О поисках новых нефтяных месторожденийв Краснодарском крае
В.А. Ермаков
Перспективы нефтеносности Краснодарского края связываются с его юго-восточной частью - с Армавиро-Майкопским районом (рис. 1). Открытие здесь ряда благоприятных структур и наличие нефтяных месторождений западнее данного района предопределили постановку разведочного бурения с задачей поисков новых нефтяных залежей. В последнее время получены данные, указывающие на то, что геологические прогнозы могут с успехом подтвердиться. Так, на крупном Майкопском месторождении в нижнемеловых отложениях установлены три газовых горизонта. Приток нефти впервые получен в скв. 19, в которой при опробовании интервала 2820-2816 м, соответствующего III барремскому горизонту, наряду с пластовой водой появилась нефть (2,1 м3/сутки) при суточных дебитах жидкости до 100 м3 и газа до 300 тыс. м3.
При опробовании скв. 23 из интервала 2824-2810 м был получен приток газа и пластовой воды с нефтью. Дебит газа через 14,5-миллиметровый штуцер составил около 200 тыс. м3/сутки, нефти до 1,5 м3/сутки.
Таким образом, в результате опробования III газового горизонта была обнаружена небольшая нефтяная оторочка непромышленного значения. Характеристика нефти приведена ниже.
|
Удельный вес |
0,865 |
|
Вязкость при t - 20°, сантистоксы |
5,6 |
|
Содержание, %: |
|
|
парафина |
7,15 |
|
серы |
0,08 |
|
Разгонка по Энглеру, % объемные: |
|
|
при t н. к |
84 |
|
при t = 100° |
2,5 |
|
при t = 200° |
26 |
|
при t = 250° |
42 |
|
при t = 300° |
62 |
|
при t = 350° |
70 |
В скв. 15 на своде структуры нефтяная оторочка в III горизонте отсутствует. При опробовании скв. 18 и 23 в интервалах соответственно 2873- 2874 и 2863-2858 м ниже III горизонта были получены притоки пластовой воды дебитом до 50 м3/сутки с обильной пленкой нефти (до 1%). Этот вновь открытый нефтеносный горизонт (IV) следует доразведать и более тщательно опробовать после качественного тампонажа эксплуатационной колонны, так как в условиях высоких температур и при контакте с газоносными пластами цементный раствор после схватывания в большинстве случаев становится высокопористым и проницаемым не только для газа, но и для жидкости. Поэтому нельзя считать качественным опробование скв. 18 и 23, но сам факт получения небольших притоков нефти указывает на возможность скопления ее в более глубоких коллекторах мезозоя. Для поисков таких залежей бурятся скв. 20 и 30 с проектными глубинами соответственно 4000 и 3500 м.
В связи с получением нефти на Майкопском месторождении значительно повышаются перспективы нефтеносности более погруженных складок Великой, Ново-Лабинской, Ладожской, Темиргоевской. В скв. 30 на Армавирском поднятии был получен приток нефти из юрских (?) отложений, а при опробовании пачки неизвестковистых песчаников из интервала 2701-2690 м - приток пластовой воды (24 м3/сутки) при снижении уровня на 900 м и нефть (8 м3/сутки). Характеристика нефти приведена ниже.
|
Удельный вес |
0,871 |
|
Вязкость при t - 20°, сантистоксы |
7,6 |
|
Содержание, %: |
|
|
парафина |
17,1 |
|
серы |
0,2 |
|
Разгонка по Энглеру, % объемные: |
|
|
при t н. к |
85 |
|
при t - 100° |
2,5 |
|
при t - 200° |
13 |
|
при t - 250° |
16 |
|
при t - 300° |
26 |
|
при t - 350° |
42 |
По данным кавернограммы и стандартного каротажа можно предположить, что воды поступают за эксплуатационную колонну из нижнемеловых водоносных горизонтов, залегающих на 10 м выше исследуемого пласта. Опробование бурящихся скв. 31 и 35 должно уточнить наше предположение.
Нефть в скв. 30, по-видимому, следует связывать с залежью литологического типа, приуроченной к структурной ловушке, так как в 11 км восточнее скв. 30 была пробурена скв. 33, в которой нижнемеловые отложения в глинистой фации залегают непосредственно на палеозойских, вероятно, каменноугольных, отложениях. Юго- западнее, на Ново-Алексеевской площади (скв. 1) разрез нижнего мела более полный и включает барремские (аналог III горизонта Майкопского месторождения) и юрские (пестроцветная и гипс-ангидритовая толща титона) отложения. В скв. 30, расположенной между скв. 33 и скв. 1, обнаружена только верхняя часть нижнего мела - альбские отложения (аналог I горизонта Майкопского месторождения); причем песчаные коллекторы нижнего мела насыщены минерализованной водой (по данным электрокаротажа), а ниже залегает пласт песчаника, продуктивный по электрокаротажной характеристике и нефтеносный по данным опробования. Песчаники подстилаются темноцветными глинами, аналогичными келловейским глинам Баракаевского месторождения.
Следовательно, от скв. 33 (северно-западное погружение Александровского поднятия) через скв. 30 (Армавирское поднятие) до скв. 1 (Ново-Алексеевская площадь) мощность коллекторов нижнемеловых и юрских отложений увеличивается. Восточнее мезозойские коллекторы отсутствуют, что подтверждается данными бурения на Убежинской площади.
В связи с этим необходимо остановиться на выборе направления и объектов разведки в Армавирском районе. На основании данных колонкового бурения по кровле майкопских отложений были выявлены две зоны тектонических осложнений, начинающихся у Александровской складки (рис. 2). Южная зона включает Армавирскую складку и, возможно, Советское поднятие. Северо-западное простирание зоны в районе хутора Чаплыгинского становится почти западным. Простирание северной приподнятой зоны, определенной колонковым бурением, тоже северо-западное, но в районе станицы Отрадно-Кубанской, где по данным сейсморазведки отмечен Соколовский структурный выступ субширотного простирания, оно меняется почти на широтное.
По мезозойским отложениям обе зоны осложнений, обнаруженные колонковым бурением, возможно, окажутся тектоническими валами с отдельными поднятиями, представляющими интерес для поисков нефти и газа. Объектами разведки могут быть горизонты различных стратиграфических комплексов. Южная приподнятая зона интересна для поисков газонефтяных залежей. Здесь можно ожидать наличие нефти и газа в нижнемеловых и особенно в юрских отложениях. В северной приподнятой зоне по данным скв. 27, 28, 29 и 33, а также по результатам колонкового бурения на Убежинской площади, нижнемеловые и юрские отложения в разрезе отсутствуют. (Предполагаемая линия выклинивания мезозойских коллекторов показана на рис. 1.) В связи с этим район восточнее-северо-восточнее Армавирской площади нельзя считать перспективным для поисков нефти и газа в мезозое.
В пределах северной тектонической линии складок возможны залежи нефти и газа в отложениях палеогена. Так, на соседних площадях обнаружены залежи нефти и газа в зеленой свите (средний эоцен) и в верхнем палеоцене (Александровская, Убежинская и Николаевская площади), а на близлежащих площадях Ставропольского края- в нижнем Майкопе (хадуме). Нижнемеловые отложения появляются южнее линии выклинивания, но в Армавирско-Лабинском районе при опробовании их в скв. 1 на Ново-Алексеевской и в скв. 1 на Лабинской площади были получены лишь притоки минерализованной воды.
Водоносность нижнемеловых горизонтов следует связывать, очевидно, с историей формирования складок и образования залежей. Вероятнее всего складки в данном районе сформировались позже образования здесь газонефтяных залежей литологического и стратиграфического типов. Водоносность горизонтов нижнего мела нельзя связывать с близким расположением площади к области выходов нижнемеловых коллекторов на поверхность, поскольку горизонты содержат минерализованные пластовые воды, или же объяснять отсутствие здесь газонефтяных залежей с малыми амплитудами складок, так как амплитуда по данным сейсмических исследований и бурения достаточна для ловушек нефти и газа.
Перспективы поисков залежей в данном районе необходимо связывать, по- видимому, с отложениями юрского возраста и в первую очередь с отложениями средней и нижней юры, так как они газонефтеносны несколько западнее, на Баракаевской и Ширванской площадях.
На основании изложенного можно сделать следующие предварительные выводы.
1. Залежи литологического типа следует ожидать в пределах южной Александровско-Армавирской тектонической линии складок. Поэтому весьма интересны будут данные скв. 1, бурящейся на Советской площади.
2. Залежи структурного типа необходимо искать в пределах северной тектонической линии складок (включая недавно открытую сейсморазведкой Отрадно-Кубанскую структуру) в отложениях палеогена.
Юго-западнее линии выклинивания мезозойских отложений можно ожидать залежи только в отложениях юрского возраста. Для разведки этих залежей потребуется бурить скважины глубиной 3500-5500 м, возможно, в первую очередь на недавно открытой сейсморазведкой Южно-Советской складке. Для вскрытия нижнеюрских отложений на этой площади скважины должны иметь глубину 3800-3900 м.
3. В Майкопском районе первоочередными площадями для разведки на нефть следует считать Майкопскую (на более глубокие горизонты мезозоя) и Великую площади. Проектная глубина скважин на последней должна быть не менее 4200 м.
Трест Краснодарнефтеразведка
Рис. 1. Схема расположения структур в юго-восточной части Краснодарского края.
I - линия выклинивания коллекторов нижнего мела и юры; II - предполагаемые тектонические линии; III - структуры: 1 - Майкопская, 2 - Кужорская, 3 - Ярославская, 4 - Тульская, 5 - Баракаевская, 6 - Белореченская, 7 - Великая, 8 - Ново-Лабинская, 9 - Ладожская, 10 - Усть-Лабинская, 11 - Воронежская, 12 - Темиргоевская, 13 - Лабинская, 14 - Ново-Алексеевская, 15 - Южно-Советская, 16 - Советская, 17 - Армавирская, 18 - Южно-Кропоткинская, 19 - Соколовский выступ, 20 - Александровская, 21 - Убежинская, 22 - Николаевская.
Рис. 2. Структурная схема кровли майкопских отложений (по данным колонкового бурения).
1- изогипсы по кровле майкопских отложений; 2 - предполагаемые тектонические линии; 3 - изогипсы по отражающей сейсмической поверхности Сr2 (предварительные данные треста Краснодарнефтегеофизика, 1960 г.). Скважины: 4 - колонкового бурения; 5 - глубокого разведочного бурения. Площади: I - Советская, II- Армавирская, III- Отрадно-Кубанская (Соколовская).