К оглавлению

Газоконденсатные месторождения Ишимбайского Приуралья

Г. П. ОВАНЕСОВ, А. Г. ПАСТУХОВ, Р. С. БИЛАЛОВ

До 1959 г. поисковые и разведочные работы в Ишимбайском Приуралье велись с целью открытия нефтяных месторождений. Основное внимание при этом уделялось поискам погребенных рифовых массивов в сакмаро-артинских отложениях. С 1932 по 1959 г. открыто 16 месторождений нефти, расположенных цепочкой вдоль восточного склона Русской платформы, к югу от Ишимбая. Залежи этих месторождений приурочены к пористым и «ситчатым» рифовым известнякам.

Разведкой установлено, что рифовые массивы, погружаясь к югу под все возрастающую толщу гидрохимических и терригенных осадков пермской системы, содержат нефть более высокого качества; в ней больше газа и светлых фракций и, что очень важно, меньше серы и сероводорода.

В 1959 г. в 10 км к югу от Озеркинского нефтяного массива открыто первое в Башкирии газоконденсатное месторождение -  Канчуринское. В этом же году в 3-4 км к северу от Канчуринского открыто второе газоконденсатное месторождение - Мусинское. В августе 1959 г. глубокая структурно-поисковая скв. 14 на площади Маячная вскрыла известняки в рифовой фации с газопроявлениями.

В настоящее время наиболее изучено Канчуринское газоконденсатное месторождение, на площади которого пробурены десять скважин (семь разведочных и три глубоких структурно-поисковых).

Этими скважинами установлено, что Канчуринский рифовый массив сложен всеми горизонтами артинского яруса и породами стерлитамакского, тастубского и шиханского горизонтов сакмарского яруса. Сакмаро-артинские отложения перекрываются породами кунгурского яруса, сложенными солями и ангидритами; выше залегают красноцветные отложения переходной толщи и уфимской свиты верхней перми. Породы пермской системы перекрываются образованиями третичной системы мощностью до 250 м (рис. 1).

Вскрытый скважинами разрез сакмаро-артинских отложений представлен рифогенными в различной степени пористыми и кавернозными известняками. Пористость известняков по лабораторным определениям колеблется от 2 до 26,5%. По диаграммам НГК была определена среднеарифметическая и средневзвешенная пористость по четырем скважинам, которая оказалась равной соответственно 7,07% и 6,7%, т.е. значение пористости аналогично величинам пористости высокопродуктивных Введеновского и Старо-Казанковского массивов.

Отличительной особенностью известняков Канчуринского рифового массива является хорошо развитая трещиноватость, что в значительной степени повышает их коллекторские свойства. Промыслово-геофизическими методами сравнительно удовлетворительно определяется пористость кавернозных, «ситчатых» и пористых известняков. Методика же определения пористости трещиноватых коллекторов еще не разработана. Поэтому данные о пористости и проницаемости трещиноватой части разреза при подсчете запасов не могли быть учтены.

Предварительными исследованиями скв. 2 определены пластовое давление 174,5 ат и свободный дебит газа (расчетный) - 1 430 000 м³/сутки при забойном давлении (расчетном) - 149 ат.

Учитывая высокий коэффициент продуктивности, полученный при исследовании скв. 2 и равный 56 тыс. м³на 1 ат, можно предположить, что фактическая пористость газоносных коллекторов намного выше принятой при предварительных подсчетах запасов газа.

После соответствующей обвязки и оборудования устья скважины с 8 по 18 октября 1959 г. были проведены исследования скв. 2. В результате этого получены следующие данные (табл. 1).

Приведенные данные показывают увеличение конденсатности с ростом давления в трапе даже при некотором повышении температуры. Это позволяет предполагать, что при исследовании не было достигнуто давление максимальной конденсации из-за отсутствия трапа более высокого давления, вследствие чего часть конденсата уходила на факел. Можно принять, что давление максимальной конденсации будет выше 40 ат.

Содержание конденсата в газе Канчуринского месторождения определено в 181 см³/м³, т. е. газоконденсатный фактор (с учетом неполного выпадения конденсата) будет менее 5000 м³/т. Исходя из этого, Канчуринское месторождение можно отнести к категории месторождений с высоким содержанием конденсата.

Данные анализов проб газа и сырого конденсата, отобранных из сепаратора при давлении сепарации 40 ат и температуре -20° С, приведены в табл. 2.

Наиболее высокое залегание кровли продуктивных известняков на отметке -947 м (глубина 1181 м) установлено в скв.8, которая прошла по известнякам лишь 7 м.

В этой скважине наблюдались сильные газопроявления (в виде выбросов раствора с газом), поэтому была спущена 8-дюймовая техническая колонна на глубину 1171 м, из-за отсутствия превентеров высокого давления и барита дальше ее не углубляли.

Из шести разведочных скважин, законченных бурением на Канчуринской площади, скв. 2 и 5 углублялись ниже продуктивных известняков и вскрыли водоносные породы. При проходке по нижней части продуктивного разреза в керне и шламе, взятых из этих скважин, наблюдались нефтепроявления и появилось предположение о возможном наличии нефти в нижней части продуктивного разреза.

Однако в результате поинтервального испытания двух скважин выяснено, что нефтяная оторочка промышленного значения не имеет.

По результатам испытания скважин и кернового материала устанавливается положение газо-водяного контакта на отметке -1450 м. В скв. 8, вскрывшей газоносные известняки на отметке -947 м, максимальный этаж газоносности в настоящее время равен 503 м.

Из шести освоенных скважин (скв. 2, 3, 5, 6, 7 и 10) исследования проведены пока только в скв. 2. Остальные были закрыты после их освоения и получения газовых фонтанов. Давление на устьях этих скважин колеблется от 140 до 177 ат.

В 4 км к северу от Канчуринского месторождения на Мусинской разведочной площади, положительно охарактеризованной геофизическими данными и результатами структурно-поискового бурения, была пробурена скв. 2, вскрывшая газоносные артинские известняки, аналогичные известнякам Канчуринского месторождения. Она прошла по газоносным известнякам 110 м, при этом отметка газо-водяного контакта оказалась очень близкой Канчуринской. При испытании получен газовый фонтан с конденсатом.

По результатам разведочных и структурно-поисковых скважин Канчуринской и Мусинской площадей с учетом геофизического материала построена схематическая карта поверхности массивов, дающая представление об их форме и размерах (рис. 2).

Судя по этой карте, массивы представляют собой единое газоконденсатное месторождение, что подтверждается одинаковой отметкой газо-водяных контактов. Протяженность этого месторождения более 10 км при ширине 1- 1,5 км.

Площадь собственно Канчуринского рифового массива по контуру газоносности (изогипса -4450 м) равна 850 га. Объем газоносных известняков составляет 1,8 млрд. м³.

Для определения промышленных запасов коэффициент пористости принят равным 0,07, пластовое давление - 170 ат и конденсатный фактор - 181 см³/см³.

При перечисленных выше размерах рифового массива и параметрах по Канчуринскому массиву определяются: запасы газа по категории В в 9,6 млрд, м³ И по категории В+C₁ в 21,4 млрд, м³, запасы конденсата по категории В в 1,737 млн. м³, или 1,176 млн. т, и по категории В + C₁+ С₂ в 3,87 млн. м³, или 2633 тыс. т.

Запасы газа по Мусинскому месторождению по категории С₁ + С₂ оцениваются в 21,6 млрд. м⁸.

В 18 км южнее Канчуринского месторождения на Маячной площади, аналогичной по благоприятным геофизическим данным Канчуринской и Мусинской площадям, пробурена структурнопоисковая скв. 14, которая вскрыла сакмаро-артинские отложения в рифовой фации на отметке -1552 м. Скважиной пройдено по газоносным известнякам 25 м, и из-за опасения открытого газового фонтана бурение прекращено.

Данные скв. 14 свидетельствуют о том, что здесь открыто новое газоконденсатное месторождение типа Канчуринского.

Судя по геофизической аномалии, характеризующей строение Маячной площади, запасы газа этого месторождения могут быть близкими к запасам газа Канчуринского месторождения.

Таким образом, запасы газа по трем газоконденсатным месторождениям, открытым в Предуральском прогибе (Канчуринскому, Мусинскому и Маячному), в настоящее время могут быть оценены по категории В + С₁ + С₂ примерно в 60 млрд, м³ и запасы конденсата - около 10 млн. м³.

В пределах наметившейся рифоген- ной полосы, помимо выявленных трех продуктивных массивов, выделено восемь площадей (Кумертаусская, Ер- молаевская, Молокановская, Кунакбаевская, Чикановская, Прокопьевская, Якуповская и Мурапталовская), перспективных для поисков новых погребенных газонефтеносных рифовых массивов (рис. 3).

Анализ результатов разведочных работ в северной части Ишимбайского Приуралья показывает, что на большинстве ранее выделенных перспективных площадей разведочным и структурным бурением были открыты высокопродуктивные нефтегазоносные рифовые массивы. Поэтому выделенные площади по геолого-геофизическим материалам можно считать высокоперспективными для поисков погребенных продуктивных рифовых массивов.

Следует отметить, что в южном направлении Предуральский прогиб расширяется и погружается. При этом погружаются рифовые массивы и размеры их значительно увеличиваются (Введеновский, Старо-Казанковский, Канчуринский и др.).

На основании геофизических данных можно предполагать в этом районе наличие не одной, а двух полос рифовых массивов (см. рис. 3) от широты с. Ермолаево на юг, что еще более повышает перспективы поисков новых нефтяных и газовых месторождений.

Как уже отмечалось, качество нефти улучшается от Ишимбайского месторождения на севере и до Старо-Казанковского на юге, при этом появляются газовые шапки, достигающие иногда значительных размеров (Северо-Зирганское, Введеновское, Старо-Казанковское месторождения).

Расположенные южнее Канчуринский и Мусинский рифы нефти не содержат и являются газоконденсатными. Сероводород в газе Канчуринского месторождения не зафиксирован, а содержание серы в конденсате равно 0,266%.

Газоносность месторождений южной части Предуральского прогиба может быть объяснена наличием тектонических разломов, расчленяющих прогиб в широтном направлении. Надо полагать, что в процессе миграции углеводородов по тектоническим разломам с глубин близлежащие ловушки (рифовые массивы и антиклинальные складки) заполнились газом, а ловушки, расположенные в удалении от тектонических разломов, - нефтью.

Поэтому в южной части депрессии возможно не только открытие газоконденсатных месторождений, но и газонефтяных, причем нефть может быть с незначительным содержанием серы.

Для подсчета запасов природного газа принята следующая методика. По Канчуринскому месторождению была определена площадь геофизической аномалии и делением суммарных запасов газа на эту площадь - цена продуктивности 1 км² перспективной газоносной площади в 1,6 млрд. м³ газа. Таким образом, вычислялись размеры площадей геофизических аномалий остальных перспективных площадей и умножением их на удельный запас, приходящийся на 1 км² площади аномалии, определялись запасы газа каждой из них. В среднем запасы одной площади оценены в 20 млрд. м³.

Для проверки оценки перспективных запасов по изложенному методу применен другой способ подсчета, сводящийся к определению средних геологических запасов, приходящихся на одно открытое нефтяное месторождение (в рифовых массивах) северной части Предуральского прогиба. Оказалось, что средний запас одного нефтяного месторождения в переводе на газ близок к 20 млрд. м³.

Площади геофизических аномалий и подсчитанные запасы газа даны в табл. 3.

Учитывая, что часть рифовых массивов может оказаться газонефтяными, общие запасы газа рифовой полосы принимаются равными 150 млрд. м³.

В Предуральском прогибе восточнее полосы рифовых массивов, почти параллельно последней, протягивается полоса узких и крутых антиклинальных складок (кинзебулатовского типа), осложненных дизъюнктивными нарушениями. Коллекторами нефти в них являются трещиноватые известняки и мергели сакмаро-артинского возраста.

В северной части Предуральского прогиба, до Кинзебулатовской складки включительно, некоторые антиклинальные складки промышленно нефтегазоносны.

 Кинзебулатовская антиклинальная складка и приуроченное к ней месторождение нефти - наиболее крупное из всех месторождений, выявленных в этой зоне. К югу от нее по геолого-геофизическим данным можно наметить полосу предполагаемого развития структур кинзебулатовского типа на всем 90-километровом отрезке депрессии до южных границ Башкирии. Эта полоса к югу расширяется и позволяет предположить наличие здесь не одной, а двух или трех линий возможного развития структур. Большая глубина их залегания и мощные толщи галогенных пород кунгура позволяют надеяться, что эти антиклинальные складки будут промышленно нефтегазоносными. По аналогии с рифогенными месторождениями здесь наряду с нефтяными залежами возможно обнаружение газовых и газоконденсатных залежей, по размерам значительно превышающих Кинзебулатовское месторождение.

Прогнозные запасы газа на выделенных перспективных площадях в пределах развития полосы структур кинзебулатовского типа в настоящее время могут быть оценены в 100 млрд. м³.

При оценке запасов этой складчатой зоны исходили из фактического удельного запаса нефти на 1 км² площади северной части структур и размеров перспективной площади южной части. Предуральского прогиба без поправки на возможно большие размеры предполагаемых складок и залежей. О том, что эти складки могут быть более крупными, свидетельствуют геофизические исследования и общегеологические соображения (погруженность складок и более пологие углы падения пород).

Восточный край Русской платформы, непосредственно примыкающий к рифовой полосе, также может быть перспективным для поисков нефтяных и газовых залежей. Вдоль края платформы на всем протяжении Предуральского прогиба отмечены антиклинальные складки по верхнепермским отложениям. В северной части складки частично выявлены и по нижнепермским отложениям.

В разрезе нижнепермских отложений северного района в известняках и доломитах были отмечены многочисленные нефтепроявления, но из-за недостаточного объема разведочных работ месторождения нефти пока не открыты. В южных районах складки более погружены и, очевидно, могли быть захвачены дизъюнктивными нарушениями, секущими Предуральский прогиб, в связи с чем они могут быть хорошими ловушками для промышленных скоплений нефти и газа в карбонатных коллекторах. По этому региону прогнозные запасы газа оцениваются в 25 млрд. м³.

Несколько восточнее полосы развития складок кинзебулатовского типа геологической съемкой вдоль западного склона Урала закартированы линейно-вытянутые антиклинальные складки (Хлебодаровская, Иштугановская, Богдановская и др.).

На Иштугановской складке пробурены три структурно-поисковые скважины. В разрезах скважин отмечены нефтепроявления в известняках фаменского яруса, мендымских, чеславских слоях девона, а также в песчаниках кальцеоловых слоев, причем из последних в кернах выступала легкая нефть. Эти данные позволяют рассматривать зону развития передовых складок западного склона Урала как потенциально газонефтеносную.

Прогнозные запасы по передовым -складкам Урала нами оцениваются пока в 25 млрд. м³.

Таким образом, общие перспективные и прогнозные запасы газа южной части Предуральского прогиба, передовых складок западного склона Урала и края платформы оцениваются в 300 млрд. м³.

Если учесть то обстоятельство, что полоса предполагаемого развития рифовых массивов и структур кинзебулатовского типа продолжается и в Оренбургское Приуралье, то прогнозные запасы газа и нефти по этому геотектоническому региону в значительной мере увеличатся. Уже в настоящее время на территории Оренбургской области выявлены две геофизические аномалии (Совхозная и Свиридовская), которые могут быть рекомендованы для постановки здесь разведочного бурения.

Приведенные данные свидетельствуют о больших перспективах южной части Ишимбайского Приуралья в смысле открытия крупных газоконденсатных и нефтяных месторождений и подготовки крупных запасов газа и нефти. Промышленность Урала требует много топлива, поэтому необходимо форсировать здесь геологопоисковые, геофизические и геологоразведочные работы, чтобы удовлетворить растущую потребность промышленности наиболее экономичным видом топлива.

Башнефть, Ишимбайнефть

Таблица 1

Продолжительность работы скважины, часы	Диаметр штуцеров, мм	Давление, ат		Температура, °С			Расход газа, м^3	Конденсат сырой, см^3/м^3	Количество конденсата, м^3/сут
		на буфере	в трапе	после штуцеров	на выходе из трапа	окружающего воздуха
21	3-5-8	133	40	-25	0	0	14 500
4	5-8	134	20	-37	-23	-1	40 600	140	5,6
21	5-8	135,3	38,4	-28	-19,5	-4	46 000	152	7,0
8	10-15-18	137,6	20	-37,5	-30,5	-0	152 500	164	25,0
18	10-15-18	134,3	29,8	-31	-27	-2,5	152 500	172	26,2
7	10-15-18	133,9	39,4	-25,5	-23	-2,0	152 500	175	26,7
20	15-18-20	120,7	20,8	-32,5	-30	-2,0	270 000	176	47,5
6	15-18-20	120,7	38,5	-21	-20	+1,5	270 000	181	48,9

Примечание. Пластовое давление во всех случаях 172 ат; пластовая температура-31,5° С; температура на буфере-9,6° С.

Таблица 2

Компонент	Состав газа сепаратора (удельный вес по отношению к воздуху при нормальных условиях 0,662)		Состав стабилизированного конденсата (удельный вес 0,675; молекулярный вес 95,3; содержание серы 0,26%)
	% вес.	% объемн.	% вес.
Азот	15,0	10,3	-
Метан	69,0	81,8	-
Этан	7,9	5,0	-
Пропан	4,3	1,8	0,94
Бутан	2,0	0,6	12,45
Пентан и выше	1,8	0,5	86,61

Таблица 3

Структура	Площадь геофизической аномалии, га	Запас газа, млрд, м^3
Мусинская	1350	21,6
Канчуринская	1300	21,4
Кумертаусская	1294	20,7
Ермолаевская	1064	17,0
Маячная	1240	19,8
Молокановская	670	10,7
Кунакбасвская	860	13,8
Чикановскай	700	11,2
Прокопьевская	1424	22,9
Якуповская	1440	23,0
Мурапталовская	1052	16,8
Всего	~200 млрд, м^3

Рис. 1. Схематические геологические профили Канчуринского рифового массива.

1 - третичные отложения; 2-уфимская свита; 3 - ангидриты кунгурского яруса; 4-соль кунгурского яруса; 5-известняки сакмаро-артинского яруса; 6 - раздел вода - газ.

Рис. 2. Схематическая карта Канчуринско-Мусинского газоконденсатного месторождения (по поверхности артинских отложений).

1 - разведочные скважины, давшие газ; 2 - разведочные скважины в бурении; 3 - структурно-поисковые скважины; 4 - отклонения забоя скважин; 5 - изогипсы поверхности артинских отложений; 6 - контур газоносности; 7-линия профиля.

Рис. 3. Тектоническая схема южной части Предуральского прогиба.

1 - западная граница Предуральского прогиба по кунгуру; 2 - западная граница Предуральского прогиба по сакмаро-артинским отложениям; 3 - восточная граница полосы рифов; 4 - осевая линия Предуральского прогиба; 5 - граница крутого подъема сакмаро-артинских отложений; 6 - восточная граница Предуральского прогиба; 7 - область западного склона Урала; 8 - тектонические разломы; 9 - рифовые массивы; 10 - антиклинальные складки; 11 - площади высокоперспективные для поисков рифовых массивов; 12 - зоны высокоперспективные для поисков антиклинальных складок; 13 - складки западного склона Урала, перспективные на нефть и газ.