Арлано-Дюртюлинская нефтеносная зона
Ф.С. КУЛИКОВ
Арлано-Дюртюлинская нефтеносная зона расположена в северо-западной части Башкирской АССР, простирается с юго-востока на северо-запад и на структурном плане Башкирии по всем горизонтам верхнего палеозоя приурочена к Камско-Бельской структурной седловине, расположенной между Татарским сводом на юго-западе и Башкирским сводом на северо- востоке.
Общая протяженность Арлано-Дюртюлинской нефтеносной зоны, где терригенные отложения нижнего карбона залегают в общем на одних и тех же гипсометрических уровнях (общая стратоизогипса для всех поднятий -1174 м), по длинной оси достигает 85-90 км, а по короткой оси 15- 20 км (рис. 1).
Из всех открытых месторождений этой зоны Арланское в основном закончено разведкой, а другие месторождения, открытые глубоким структурным бурением, введены или вводятся в глубокую разведку для подготовки их к разработке.
Кроме Арланского месторождения нефти, в этой зоне открыты Уртаульское, Щариповское, Ново-Хазинское, Юсуповское, Дюртюлинское, Николо-Березовское месторождения нефти в угленосной толще нижнего карбона.
Помимо открытых месторождений, в этой зоне имеются поднятия в сакмарских отложениях, на которых еще не начаты поисково-разведочные работы. Кроме того, в этом районе имеется вполне удовлетворительное соответствие структурных планов нижней перми и всех горизонтов каменноугольной системы. Поэтому есть основания ожидать промышленных залежей нефти в терригенных образованиях визейского яруса нижнего карбона и на структурах, выявленных структурным бурением.
Поиски нефти в этой зоне начаты в 1955 г. на Арланской структуре, подготовленной к промышленной разведке очень редкой сетью скважин по сакмарским породам. Здесь была установлена куполовидная структура в сакмарских отложениях нижней перми, слабо выраженная в общем структурном плане этого района. Кроме структуры в сакмарских породах, сейсмикой отраженных волн по отражающему горизонту в нижнефранских породах верхнего девона зафиксировано поднятие, удаленное на юг от Арланского сакмарского поднятия на 6 км. Разведочные скважины, заложенные профилем вкрест простирания того и другого поднятий, вскрыли залежь нефти в терригенном комплексе нижнего карбона. Скв. 1 и 3 пробурены на структуре в сакмарском ярусе, а скв. 2 на сейсмическом поднятии.
Последующее бурение разведочных скважин не подтвердило сейсмического поднятия в девонских породах и показало полное соответствие структур в карбоне и в сакмарских известняках.
С начала поисково-разведочных работ на Арланском месторождении пробурено 70 разведочных скважин, из них семь скважин на додевонские породы, 63 скважины на угленосную толщу нижнего карбона и шесть скважин для поисков нефти в каширо-подольских известняках среднего карбона. Из 70 скважин, вскрывших терригенные отложения нижнего карбона, скв. 2 оказалась за контуром залежи и на другом поднятии, а скв. 17 пробурена в приконтурной части залежи верхнего нефтеносного пласта. На других участках Арланской площади ни одна скважина не обнаружила внешнего контура залежи нефти в терригенном комплексе нижнего карбона.
На Уртаульской площади, примыкающей с востока к Арланскому месторождению, пробурены станком Уфимец скв. 300, 301, 302 и разведочные скв. 22, 28, 72, 64, давшие промышленный приток нефти 5-76 т/сутки.
На Шариповском поднятии станком Уфимец пробурены скв. 316, 317, 318, 319, 320, 321. Из них первые три скважины дали притоки фонтанной нефти, а последние три вскрыли нефтеносные песчаники, которые еще не опробованы.
Все эти шесть скважин пробурены двумя профилями с расстоянием между скважинами 3-4 км и профилями 6 км.
На Ново-Хазинском сакмарском поднятии пробурены скв. 324, 325, 326 с расстоянием между ними 4-5 км. В первых двух получены фонтанные притоки нефти, а последняя еще не опробована.
На Юсуповском поднятии пробурены скв. 310, 327, 329 и 328. Первые три скважины вскрыли нефтеносные песчаники в терригенном комплексе нижнего карбона и будут опробованы, а скв. 328 установила крутой юго-западный склон структуры. Кроме того, нефтеносные породы вскрыты разведочными скв. 1, 4, 5, 7.
Все скважины, пробуренные в Арлано-Дюртюлинской зоне, показали соответствие структур сакмарских пород структурам всех горизонтов карбона, установили песчаные коллекторы с пористостью до 28%, проницаемостью до 6 Дарси и открыли обширную зону нефтеносных пород в терригенном комплексе нижнего карбона.
Нефтеносные песчаники на Арланском месторождении залегают в терригенной толще визейского яруса. На территории всей Арлано-Дюртюлинской зоны достаточно хорошо прослеживаются верхний и нижний пласты. Верхний пласт расположен в 4-6 м от кровли горизонта, а нижний пласт в 2-6 м от подошвы терригенного комплекса.
Кроме этих двух основных пластов, в большинстве скважин вскрыты насыщенные нефтью песчаники нередко мощностью 2-5 м, расположенные между двумя основными пластами. Пласты песчаников, залегающие в средней части толщи, не выдерживаются по мощности и в литологическом отношении и нередко замещаются алевролитами и аргиллитами. На некоторых участках площади нижний пласт песчаников частично замещается углями и углистыми сланцами. Это замещение происходит, как правило, в пониженных участках турнейского рельефа, созданного послетурнейской эрозией и абразией (рис. 2).
Мощность терригенного комплекса нижнего карбона колеблется в пределах 36-112 м. Максимальная его мощность наблюдается в глубоких промоинах турнейских известняков, а минимальная на участках, где породы турнейского яруса не затронуты или слабо затронуты размывом. Там, где мощность терригенных пород нижнего карбона достигает 50 м и более, ниже нижнего пласта нефтеносных песчаников появляются линзы песчаников, углей и аргиллитов, выклинивающихся к крутым склонам промоин типа каньонов. В этих линзах песчаники ненефтеносны.
Каньоны глубоко врезаются в толщу турнейских известняков. В скв. 11, 14, 39 Арланской площади терригенный комплекс нижнего карбона залегает на размытой поверхности пород фаменского яруса девона. Скв. 25, 18, 48 и другие вскрыли под терригенным комплексом самые низы турнейских пород. Ряд скважин вскрывает непосредственно под терригенным комплексом карбона размытую поверхность черепетского горизонта, а на участках с высоким положением терригенных отложений - известняки кизеловского горизонта турнейского яруса.
Таким образом, на Арланском месторождении по каротажу, керновому материалу и по микрофауне установлены явный размыв турнейских и фаменских пород и трансгрессивное залегание терригенного комплекса нижнего карбона на различных горизонтах турнейского и фаменского ярусов.
Трансгрессивное залегание терригенного комплекса визейского яруса на размытой поверхности турнейских известняков наблюдается и на других структурах Арлано-Дюртюлинской зоны, но оно менее значительное.
На Уртаульской, Шариповской, Ново-Хазинской площадях нефтеносность приурочена, так же, как и на Арланском месторождении, к основным пластам песчаников (нижнему и верхнему), но и в средней части встречаются пласты и линзы нефтеносных песчаников мощностью до 6 м.
Суммарная мощность нефтеносных песчаников 6-20 м. Общая мощность песчаных коллекторов заметно уменьшается на юго-восток (Юсуповское поднятие). Резкое уменьшение мощности песчаных коллекторов в терригенном комплексе нижнего карбона замечено и на Арланском месторождении в скв. 5, 12, 46, 39, 32, где в нижнем этаже нефтеносности вскрыты сравнительно мощные пласты углей и углистых сланцев, а в верхнем этаже нефтеносности коллекторы замещены аргиллитами и алевролитами. Наибольшие замещения коллекторов углями, сланцами и аргиллитами наблюдаются главным образом в пониженных участках структуры.
Наибольшая мощность песчаных коллекторов встречается, как правило, на участках структуры, где размыв турнейских пород был минимальным. Такое расположение терригенных фаций обусловлено, по-видимому, характером сноса обломочного, пелитового материала и растительного детритуса в отрицательные формы послетурнейского рельефа.
Угли и углисто-битуминозные сланцы на отдельных участках имеют большую мощность. В скв. 44 их мощность достигает 26 м, в скв. 14 - 16 м, в скв. 11 - 12 м и т. д.
В скв. 5,12, 46 угли и углистые сланцы переслаиваются с нефтеносными песчаниками. Угли и углисто-битуминозные сланцы или расположены в нижнем этаже нефтеносности, замещая на отдельных участках нижний пласт песчаников, или залегают под нижним пластом в наиболее глубоко врезанных кантонах в турнейские породы.
В верхней половине терригенного комплекса, в верхнем этаже нефтеносных пород, угли и углистые сланцы, как правило, отсутствуют.
Нефтяные залежи в терригенном комплексе нижнего карбона на Арланском месторождении и, надо полагать, на других структурах этой зоны контролируются структурным планом самого комплекса.
Нижний пласт содержит промышленную нефть на площади куполов, отвечающих наиболее высокому положению турнейских известняков, а, следовательно, и терригенного комплекса визейского яруса. Верхний пласт промышленно нефтеносен при всех структурных положениях пласта, но не ниже 1185 м от уровня моря. Водо-нефтяной контакт на Арлане колеблется в пределах -1180-1186 м. Севернее, на Николо-Березовском и Акинеевском месторождениях, он спускается до -1195 м, на Юсуповской площади он поднимается до -1168 м, а на Вятском поднятии, северо-западнее Арлана, лежит на отметке -1178 м. На северо-восток от Арлана, на Орьебашевском месторождении, водо-нефтяной контакт спускается до -1212 м. Рассмотрение поведения водо-нефтяного контакта важно потому, что на север и северо-восток наблюдается слабое погружение структурного плана всех горизонтов карбона и это погружение компенсируется общим понижением водо-нефтяного контакта примерно на ту же величину. В юго-восточном и южном направлениях структурный план в общем воздымается и водо-нефтяной контакт тоже повышается и его повышение имеет большую величину, чем воздымание основных нефтеносных горизонтов. В результате этого нижний пласт в угленосной толще визейского яруса становится водоносным.
Арлано-Дюртюлинская нефтеносная зона приурочена к крупному структурному элементу второго порядка и состоит из ряда известных по данным бурения структур в каменноугольных и нижнепермских отложениях: Вятской, Арланской, Уртаульской, Шариповской, Ново-Хазинской, Юсуповской, Дюртюлинской и других (см. рис. 1).
Кроме этих структур, выявленных по нижнепермским и каменноугольным отложениям, севернее Арлана мелким структурным бурением установлены Уразаевское, Ташкинеевское и Касевское поднятия в нижней перми, а на Николо-Березовском поднятии получен промышленный приток нефти из угленосной толщи нижнего карбона.
Нам представляется, что Арлано-Дюртюлинская структурная зона заложена в турнейском веке в период общих тектонических движений, захвативших восточную часть Русской платформы. Все другие цепи структур в нижней перми и в каменноугольной системе, выявленные структурным бурением севернее и южнее Арлано-Дюртюлинской зоны, заложены в этот же период больших тектонических движений. Эти тектонические движения привели к резкому обмелению турнейского морского бассейна, а местами вывели морское дно на поверхность, образовав большие участки суши. Последующие процессы эрозии и абразии и тектонические движения расчленили созданные в конце турнейского века структуры, и в результате всего этого был образован более сложный своеобразный структурный план.
В последнем случае структурный план имеет резко очерченные формы, где наряду с пликативными элементами структурного строения большое место занимают эрозийные формы. Эрозией и абразией созданы глубокие промоины типа каньонов. Местами эти промоины соединяются с противоположных крыльев структуры. На Арланском месторождении особенно резко в общем структурном плане выделяются три основные промоины: между Ашитовским и Сакловским куполами, между Нагаевским и Ашитовским поднятиями и между Нагаевским поднятием и Уртаульской структурой. Кроме глубоких промоин, имеется ряд мелких неглубоких мульд, где размывом затронута небольшая часть турнейских известняков.
Размытая в той или иной мере поверхность турнейских и фаменских отложений, представляющая собой структурно-морфологический план, погребена под терригенным комплексом осадков нижнего карбона, стратиграфическое положение которого следует считать в основном визейским.
Особенностью тектоники всех вышележащих отложений нижнего, среднего карбона и нижней перми является то, что эти отложения почти полностью унаследовали структурный план поверхности турнейских карбонатных пород, но в вышележащих горизонтах структуры становятся все более сглаженными относительно структур поверхности турнейских отложений.
Повторение структурных форм турнейских пород в верхних горизонтах каменноугольной системы и нижней перми вовсе не говорит о том, что никаких тектонических движений и, следовательно, изменений в структурных планах со времени образования структур поверхности турнейских пород в этом районе не происходило. Эти тектонические движения происходили в среднекаменноугольное, нижнепермское время и позднее, но эти движения резко не нарушали созданный в нижнем карбоне структурный план. Доказательством имевшихся тектонических движений на Арланской площади может служить геологический материал по скв. 46 и 44. Если для Арлана вообще закономерно совпадение глубокого размыва турнейских пород с отрицательными формами послетурнейского рельефа, то в скв. 46 размыв верхней части пород турнейского яруса отвечает наиболее высокому их положению. Кроме того, угли и углистые сланцы, как правило, приурочены к отрицательным формам структурного плана турнейских пород и терригенного комплекса визейского яруса, а в скв. 46 они занимают высокое положение на структуре. Вероятно, мощная толща углей на участке скв. 46 отложилась в отрицательном участке рельефа, но в период последующих тектонических движений этот участок был приподнят. Сакмарские породы здесь также лежат относительно низко.
Скв. 44 вскрыла толщу углей мощностью до 26 м. Общая мощность терригенного комплекса нижнего карбона здесь достигает 74 м против обычных 36-40 м. Но терригенный комплекс здесь лежит на черепетском горизонте турнейского яруса и размыва турнейских пород не произошло. В данном случае терригенные породы отлагались в пониженной части структуры и последующие тектонические движения подняли этот участок на уровень общей структуры среднего карбона и нижней перми. Следует иметь в виду и тот факт, что структуры верхнепермских пород северной Башкирии простираются в северо-восточном направлении, а структуры нижней перми и каменноугольных отложений имеют общее северо-западное простирание. Но и в этом случае шарниры поднятий нижних и верхних структур совпадают.
Обращает на себя внимание несоответствие структур в девонских отложениях структурам в каменноугольных и нижнепермских породах. На Арланском месторождении своду каменноугольной и нижнепермской структур отвечает прогиб или склон в нижнефранских терригенных породах девона. Простирание этого прогиба северо-западное. Причиной несоответствия структурных планов является увеличенная мощность верхнефранских и фаменских пород под сводом каменноугольной структуры. Так, например, в скв. 3, 7, 5, 12, 75, пробуренных в своде структуры каменноугольных отложений Арланской площади, мощность всех отложений верхнего девона от кровли кыновских слоев франского яруса до кровли отложений фаменского яруса составляет 506-519 м, а скв. 2, пробуренной южнее Арланского поднятия и в прогибе каменноугольных отложений, мощность пород верхнего девона равна 445 м, в скв. 16, пробуренной южнее скв. 2, 432 м, а в скв. 6, пробуренной на северном склоне структуры в каменноугольных породах, мощность этих пород равна 490 м (рис. 3).
Отметки кровли кыновских слоев равны: в скв. 3 -1744 м, в скв. 7 -1750 м, в скв. 2 -1726 м, в скв. 16 -1716 м, в скв. 6 -1756 м, в скв. 75 -1730 м.
Поднятие по кыновским слоям располагается южнее Арланского поднятия. Следовательно, поднятие в девонских отложениях смещается на юг относительно поднятия в каменноугольных и нижнепермских породах.
Такая же картина смещения структуры в девоне относительно структуры в карбоне и нижней перми наблюдается на Вятской площади, расположенной на правом берегу р. Кама (Удмуртская АССР). Из этих двух примеров можно сделать вывод, что в этой части Камско-Бельской седловины структуры в девонских породах не соответствуют структурам в каменноугольных и нижнепермских породах. Поэтому поиски структур в девонских породах в отличие от поисков их в карбоне будут значительно труднее, а поиски промышленных залежей нефти в девонских отложениях при отсутствии ясности их тектонического строения будут очень трудными.
Сейсмика отраженных волн не дает пока положительных результатов в поисках локальных структур, а вести эти работы глубоким бурением будет очень дорого.
Чтобы вести успешно поиски нефти в терригенном комплексе франского яруса девона, необходимо усовершенствовать методику сейсмических работ для этого района.
Разрез терригенных отложений франского яруса девона на Арланской площади содержит пласты песчаников суммарной мощностью 38-52 м. Скважинами, пробуренными на Арланской и Акинеевской площадях, отмечена нефтеносность в верхних частях песчаников франского и живетского ярусов девона. Поэтому поиски промышленных залежей нефти в девонских породах в этом районе представляются особо важными.
Для получения промышленной нефти из девонских терригенных пород необходимо подготовить положительные структурные формы. Поиски их следует вести сейсмикой отраженных волн и в крайнем случае глубоким разведочным бурением, имея для этого специальный метраж.
На Арланской площади разведочным бурением открыты залежи нефти в известняках турнейского яруса. Нефть приурочена к наиболее высокому положению турнейских известняков, сохранившихся от размыва. Дебиты скважин из этого горизонта не превышают 10 т/сутки.
Кроме того, промышленная нефть на Арланской площади получена из верхов каширского горизонта и нижней части подольского горизонта среднего карбона.
В шести разведочных скважинах получен приток нефти с дебитом 5-20 т/сутки. Коллекторами в карбонатных породах этих двух горизонтов являются тонкопористые и трещиноватые доломиты и известняки. Мощность нефтеносной части известняков колеблется в пределах 8-12 м.
Большая территория развития нефтеносных пород потребует очень большого объема разведочных работ. Если эту территорию готовить согласно существующим положениям, то для подготовки к разработке этой зоны (включая доразведку Арланской площади) потребуется более 160 разведочных скважин с общим метражом 205-210 тыс. м.
На бурение этих 160 разведочных скважин потребуется не менее 4-5 лет. Иначе говоря, на каждую пробуренную разведочную скважину придется 400 га разведанной нефтеносной площади.
Нам представляется, что эту нефтеносную зону можно готовить к разработке более редкой сетью скважин с расчетом 600 га нефтеносной площади на одну разведочную скважину. В этом случае подготовка всей этой зоны будет осуществлена раньше и количество скважин сократится на одну треть. При этом выяснение деталей строения нефтеносной толщи следует возложить на промысловые управления после подсчета запасов, предусмотрев для этого необходимое количество оценочных скважин.
Из всего изложенного выше следует, что Арлано-Дюртюлинская нефтеносная зона представляет собой весьма крупный объект для разведочного бурения и для подготовки ее к разработке как будущего нефтедобывающего района на территории северной части Башкирской АССР.
Башвостокнефтеразведка
Рис. 1. Структурная карта Арлано-Дюртюлинской нефтеносной зоны по кровле угленосной толщи нижнего карбона.
1-границы Арлано-Дюртюлинской зоны.
Рис. 2. Геологический разрез вдоль свода Арланской структуры.
1-известняки; 2-аргиллиты и алевролиты; 3-угли и сланцы; 4-песчаники.
Рис. 3. Поперечный геологический разрез Арланской структуры.
1 - ангидриты; 2-известняки; 3-песчаники с прослоями глин; 4-известняки с прослоями сланцев.