен приток нефти дебитом 3,5 т в сутки.

После дострела дыр и расширения интервала перфорации дебит скважины увеличился до 7,5 т. Однако эти результаты не привлекли должного внимания, поскольку получение нефти в скв. 64 объяснялось непосредственным контактированием вскрытого нефтеносного пласта неогена с эродированной поверхностью VII продуктивного пласта палеогена.

Интерес к отложениям бактрийского яруса возник, когда на этот пласт было возвращено 10 скважин, обводненных контурной водой и подлежащих ликвидации после эксплуатации V пласта. Все 10 скважин дали нефть и были возобновлены эксплуатацией с начальными дебитами нефти от 2,5 до 12 т в сутки.

В результате опробования I пласта в скв. 64 и возврата эксплуатационных скважин к 1 января 1957 г. была оконтурена определенная площадь нефтеносности, на которой в I квартале 1957 г. начато бурение эксплуатационных скважин на глубину от 460 до 520 м.

В 1957 г. в связи с полученными результатами поиски нефти в осадках неогена на площади Южный Аламышик принимают направленный и систематизированный характер и переносятся на другие площади Андижанской группы нефтегазовых месторождений.

В I квартале 1957 г. произведено испытание I пласта на восточном блоке Андижанского месторождения в разведочной скв. 433, оказавшейся безрезультатной по верхнемеловым и палеогеновым отложениям. После перфорации колонны в интервале залегания пласта получен приток нефти дебитом до 10 т в сутки. На этом же блоке вскоре были возвращены на I пласт, скв. 103 и 120, ликвидированные после эксплуатации V пласта, затем был произведен возврат на I пласт скв. 240 и 241, расположенных на восточном поле, причем скв. 241 вступила в эксплуатацию с дебитом 95 т в сутки, но затем ее добыча была ограничена до 30 т. В течение 1957 г. на Андижанской площади введено в эксплуатацию на I пласт 17 скважин, из них 15 скважин из возврата и две из бурения.

На Ходжиабадской площади вторичная залежь нефти открыта в скв. 595, ликвидированной в 1955 г. после отрицательных результатов при опробовании III пласта палеогена. Эта скважина после проведения изоляционных работ и перфорации колонны против I пласта вступила в эксплуатацию в мае с дебитом нефти 25 т в сутки. Затем была введена в эксплуатацию на I пласт с суточной добычей нефти 15 т скв. 1, ликвидированная как безрезультатная по палеогену еще в 1945 г. Всего на этой площади введено в эксплуатацию на I пласт 10 скважин.

Получена также нефть промышленного значения из неогена на Бостонской площади, расположенной между нефтегазовыми месторождениями Ходжиабад и Южный Аламышик. Здесь, как и на Южном Аламышике, после получения нефти в ряде ликвидированных скважин начато эксплуатационное бурение.

Отмечены обильные нефтепроявления в низах бактрийского яруса на Палванташском месторождении, но промышленных притоков нефти пока еще не получено, что, по-видимому, связано с плохими коллекторскими свойствами осадков бактрия.

Таким образом, доказано, что нефтепроявления и скопления нефти промышленного значения в континентальных отложениях неогена распространяются на всю Андижанскую группу нефтегазовых месторождений. Общая протяженность этих площадей от Южного Аламышика на востоке до Палванташа на западе составляет свыше 60 км (рис. 1).

Оценка продуктивности вторичных залежей станет возможной после бурения 35-40 разведочных скважин и подсчета запасов нефти, однако, судя по размерам уже выявленных площадей нефтеносности, запасы нефти их значительные. Так, например, на Андижанской площади нефть из неогена получена на всех пяти блоках общей протяженностью свыше 8 км, причем между двумя крайними нефтяными скважинами на восточном поле ширина залежи достигает 2 км. На Ходжиабадской площади залежи нефти в неогене прослеживаются почти в пределах развития нефтяных залежей; в палеогене значительная по размерам площадь нефтеносности выявлена на месторождении Южный Аламышик.

В 1957 г. из отложений бактрийского яруса добыто 103 тыс. т нефти, причем в декабре получено 18,7 тыс. т, что в пересчете на год составляет 224 тыс. т. Распределение добычи нефти по площадям с указанием количества действующих скважин приводится в табл. 1.

Пути миграции нефти в Ферганской депрессии весьма разнообразны. На одних площадях она поступает с нижележащих отложений по разломам и трещинам, на других - по контакту углового несогласия между бактрием и более древними отложениями. На некоторых площадях миграция происходит одновременно по нарушениям и контакту углового несогласия.

Миграция первого типа наблюдается на Андижанском месторождении, где продуктивная палеогеновая толща согласно перекрывается глинистой толщей массагетского яруса, на которую также согласно ложатся осадки бактрийского яруса. На этой площади нефть из продуктивных пластов палеогена, а возможно, и мела мигрировала по многочисленным проводящим разломам и трещинам и скапливалась в залегающих на пути ее движения пористых пластах песчаников и конгломератов. Нефтепроявления и скопления нефти промышленного значения отмечены в песчаниках массагетского яруса, но основным коллектором является I пласт песчаника.

На рис. 2 представлена схема миграции нефти, но нужно при этом иметь в виду, что, кроме поперечных нарушений, имеется еще крупное продольное нарушение по всей длине складки, а также встречаются многочисленные трещины и микронарушения.

Типично выраженной залежью нефти, связанной с несогласным и плохим перекрытием продуктивных горизонтов, является месторождение Южный Аламышик, где очень хорошо прослеживаются пути миграции и аккумуляции нефти. Эта площадь представляет собой антиклинальную складку, свод которой был размыт в предбактрийскую орогеническую фазу до меловых отложений. Покрывающие эродированную поверхность слабо дислоцированные осадки бактрийского яруса, отображая древний рельеф, образуют два поднятия, что хорошо иллюстрируется рис. 3.

Нефтяные залежи III, V, VI и VII пластов палеогена, приуроченные к менее декодированному северному крылу складки, экранируются отложениями бактрийского яруса, и весьма небольшие скопления нефти и газа в нижнемеловых отложениях занимают свод складки.

Миграция нефти в осадки бактрийского яруса происходила и, по-видимому, происходит в настоящее время из всех перечисленных выше продуктивных пластов палеогена, но особенно отчетливо пути движения нефти прослеживаются в III пласте. Еще при оконтуривании нефтяной залежи этого пласта в 1950-1952 гг. выяснилось, что в западной части складки контур нефтеносности проходит строго по одной и той же высотной отметке, но в ее центральной части он резко поворачивает к югу и, пересекая изогипсы почти под прямым углом, поднимается до экрана. Тогда это деление на нефть и воду единой структурной формы с одинаковыми физико-геологическими параметрами пласта, не осложненного дизъюнктивами дислокации, казалось необъяснимым.

Однако после выявления вторичной залежи нефти и обобщения всех имеющихся материалов выяснилось, что в западной части складки, т. е. в зоне залегания нефтяной залежи, III пласт, как и весь палеогеновый комплекс, перекрывается пачкой глин, которые в восточной части площади замещаются песчаниками и конгломератами. Сравнительно резкая граница деления глин и песчаников соответствует местоположению пересекающего изогипсы водонефтяного контакта, и она же оконтуривает с запада нефтяную залежь I пласта (рис. 4), о чем свидетельствует отсутствие притока нефти с этого пласта в скв. 56, опробованной в I квартале 1957 г.

Приведенные выше фактические данные о строении и нефтеносности Южно-Аламышинской площади позволяют в общих чертах представить формирование первичных и вторичных залежей нефти в следующем виде.

1. Формирование нефтяных залежей в меловых и палеогеновых отложениях происходило одновременно с формированием складки и завершилось в послемассагетское время, которое, по мнению некоторых геологов, соответствует границе миоцена и плиоцена.

2. В предбактрийскую орогеническую фазу Южно-Аламышинская складка, как и многие складки периферийной зоны Ферганской депрессии, подверглась денудации, обнажившей нефтяные пласты палеогена. На южном крыле и периклиналях, где линия эрозии оказалась ниже первоначальных контуров нефтеносности, нефтяные залежи полностью разрушены и нефть сохранилась лишь в пределах менее денудированного северного крыла складки.

3. Трансгрессивное перекрытие мезокайнозоя осадками бактрийского яруса прекратило утечку нефти там, где на продуктивные пласты легла изолирующая пачка глин и продолжается фильтрация нефти из пластов в перекрывающие их пористые песчаники или конгломераты.

4. Утечка нефти из V, VI и VII пластов после перекрытия их осадками неогена, по-видимому, весьма ограничена, что, возможно, связано с закупоркой пор пластов смолисто-парафинистым веществом, о чем свидетельствуют многочисленные примеры отложений смол и озокерита в пластах известняка, выходящих на дневную поверхность.

Из-за ограниченной утечки нефти контуры нефтеносности V и VII пластов выдерживаются строго по одной и той же изогипсе. К площадям, где имеются оба вида миграции нефти, относятся Бостон, Ходжиабад и Палванташ. Здесь наряду с нарушениями имеются и угловые несогласия между осадками бактрийского яруса и верхами палеогена.

Вмещающий нефть коллектор неогена на всех площадях Ферганской депрессии залегает в основании бактрийского яруса и очень хорошо прослеживается на каротажных диаграммах, что значительно упрощает его выделение в разрезе скважин. Сверху он перекрывается глинистой пачкой светло-бурой свиты бактрия, а снизу подстилается глинами массагетского яруса или с резким угловым несогласием ложится на более древние эродированные отложения. Таким образом, стратиграфическая выдержанность и благоприятные коррелирующие свойства позволяют сохранить за этим коллектором название I пласта.

Литологически I пласт выражен песчаниками бурого и желтого цвета в чередовании со светло-бурыми глинами и мелкогалечными конгломератами. Песчаники в основном кварцевые средне- и мелкозернистые, местами глинистые. Мощность пласта колеблется в больших интервалах. На Андижанском месторождении его мощность в пределах южного крыла и присводовой части складки изменяется от 7 до 30 м и на погружении северного крыла возрастает до 150 м. В восточной части Южно-Аламышинской площади мощность достигает свыше 100 м, но по направлению к западу пласт постепенно сокращается и замещается глинами. На остальных площадях мощность пласта также колеблется от 5 до 70 м.

О коллекторских свойствах I пласта пока можно судить только по дебитам скважин, которые при небольших пластовых давлениях (40-60 ат) имеют притоки нефти до 100 т в сутки, а среднесуточная добыча на одну скважину составляет 9 т вместо 3 т, получаемых в целом по Ферганнефтекомбинату.

Нефть I пласта по своему составу идентична нефтям палеогеновых отложений, но отличается от них большим разнообразием. На отдельных площадях и участках она содержит меньше смол, серы, парафина и больше светлых продуктов, на других эти соотношения меняются на обратные. Здесь, по-видимому, сказались условия миграции и аккумуляции, обусловившие в отдельных случаях выделение легких погонов и в других очистку нефти от смол и других тяжелых частиц. Сопоставление нефтей неогена и палеогена приведено в табл. 2.

На основании изложенного выше можно сделать следующие выводы.

1. Вторичные залежи нефти, выявленные в Андижанской группе нефтегазовых месторождений, кроме их промышленного значения, представляют интерес для изучения вопросов формирования нефтяных залежей Ферганской депрессии.

2. Важно доказательство, что нефть, мигрируя по разломам и через головы продуктивных пластов, способна перемещаться по встреченному на пути коллектору на значительные расстояния, занимая при этом повышенные части горизонтов.

3. Особая ценность открытия вторичных залежей нефти заключается в том, что для поисков и добычи нефти используются скважины, ликвидированные и намечаемые к ликвидации после бурения и эксплуатации. Кроме того, открываются широкие перспективы поисков нефти и на других площадях адырной зоны южного и северного бортов Ферганской депрессии, имеющих аналогичные условия для миграции и аккумуляции нефти. К числу таких площадей в первую очередь можно отнести месторождения Ауваль, Яркутан и Чонгара.

Ферганский нефтяной комбинат

Таблица 1

Месторождение	Добыто нефти, тыс. т		Среднесуточная добыча за декабрь 1957 г., т	Количество скважин в эксплуатации за 1/1 1958 г.			Среднесуточная добыча нефти на одну скважину, т
	за 1957 г.	за декабрь 1957 г.		возвращенные	пробуренные	всего
Южный Аламышик и Бостон	52,7	8,7	279	22	18	40	7,0
Ходжиабад	18,2	3,8	124	8	2	10	12,4
Андижан	32,2	6,2	200	15	2	17	17,2
Итого	103,1	18,7	603	45	22	67	9,0

Таблица 2

Месторождение	Стратиграфический комплекс	Удельный вес при 20°	Вязкость по Энглеру		Содержание, %			Выход светлых погонов, %
			Э20	Э50	сера	парафин	акцизные смолы	при 100°	при 300°
Южный Аламышик	Ng	0,822	1,42	1,20	0,15	5,8	10	6	51
„ „	Pg	0,845	1,72	1,22	0,39	7,8	16	4	48
Андижан	Ng	0,828	2,08	1,18	0,28	3,6	15	6	50
„	Ng	0,856	3,80	1,69	0,36	6,4	34	6	44
„	Pg	0,846	3,08	1,61	0,52	3,8	30	5	48
Ходжиабад	Ng	0,850	2,12	1,60	0,34		35	6	50
	Pg	0,841	2,36	1,54	0,28	5,6	32	5	51

Рис. 1. Обзорная схема Ферганской депрессии.

I - палеозойское обрамление Ферганы: II- площади с выявленными вторичными залежами нефти; 1 - Палванташ; 2 - Андижан; 3 - Бостон; 4 - Ходжиабад; 5 - Южный Аламышик; III-площади с отмеченными нефтепроявлениями в континентальных осадках; IV -перспективные площади для поисков вторичных залежей нефти: 6 - Чонтара; 7 - Северный Риштан; 8 - Яркутан; 9 - Чимион; 10- Ауваль; 11 - Избаскент.

Рис. 2. Схематический профиль по простиранию Андижанской антиклинали.

1- продуктивные пласты палеогена; 2 - скважины, давшие нефть из I пласта неогена; 3- скважины с отмеченными нефт. проявлениями в I пласте.

Рис. 3. Профиль вкрест простирания Южно-Аламышской складки.

1-нефтяные пласты палеогена; 2 - залежь нефти вторичного происхождения.

Рис. 4. Структурная схема месторождения Южный Аламышик.

Эродированные поверхности: 1-III пласта; 2- VII пласта; 3 - изогипсы по кровле III пласта; 4 - изогипсы по кровле XX пласта нижнего мела; 5 - контур нефтеносности III пласта; 6 - контур нефтеносности V пласта; 7 -скважины, пробуренные на палеогеновые и меловые отложения; 8 - скважины, давшие нефть из I пласта; 9 – площадь нефтеносности I пласта.