К оглавлению

Литологическая залежь нефти на месторождении Гальча в Фергане

И. П. Соколов, П. К. Азимов

Разведочные работы в Ферганской депрессии проводятся более полвека, причем основное внимание уделяется разведке антиклинальных складок. К настоящему времени здесь открыто 29 нефтяных и газовых месторождений, из них наиболее крупные Майлису IV, Избаскент, Южный Аламышик, Ходжиабад, Андижан, Палванташ, Западный Палванташ и Северный Сох. Эти месторождения содержат основные запасы нефти и газа и определяют уровень их добычи в ближайшие 2-3 года. Хотя все выявленные месторождения связаны с антиклинальными складками, однако характер ловушек залежей нефти и газа в них различен. Это либо типичные пластовые сводовые, либо тектонически или стратиграфически экранированные залежи и, наконец, встречаются залежи, запечатанные в головах пластов, выходящих на дневную поверхность, асфальтово-смолистыми веществами.

Разнообразие форм ловушек обусловило и разнообразие типов залежей нефти и газа, которые в основном контролируются структурными формами.

Поиски залежей нефти и газа на моноклиналях положительных результатов не дали. Это объясняется отсутствием разработанной методики поисков таких залежей для Ферганы и слабой геологической изученностью районов возможного развития литологически экранированных залежей на моноклиналях в прибортовых частях впадины. Решить вопрос о поисках залежей нефти и газа, не связанных с антиклинальными складками, для Ферганы особенно важно сейчас, так как все известные к настоящему времени перспективные структуры в адырной зоне депрессии практически уже разбурены.

Поиски и разведка глубоко погруженных (более 4000 м) погребенных структур связаны с трудностями бурения глубоких и сверхглубоких скважин, с недостаточным количеством соответствующих буровых станков. Поэтому наряду с разведкой таких структур следует уделить внимание выявлению новых погребенных складок в прибортовых зонах на участках, еще недостаточно изученных сейсмикой, и поискам литологических залежей на моноклиналях. Геологические предпосылки возможного образования в прибортовых частях Ферганской впадины литологически экранированных залежей нефти и газа следующие.

1. Тектонический план Ферганской впадины с развитыми обширными моноклиналями по ее бортам, создающий благоприятные условия для миграции нефти и газа из более погруженных частей к бортам впадины и для формирования здесь промышленных залежей в ловушках достаточной емкости.

2. Повсеместное развитие меловых и палеогеновых отложений, с которыми связаны почти все промышленно нефтегазоносные горизонты.

3. Фациальная изменчивость некоторых нефтеносных толщ, до полного выклинивания в прибортовых частях депрессии, а также непостоянство их коллекторских свойств.

4. Несогласное перекрытие продуктивных горизонтов мела и палеогена верхними молассами в прибортовых частях впадины, создающее благоприятные условия для образования стратиграфических залежей.

5. Широкое развитие в прибортовых частях впадины дизъюнктивных нарушений, часто регионального характера, в результате чего могли образоваться тектонически экранированные залежи.

Таким образом, совокупность благоприятных условий для образования залежей нефти и газа на моноклинальных склонах Ферганской депрессии позволяет предполагать возможность обнаружения здесь промышленных месторождений в ловушках различного типа. Однако выбор конкретных участков для постановки буровых разведочных работ с целью поисков залежей, не связанных с антиклинальными складками, не возможен без изучения всех условий, необходимых для формирования и сохранения залежей.

В 1959 г. было открыто первое в Фергане месторождение нефти и газа Гальча литологически экранированного типа. Еще в 1958 г. при структурном бурении на Гальчинской антиклинали в скв. 32, пробуренной в своде складки (810 м), при опробовании VII пласта алайского яруса с глубины 220 м был получен газовый фонтан с распыленной нефтью. Свободный дебит газа 60 тыс. м³ в сутки, пластовое давление 12 ат. Последующие разведочные работы положительных результатов не дали. Горизонты палеогена и мела, продуктивные на других площадях, оказались здесь промытыми, непродуктивными.

При разработке залежи нефти IV пласта риштанского яруса палеогена на смежном месторождении Чонгара было установлено наличие нефти в синклинальном прогибе, разобщающем Чонгарскую и Гальчинскую складки. При детальном изучении оказалось, что контур нефтеносности по IV пласту на Чонгарском месторождении сечет изогипсы и к югу постепенно опускается на более низкие гипсометрические отметки. Еще в 1950-1952 гг. при разведочных работах на Чонгарском месторождении было отмечено, что залежь нефти IV пласта приурочена только к восточной периклинальной части структуры, а в наиболее повышенной присводовой части IV пласт оказался «сухим» или насыщенным почти пресными водами. Установлено, что IV пласт, залегающий в основании риштанского яруса палеогена и довольно хорошо выделяемый по каротажу для всей Ферганы, фациально изменчив. Промышленная нефтегазоносность IV пласта установлена только на месторождениях южной и юго-западной Ферганы - Шор-Су IV, Чонгара, Северный Сох, Чаур, Яркутан, Чимион и Палванташ. На всех перечисленных месторождениях залежи нефти и газа в IV пласте приурочены к сводовым частям антиклинальных складок. Пласт состоит из переслаивающихся известняков, мергелей, глин и песчаников. Песчаники развиты преимущественно в его нижней части и содержат фракции >0,1 мм от 16 до 25%; фракции 0,4-0,01 мм от 36 до- 39 % и фракции <0,01 мм от 48 до 36 %.

Коллекторские свойства пласта сильно ухудшаются с запада на восток и к центру депрессии из-за увеличения содержания глинистых фракций. Лучшими коллекторскими свойствами обладают песчаники, развитые в южной Фергане, от Ташравата на западе до месторождения Чимион на востоке. От Чимиона до Андижанского месторождения и далее на восток пористость и проницаемость песчаников постепенно снижаются, и на Майлисуйской группе месторождений в северо-восточной Фергане пласт практически не проницаем. Однако даже в пределах одного месторождения коллекторские свойства IV пласта сильно меняются, и поэтому дебиты отдельных скважин сильно колеблются. Так, например, на месторождении Северный Сох среднесуточный дебит скв. 26 составляет 25-30 т, а дебит скв. 12 всего лишь 0,2-0,4 т; на месторождении Чонгара среднесуточный дебит скв. 10 20-25 т, а скв. 29 не более 0,05 т. На отдельных совершенно непродуктивных участках скважины оказались «сухими», несмотря на проводившиеся мероприятия по увеличению. степени вскрытия пласта. Считалось, что местами физико-коллекторские свойства IV пласта настолько плохие, что в пласте образуются «лысые», непродуктивные участки. По мере накопления новых данных бурения на Чонгарской, Нурсукской площадях и в западной периклинальной части Северо-Сохского месторождения, где наблюдались аналогичные явления, установлена определенная закономерность, в распространении «сухой» зоны IV пласта, а изучение его состава позволило выяснить палеогеографическую обстановку, существовавшую при образовании риштанского яруса, и открыть Гальчинское месторождение на моноклинали между Чонгарской и Северо-Риштанской складками. Залежь нефти и газа литологически экранированная, приурочена в кромке литологического выклинивания песчаников IV пласта в южном направлении и контролируется заливообразным осложнением моноклинали. Длина залежи 6 км, ширина 1 км, начальное пластовое давление 40,5 ат. В наиболее повышенных заливообразных частях площади развиты небольшие газовые шапки.

На месторождениях Северный Сох, Чонгара и Гальча верхняя часть IV пласта представлена плотными серыми известняками и мергелями с прослоями глин и ангидритов, а нижняя часть сложена зеленовато-серыми мелкозернистыми, слабо сцементированными песчаниками и песками, выносимыми на поверхность в большом количестве при эксплуатации скважин. На диаграммах стандартного электрокаротажа IV пласт также делится на две части: верхняя, с высоким удельным сопротивлением (от 50 до 60 омм), сложена в основном плотными глинистыми известняками; нижняя характеризуется низкими значениями КС, представлена мелкозернистым песчаником и песком, мощность ее колеблется от 0 до 15 м. Сопоставление каротажных характеристик верхней части пласта свидетельствует о постоянстве удельного электрического сопротивления в пределах нефтяного поля и в законтурной зоне. Удельные электрические сопротивления нижней части IV пласта закономерно изменяются от нефтяной залежи к водонефтяному контакту. За контуром нефтеносности сопротивление равно примерно 2-3 омм, а в пределах залежи повышается до 7-10 омм. Кривая ПС против нефтенасыщенной части пласта имеет аномалию в сторону отрицательных значений >10 <30 мв. Общая мощность IV пласта на рассматриваемых площадях колеблется от 8 до 22 м. Пористость нижней продуктивной части 16-18%. Проницаемость изменяется от 0 до 500 миллидарси.

Залежь нефти в IV пласте на Северо-Сохском месторождении типично сводовая, пластовая с развитой газовой шапкой и приурочена к антиклинальной складке. Пластовое давление в залежи около 150 ат. На Чонгарском и Гальчинском месторождениях основную роль в формировании залежи играла литологическая неоднородность IV пласта. Залежи нефти здесь контролируются зоной выклинивания песчаников нижней продуктивной части пласта, что хорошо видно на рис. 1.

Зона выклинивания нижней части IV пласта устанавливается в пробуренных скважинах и четко фиксируется на каротажных диаграммах. Так, например, из сопоставления электрокаротажных диаграмм IV пласта по скв. 4 и 19 Северо-Сохского месторождения (рис. 3, а) видно, что нижняя продуктивная часть пласта в скв. 19 отсутствует, поэтому в ней при испытании приток жидкости не наблюдался, тогда как в скв. 4 был получен мощный нефтегазовый фонтан с дебитом нефти более 180 т/сутки при 8-миллиметровом штуцере. Скв. 4 вскрыла залежь на газонефтяном контакте.

Подобное явление наблюдается в скв. 13 и 33, в первой был получен газовый фонтан с дебитом 160 тыс. м³/сутки, а во второй притока не было.

При испытании некоторых скважин на площадях Чонгара и Гальча были получены аналогичные результаты. Например, нижняя часть IV пласта в скв. 46 площади Чонгара отсутствует, поэтому приток жидкости здесь не наблюдался (рис. 3, б). Интересно отметить, что скв. 47 (Чонгара) после получения в ней притока почти пресной воды была использована как нагнетательная для выяснения целесообразности применения законтурного заводнения. Однако, несмотря на длительный период закачки воды, результаты опытного заводнения в смежных эксплуатационных скв. 40 и 41 не сказались. Напротив, закачка отразилась на скв. 24, 27 и 28, ранее ликвидированных из-за получения в них почти пресной воды. Далее зона выклинивания продуктивной нижней части IV пласта прослеживается и на северо-восточном окончании Гальчинской структуры; из сопоставления каротажных диаграмм скв. 14 и 3 видно, что в первой из них мощность продуктивных песчаников составляет около 2 м, а во второй песчаники отсутствуют. При испытании IV пласта в скв. 14 получен слабый приток нефти, а в скв. 3 притока не было. Далее к востоку граница выклинивания резко поворачивает на юг, где в районе скв. 15 образуется «залив», в наиболее повышенной части которого имеется газовая шапка. Из сопоставления электрокаротажных диаграмм IV пласта по скв. 35, 32, 27, 15 и 30 (Гальча) видно, что экраном для скопления залежей нефти и газа в указанном районе также служит зона выклинивания песчаников в нижней части IV пласта (рис. 3 в). Ниже по падению пласта залежь нефти подпирается пластовыми водами. Точно такой же «залив» прослеживается и в районе скв. 37, 39, 40 и 44, в скв. 37 был получен фонтан газа, а в остальных - притоки нефти. Таким образом, выклинивание нижней части IV пласта риштанского яруса на площадях Чонгара и Гальча явилось благоприятным фактором для образования залежей нефти и газа литологического типа (см. рис. 1).

Указанные месторождения характеризуются различными составами нефтей, вод и газов. Наблюдается утяжеление нефти от Северо-Сохской площади к Гальчинской (см. табл. 1 и 2).

Имеются различия и в фракционном составе. Утяжеление нефти, по-видимому, обусловлено неодинаковой надежностью покрышек нефтяных залежей. Так, покрышка на Гальчинском и Чонгарском месторождениях значительно меньше, чем на месторождении Северный Сох (рис. 2), что привело; к потере легких фракций из-за диффузии их через относительно неплотные и маломощные породы и к утяжелению нефти. Аналогичное утяжеление нефтей из-за плохой покрышки над нефтяной залежью в неогене наблюдается в Фергане на месторождении Андижан, где удельный вес нефти в неогеновых залежах также значительно выше, чем в аналогичных залежах смежных месторождений Ходжиабад, Бостон и Южный Аламышик, на которых породы, покрывающие нефтяные залежи, не нарушены, имеют большую мощность и более надежно предохраняют нефтяные залежи от истощения.

Как уже было отмечено, в некоторых скважинах, расположенных в повышенных частях структур, получены притоки почти пресных вод, например, в скв. 27, 24 и 28 (Чонгара) и в скв. 2, 28, 31, 4, 9, 5 и 10 (Гальча). Приток вод в скважинах, расположенных за линией выклинивания продуктивной части IV пласта, по-видимому, следует объяснять выщелачиванием известковистых пород верхней части пласта водами, поступающими в пласт в смежном районе Актурпакской антиклинали, где пласты выведены на дневную I поверхность и омываются водами р. Сох. Процесс выщелачивания подтверждается высокой карбонатностью указанных вод. Интересно отметить, что благодаря этому процессу в некоторых местах верхние воды, по-видимому, частично проникли в нефтяную залежь, нарушив литологический экран. Этим можно объяснить смещение контура нефтеносности и наличие воды в скв. 12 (см. рис. 1), расположенной в пределах нефтяной залежи. Сопоставление вод IV пласта по месторождениям приводится в табл. 3.

Воды постоянно опресняются и изменяют свой состав от хлоркальциевого на Северном Сохе до гидрокарбонатно-натриевого и сульфатно-натриевого типов на площадях Чонгара и Гальча (см. табл. 3), что связано с наличием здесь активного водообмена благодаря выходу продуктивных горизонтов на дневную поверхность в непосредственной близости от площадей Чонгара и Гальча.

На месторождении Северный Риштан, расположенном к востоку от Гальчи, IV пласт в своде складки размыт, а на крыльях песчаные разности его содержат битум, иногда промышленной концентрации, с церезиновым основанием.

Из всего изложенного следует, что не исключена возможность обнаружения на южном борту Ферганской депрессии в IV пласте новых месторождений нефти и газа, аналогичных Гальчинскому. Перспективными участками для первоочередных поисков литологических залежей следует считать площади к востоку от месторождения Северный Риштан (рис. 4), к западу и востоку от Чимионской группы складок, между структурами Нурсук и Шор-Су II. Для поисков литологических залежей, связанных с выклиниванием или с фациальным замещением песчаников глинами в риштанском и туркестанском ярусах палеогена, на южном борту Ферганской впадины следует проводить систему поперечных профилей. Эти горизонты залегают здесь на глубине 1000-1500 м, вполне доступной для бурения.

Ферганский нефтекомбинат

Таблица 1

Место рождение	№ скв.	Удельный вес при 20°С	Вязкость при 20°С	Содержание, %					Разгонка по Энглеру
				серы	асфальтенов	акцизных смол	кокса	парафина	температура н. к., °С	до 180°	до 230°	до 300°
Северный Сох	4	0,830	2,40	0,16	1,02	20	3,02	7,36	52	26	36	45
	16	0,840	5,51	-	0,06	12	2,80	7,06	64	20	30	45
	26	0,836	5,01	0,10	5,20	30	1,85	10,99	49	25	35	40
Чонгара	10	0,870	2,81	0,20	0,102	12	2,37	8,29	76	18	27	38
	33	0,872	2,83	0,20	0,33	17	2,61	0,29	76	16	26	39
	43	0,870	2,52	0,17	0,01	14	2,05	3,30	93	16	26	40
Гальча	13	0,877	3,09	0,190	0,103	16	3,54	6,16	81	16	26	35,5
	27	0,880	3,58	0,184	0,122	16	2,04	9,31	140	7,5	20	34

Таблица 2

Месторождение	№ скв.	Удельный вес пикнометрический	Химический состав *, % объемн.							Низшая теплотворная способность, кал/м^3	Содержание газобензина, см^3/м^3
			CO2	CH4	С2Н7	C3H8	С4Н10	С5Н12 +высш	N2 + редкие
Северный Сох	13	0,668	1,02	82,85	8,8	3.6	1.45		2,3	8930	50
Гальча	15	0,609	не обн.	93,0		5,2			1,8	8250	5,9

* H₂S и О₂ не обнаружены.

Таблица 3

Месторождение	№ скв.	Удельный вес	Содержание*, г/кг						Сумма
			Na + K	Са	Mg	С1	SO4	НСO3
Северный Cox ^1	15	1,0709	25,8651	5,8878	1,8508	55,1517	0,4131	0,4058	89,5743
	31	1,0678	23,6647	5,4095	2,0452	51,6300	0,3563	0,2342	83,3399
Чонгара ^2	31	1,0144	6,323	0,4719	0,4772	10,62	0,0049	2,329	20,2260
Гальча ^3	35	1,0036	1,0619	0,0606	0,0229	0,3959	0,6333	1,628	3,8026
	10	1,000	0,557	0,0190	0,0500	0,227	0,0940	1,288	2,24
	4	1,000	0,276	0,0970	Отс.	0,228	0,4140	0,105	1,12
	28	1,000	0,349 .	0,0960	То же	0,440	0,2270	0,170	1,24

СО₃ не содержится.

Воды: ¹ хлоркальциевые; ² гидрокарбонатнонатриевые; ³ пресные.

Рис. 1. Структурная карта по кровле IV пласта для месторождений Северный Сох, Чонгара и Гальча (сост. П.К. Азимов и И.П. Соколов).

1 - изогипсы по кровле IV пласта, 2 - зона крутого падения пластов; 3 - контур нефтеносности, 4 - контур газоносности, 5 - граница выклинивания продуктивной части IV пласта. Скважины, давшие из IV пласта: 6 - нефть 7 – газ, 8 - нефть с водой; 9 - воду. Скважины: 10 - не давшие притока; 11 - разведочные в бурении и освоении; 12 - ликвидированные по геологическим причинам; 13 - других горизонтов.

Рис. 2. Геологический разрез через структуры Северный Сох, Чонгара и Гальча (сост. И. П. Соколов и П. К. Азимов).

Sms - сумсарский ярус; Kh, Ish, Rst - ханабадский, исфаринский и риштанский ярусы; Trk - туркестанский ярус; Аl - алайский ярус; Szk - сузакский ярус; Bhr - бухарский ярус; Сr - меловые отложения. 1 - конгломерат; 2 - глина; 3 - песчаник; 4-известняк; 5-гипс; 6-газ; 7 - нефть; II, IV, VII, VIII-продуктивные пласты в палеогене.

Рис. 3. Сопоставление каротажных диаграмм по скважинам месторождений Северный Сох (а), Чонгара (б) и Гальча (в), (сост П. К. Азимов и И. П. Соколов).

1 - непродуктивная и 2 - продуктивная части пласта; притоки: 3-нефти, 4 - газа; 5 - отсутствие притока

Рис. 4. Схематическая карта южной Ферганы.

1- нефтяные и газовые месторождения; площади: 2- находящиеся в глубоком бурении; 3 - с невыясненным глубинным строением; 4 - бесперспективные; 5 - возможного распространения литологических залежей в IV пласте риштанского яруса; 6 - сохские отложения.