К оглавлению

О поисках нефти в бактрийских отложениях месторождения Ходжиабад

П.К. АЗИМОВ, ИБ. РОЗЕНБЕРГ

Нефтегазовое месторождение Ходжиабад расположено на южном борту Ферганской депрессии и относится к Андижанской группе месторождений. На поверхности западной части площади расположена гряда, возвышающаяся над окружающей ее равниной на 120-150 м; к востоку она постепенно выполаживается.

Ходжиабадская брахиантиклиналь вытянута в широтном направлении по длинной оси на 8 км при ширине 3 км. Углы падения на южном крыле 35-40°, на северном 15-18°. Складка разбита продольным надвигом. Наблюдается несоответствие структурных форм палеогена и неогена.

В общем комплексе отложений, слагающих поднятие, продуктивными являются палеогеновые и меловые породы.

В палеогеновых отложениях нефтеносны III пласт сумсарского яруса (Olg₁), V-VI пласты туркестанского (ЕОС₃), VII пласт алайского (ЕОС₂) и VIII пласт бухарского яруса (Рс).

В меловых отложениях нефтеносны XX, XXI (аламышикская свита, Сr₁) и XXII пласты [1].

В последнее время установлено наличие промышленной залежи нефти в низах бактрийского яруса (N).

Впервые промышленные притоки нефти из бактрийских отложений на Андижанской группе нефтяных месторождений были получены из скв. 64 месторождения Южный Аламышик [2]. На Ходжиабадском месторождении в тех же отложениях скв. 595 в мае 1957 г. при испытании I пласта на абсолютной отметке подошвы +219 м был получен приток безводной нефти дебитом 20 т/сутки. К концу 1957 г. I пласт эксплуатировался десятью скважинами, большинство из которых ранее эксплуатировали нижезалегающие пласты. Среднесуточный дебит нефти составлял 125 т. Разведочное бурение позволило оконтурить залежь нефти в западной части и установить наличие незначительных притоков нефти на всей площади.

Найдены две самостоятельные залежи нефти, имеющие различные геолого-промысловые характеристики (рис. 1). В западной части площади залежь нефти приурочена к надвинутой части антиклинального поднятия, длина ее 3,5 км, ширина 350-400 м. Первоначальный ВНК проходил по изогипсе +180 м, постепенно спускаясь к востоку до изогипсы +130 м. Давление на контуре нефтеносности составляет 25 ат. Этаж нефтеносности 200 м. Скв. 637 вступила в эксплуатацию с дебитом нефти 20 т/сутки, скв. 596-11 т/сутки, скв. 533- 5 т/сутки, скв. 643-3,5 т/сутки, скв. 506 и 647 - 0,1-0,2 т/сутки, а скв. 648, вскрывшая I пласт на благоприятных гипсометрических отметках, промышленного притока нефти не дала.

Анализ имеющихся данных показывает постепенное уменьшение первоначальных дебитов нефти в восточном направлении, что объясняется изменением мощности и литологического состава I пласта бактрийского яруса (свита «С» по Г.И. Шатову) и песчаников бледно-розовой свиты (Olg₃), непосредственно подстилающих I пласт (рис. 2).

По площади I пласт выражен неоднородно - преобладает чередование песчаников, конгломератов и глин различных оттенков от серого до темно-бурого. Песчаник кварцевый, мелко- и среднезернистый, слабо сцементированный, с плохо окатанными зернами. Конгломерат гравийный. Наблюдается изменение соотношения песчаных и глинистых фаций в пользу последних в северо-восточном направлении с одновременным увеличением их карбонатности, доходящей в отдельных случаях до 35% и более. Мощность I пласта, оставаясь постоянной в пределах нефтеносной части (8-12 м), резко изменяется на остальной площади, достигая в периферических частях 40 м и более.

Ходжиабадская брахиантиклиналь размывалась в предбактрийское время. Глубина эрозии увеличивается с северо-запада на юго-восток, постепенно вскрывая более древние отложения (см. рис. 2). Если в западной части площади I пласт залегает на песчаниках бледно-розовой свиты, то в сводовой части по палеогену он ложится непосредственно на V-VI пласты. Далее к востоку эрозией охвачен весь комплекс палеогена и верхний мел, включая XIII пласт.

Песчаники бледно-розовой свиты мелко- и среднезернистые, глинистые. В пределах нефтеносной части они не выделялись, и вся пачка пород высокого сопротивления относилась к I пласту. Предполагалось, что I пласт непосредственно залегает на отложениях кирпично-красной свиты (Olg₃²).

Из сопоставления каротажных диаграмм (рис. 3) видно, что за пределами контура нефтеносности (скв. 300) расчленение I пласта и песчаников бледно-розовой свиты не вызывает затруднений, так как I пласт обладает более высоким сопротивлением (25 ом), чем песчаники бледно-розовой свиты (8-10 ом).

По мере приближения к ВНК (скв. 290) и в пределах нефтяной залежи (скв. 588 и 591) сопротивление песчаников бледно- розовой свиты значительно возрастает, что затрудняет расчленение низов бактрийского яруса. При сопоставлении разрезов скважин (рис. 4) видно уменьшение мощности песчаников бледно-розовой свиты в восточном направлении, а в скв. 506 они вообще отсутствуют.

На тех участках, где песчаники бледно-розовой свиты отсутствуют или имеют незначительную мощность, I пласт, несмотря на благоприятные гипсометрические отметки, не содержит промышленной нефти. Следовательно, основными нефтесодержащими породами являются песчаники бледно-розовой свиты, обладающие лучшими коллекторскими свойствами.

На I пласт было пробурено и возвращено 53 скважины, из которых промышленные притоки нефти получены в 30 скважинах. Из восьми разведочных скважин только две вскрыли нефтяную залежь. Кроме того, эксплуатационные скв. 630 и 634 вскрыли I пласт за контуром нефтеносности, а скв. 648, как указывалось выше, оказалась сухой.

В восточной части свода складки по палеогеновым отложениям открыта самостоятельная залежь нефти, не представляющая промышленной ценности, интересная лишь с геологической точки зрения.

Эта литологически ограниченная со всех сторон залежь непосредственно примыкает к зоне размыва V-VI пластов и, очевидно, связана с локальными изменениями коллекторских свойств I пласта. Незначительные притоки нефти (0,1-0,2 т) получены из пяти скважин, пять скважин оказались сухими, а в одной получен приток слабо минерализованной воды с пленками нефти.

Характерно резкое различие состава нефтей описанных залежей. Нефть западной залежи по своим свойствам напоминает нефть III пласта палеогена, из которого она поступает, видимо, по плоскости нарушения. Нефть залежи центральной части брахиантиклинали аналогична нефтям V-VI пластов, что, вероятно, связано с миграцией по плоскости размыва (табл. 1).

Первоначальный газовый фактор залежи нефти западной части площади составлял 5 м³ на 1 т нефти, а залежи центральной части - 50 м³ на 1 т.

Химический состав газа приведен в табл. 2.

Дальнейшие поиски подобных залежей нефти целесообразно вести на юго- восточном погружении Ходжиабадской брахиантиклинали, где продуктивные пласты палеогена нарушены и при благоприятных литологических условиях возможно скопление нефти в I пласте.

Выводы

1. На Ходжиабадском нефтяном месторождении основными нефтесодержащими породами в континентальных отложениях являются песчаники бледно-розовой свиты. Нефтеносность I пласта имеет подчиненное значение и связана с локальными изменениями его коллекторских свойств.

2. Можно полагать, что в распределении вторичных залежей нефти в континентальных отложениях в каждом отдельном случае существуют определенные зависимости от путей миграции.

3. Возможными источниками для скопления нефти во вторичных залежах на Андижанской группе месторождений являются все продуктивные пласты палеогена. Не исключено, что участие в формировании вторичных залежей могут принимать и нефти меловых отложений.

ЛИТЕРАТУРА

4. Симаков С.Н., Клейнберг В.Г. и др. Геологическое строение и нефтеносность Ферганы. Тр. ВНИГРИ, вып. 110, Гостоптехиздат, 1957.

5. Xуторов А.М. О формировании вторичных залежей нефти в Ферганской депрессии. Геология нефти, 1958, № 7.
Ферганский нефтекомбинат

Таблица 1

№ скв.	Пласт	Удельный вес при 20° С	Вязкость по Энглеру при 20° С	Содержание, %					Разгонка по Энглеру				Примечание
				серы	асфальте нов	акцизных смол	кокса	парафина
									н. к.	до 180°	до 230°	до 300°
588	I	0,8627	3,62	0,24	1,18	24,0	6,1	7,0	83	17,0	25,0	39,0	Западная залежь
595	I	0,8607	2,98	0,26	0,92	28,0	5,7	4,7	81	17,5	25,0	39,0
516	III	0,8990	7.75	0,31	3,8	42,5	6,5	3,7	90	16,0	25,0	38,0
597	III	0,8770	6,01	0,30	0,008	38,0	6,2	4,8	87	12,0	20,0	34,0
275	I	0,8363	1,73	0,24	0,27	12,0	2,2	8,07	67	21,0	29,0	46,0	Центральная залежь
424	I	0,8341	1,75	0,14	0,14	10,0	3,6	4,04	57	25,0	34,0	48,0
376	V	0,8247	1,67	Не определилось	0,72	12,0	1,82	Не определилось	60	24,0	34,0	49,0
275	VI	0,8394	1,86	То же	0,68	16,0	1,8	То же	85	22,0	33,0	46,5

Таблица 2

№ скв.	Удельный вес, замеренный пикнометром	Химический состав, % объемн.									Низшая теплотворная способность, кал/м^3	Состав газового бензина, см^3/м^3	Примечание
		H2S	CO2	O2	CH4	С2Нс7	C3H8	С4Н10	C5H12 + высш	N2 + редкие
637	0,830	Не обнаружен	Не обнаружен		70,5	14,9	7,5	2,9	2,8	1,4	10900	168	Западная залежь
626	0,846	То же	То же	-	68,9	15,0	7,3	3,8	2,8	2,2	11160	188
376	1,240	»	»	-	34,2	22,2	20,4	14,4	7,8	1,0	16500	540	Центральная залежь
269	1,272	»	»	-	27,1	23,5	23,3	17,2	7,4	1,5	17300	590

Рис. 1. Структурная карта по подошве I пласта (по А. М. Хуторову).

1 -нарушение по подошве I пласта; 2 - изогипсы по подошве I пласта; 3 - первоначальный контур нефтеносности; 4 - скважины, давшие нефть из I пласта; 5 - скважины, давшие нефть с водой из 1 пласта; 6-скважины, давшие воду из I пласта; 7-скважины, оказавшиеся по I пласту сухими; 8 - скважины других горизонтов.

Рис. 2. Карта равных мощностей песчаников бледно-розовой свиты.

1 - линии равных мощностей песчаников бледно-розовой свиты; 2 - граница распространения песчаников бледно-розовой свиты; 3 - граница распространения III пласта; 4 - граница распространения отложений сумсарского яруса;5 - эродированная поверхность V-VI пластов; 6 - нарушение по подошве 1 пласта; 7 -скважины, давшие нефть из I пласта; 8 -скважины, давшие нефть с водой из 1 пласта; 9 - скважины, давшие воду из I пласта; 10-скважины, оказавшиеся по I пласту сухими; 11-скважины других горизонтов.

Рис. 3. Схема сопоставления разрезов скв. 300-591.

Рис. 4. Схема сопоставления разрезов скважин.