К оглавлению

Методика поисков месторождений нефти в Башкирии

Ф.С. Куликов

Геологическое строение различных районов Башкирии неодинаково. Платформенная часть построена проще, чем площади, расположенные в Предуральском прогибе, хотя и здесь на отдельных участках в терригенных толщах нижнего карбона и в девоне наблюдаются литолого-фациальные изменения, усиливающиеся в направлении к Уралу.

В связи с разнообразием структурных форм, приуроченных к различным геологическим регионам и площадям, литолого-фациальными изменениями некоторых горизонтов геологического разреза, а также в связи с наличием перерывов и размывов, искажающих начальное заложение структур и обусловивших несоответствие структурных планов, изучать тектонику и литофации разреза верхнепалеозойских отложений следует различными методами.

Опыт поисково-разведочных работ на нефть и газ в Башкирии показывает, что геологической основой поисков нефтяных месторождений в сакмаро-артинских, каменноугольных и девонских породах является наличие структур положительного знака. Приуроченность к последним залежей нефти и газа доказана на большинстве открытых месторождений. Литологические и стратиграфические залежи, незначительные по размерам, встречаются редко.

За долголетнюю историю геолого-поисковых и разведочных работ на нефть в Башкирии были испытаны и внедрены многие методы поисков структур и залежей нефти в различных стратиграфических толщах и пластах палеозойских пород.

В результате геологических исследований (преимущественно инструментально-геологического картирования масштаба 1:50 000) 1930-1950 гг. изучены стратиграфия и тектоника верхне- и нижнепермских отложений и на основе этих результатов открыты месторождения Туймазинское, Серафимовское, Шкаповское (на платформе) и Ишимбайское, Культюбинское (в Предуральском прогибе). Поиски месторождений нефти в каменноугольных и девонских отложениях на других структурах, закартированных по казанским и кунгурским отложениям, были безрезультатны. Многочисленные структуры по верхнепермским отложениям не отражены в карбоне и девоне.

Одновременно с геологическими исследованиями проводились и геофизические работы, особенно широко гравиметрия и ВЭЗ. Оба метода в условиях платформы не дали нужных результатов при поисках сакмаро-артинских, каменноугольных и девонских структур, так как между верхнепермскими терригенными и сакмаро-артинскими карбонатными отложениями залегает комплекс кунгурских хемогенных образований, представленных гипсами, ангидритами и гипсоносными доломитами с бесконечно высокими сопротивлениями. Поэтому электрометрия фиксирует кровлю хемогенных пород кунгурского яруса и позволяет изучать структурный план кровли или поверхности хемогенных образований. Последние, являясь наиболее пластическими в разрезе верхнепалеозойских отложений, в период тектонических процессов и даже гравитационных давлений своеобразно переформировались, и их структурный план не отражает структурных планов сакмаро-артинских, каменноугольных и девонских пород. Метод электрометрии, освещая тектонику кунгурских пород, отвечающую тектонике верхнепермских отложений, не мог дать сведений о структурных планах горизонтов, залегающих ниже. Положительные результаты получали, применяя метод ВЭЗ, только на тех структурах и площадях, где имелось соответствие структурных планов кунгурских образований и всех нижележащих пород перми, карбона и девона.

Гравиразведка, которой исследована большая территория Башкирии, не помогла изучить тектонику платформенной части примерно по тем же причинам, что и электрометрия.

На платформе кунгурский ярус сложен в основном ангидритами и гипсоносными плотными доломитами, каменная соль встречается редко. Мощность кунгурских пород постепенно и незначительно увеличивается в восточном направлении.

Верхнепермский комплекс отложений равномерно покрывает кунгурский ярус, мощность терригенных пород изменяется плавно. Поэтому гравитационное поле нарастает постепенно от Предуральского прогиба в западном направлении, не образуя локальных положительных и отрицательных аномалий силы тяжести. Разрез кунгурского яруса в области прогиба дифференцирован, на одних участках он содержит мощные толщи каменной соли, на других - ангидритов и гипсов, на третьих - терригенных уфимских пород, и рисуется в виде резко меняющегося по своей интенсивности гравитационного поля. На площадях, где в разрезе кунгурского яруса имеются мощные толщи каменной соли, гравиразведка фиксирует зоны минимумов силы тяжести, а на участках, где разрез сложен мощной толщей уфимских красноцветов, - положительные аномалии или максимумы силы тяжести.

В Предуральской депрессии мощные толщи соли, ангидритов и гипсов слагают положительные структуры открытых и скрытых диапиров; толщи пермских терригенных красно- цветов выполняют глубокие мульды в кунгурском цоколе. Погребенные рифовые массивы, покрытые ангидритами и красноцветами уфимской свиты, дают положительные аномалии или средние значения между минимумом и максимумом силы тяжести,

Грави- и электрометрия, даже в комплексе, не могут точно указать положение рифовых массивов, поэтому для обнаружения их требовалось значительное количество глубоких структурных и разведочных скважин. Так же обстоит дело с поисками нефтеносных структур антиклинального типа в восточной части депрессии.

В последние 10 лет в Башкирии применяется сейсмический метод отраженных и преломленных волн. Работы начаты в Туймазинском районе Сейсмической экспедицией ВНИИГеофизика и продолжены трестом Башнефтегеофизика с целью изучения сейсмогеологических условий и возможности применения МОВ на платформе. Были изучены основные отражающие поверхности в девоне и карбоне, разработана методика взрывов, приема и записи взрывной волны от отражающих поверхностей и дана методика интерпретации получаемых отражений.

Трест Башнефтегеофизика провел работы МОВ на платформенной части Башкирии, но серьезные результаты не получены. На современном этапе развития МОВ им еще нельзя вести детальные исследования любой отражающей поверхности в условиях спокойного структурного плана, где отдельные структуры с положительным и отрицательным знаками имеют амплитуду падения слоев не более нескольких минут (или 2-5 м на километр).

Сейсморазведка достаточно точно определяет глубины залегания отражающей поверхности. Но при интерпретации нельзя использовать все полученные отражения. Поэтому сечение изогипс одной и той же отражающей поверхности дается через 25-50 м. Конечно, при таком структурном плане отражающей поверхности девона (кровля кыновских слоев франского яруса), где падение слоев редко достигает 5 м на 1 км, установить структуру невозможно.

В платформенной части Башкирии МОВ удалось обнаружить лишь несколько небольших структур с замкнутыми контурами (Четырманская, Усень-Ивановская, Балтаевская). Все другие структурные формы относятся к типу террас, носов, выступов. Но даже при таких результатах МОВ нельзя исключать из комплекса геофизических работ в Башкирии при дальнейших поисках нефти, так как глубины залегания отражающих поверхностей используются при структурном анализе вместе с данными бурения.

В последние 3 года сейсмический метод стали применять для поисков рифовых массивов в Предуральской депрессии. Здесь в зоне распространения рифовых массивов сакмаро-артинского возраста на основе ранее проведенных гравиметрических и буровых работ, а также ВЭЗ сейсмические работы ставятся на более определенных участках возможного развития рифовых фаций известняков. КМВ и РНП оказались эффективнее, чем гравиметрия и ВЭЗ. Если по данным последних на поиски рифового массива требовалось, как правило, 8-10 скважин, то по данным сейсмики - не более пяти скважин. Вероятно, методы преломленных и отраженных волн будут эффективны при поисках структур складчатого типа в восточной части Предуральской депрессии и на южном продолжении складок кинзебулатовского типа.

В 1960 г. на юге Юрезано-Сылвенской депрессии сейсмикой подтвержден ряд складок, закартированных ранее геологической съемкой. Если бурение подтвердит и в девонских породах наличие складок, зафиксированных сейсмикой, то методы сейсморазведки будут единственными в изучении тектоники пород в этом сложном геологическом регионе.

Бурением установлено, что некоторые верхнепермские структуры соответствуют структурам карбона и девона (Туймазинская, Серафимовская, Балтаевская, Бавлинская, Шкаповская), а часть структур, закартированных по казанским отложениям и подтвержденных электро- и гравиметрией, не обнаружена по нижним горизонтам верхнего палеозоя. Это несоответствие особенно хорошо видно на структурах Сараево-Аслыкульского, Стерлибашевского, Рязано-Охлебининского валов и северной части Башкирии (Старо-Петровская, Уржумская, Карабаевская, Орьебашевская площади и др.), на которых по данным полевой геологии и геофизики было начато глубокое бурение для поисков нефти в девонских породах.

В 1951 г. был поставлен вопрос об изменении методики поисков нефтяных месторождений в девоне, карбоне и сакмаро-артинских породах.

Перед геологами Башкирии в то время стояли серьезные задачи по увеличению добычи нефти. Из-за снижения темпов поисково-разведочных работ мог быть не выполнен план подготовки промышленных запасов нефти, а следовательно, и сорван план добычи нефти. Поэтому было решено, не замедляя темпов поисково-разведочных работ глубоким бурением, для открытия месторождений нефти в районах с положительной структурной характеристикой по данным полевой геологической съемки широко внедрять структурное бурение с целью изучения структурного плана сакмаро-артинских пород. Поисково-разведочным бурением на Уфимском плато (на Тастубской, Каировской, Караидельской и Байкибашевской площадях) была открыта крупная структура первого порядка в карбоне и девоне, названная Башкирским сводом. По разведочным скважинам, пробуренным в 20-30 км друг от друга, выяснили, что Уфимскому плато, выявленному по артинским и кунгурским породам, не соответствует структура по каменноугольным и девонским породам; свод структуры по кыновским слоям франского яруса и терригенной толще визейского яруса смещается на запад. Кроме того, в геологическом разрезе северной (большей) части Башкирского свода было установлено отсутствие живетских и нижнефранских отложений, к которым приурочены основные залежи нефти в девоне на Русской платформе. Незначительная мощность нижнефранских Терригенный отложений, сложенных аргиллитами и алевролитами на западном склоне Башкирского поднятия, ограничила поиски нефти в девонских отложениях на большой территории северо-востока Башкирии.

В 1953 г. в южной части Башкирского поднятия было открыто месторождение нефти во франских и живетских породах на Кушкульской площади.

В области Уфимского плато проводилось разведочное бурение, так как ни один геофизический метод нельзя было применить на огромной таежной территории, сложенной на поверхности артинскими известняками и кунгурскими доломитами, в которых широко развит карст. Структурное бурение для поисков структур в то время и в таких тяжелых условиях оказалось бы дорогим и ненужным.

Первый этап структурного бурения для изучения плана сакмаро-артинских пород проходил по очень редкой сетке скважин (6-15 км). Бурение проектировалось на верхнепермских структурах, а затем распространялось на соседние площади в виде сплошной съемки. Таким методом намечалось выявить структуры больших размеров. В результате применения такой методики установлено моноклинальное падение сакмарских и артинских пород на запад и юг от Уфимского плато и на восток и северо-восток от Туймазинского выступа Татарского свода. На склоне Башкирского поднятия обнаружены осложнения типа куполов - Орьебашевское, Арланское, Югомашевское, Акинеевское, Воядинское и ряд структур на склонах Татарского свода.

Разведочное бурение на Арланской, Орьебашевской, Акинеевской и Югомашевской площадях показало, что на них, исключая Арланскую, имеется общее соответствие структурных планов нижней перми, карбона и девона. На Арланской площади отмечено четкое соответствие структурных планов сакмаро-артинских пород и всех опорных горизонтов среднего и нижнего карбона и их несоответствие плану кыновских слоев франского яруса девона. Несоответствие структурных планов наблюдается на Карабаевской и Старо- Петровской площадях. Результаты разведочного бурения заставили, во-первых, начать детальное изучение структурного плана сакмарских отложений северо-западной части Башкирии, потому что открытые залежи нефти в терригенной толще визейского яруса, приуроченные к структурам с положительным знаком, соответствовали структурам в сакмарских породах. Во-вторых, из-за несоответствия структурного плана девонских пород структурным планам каменноугольных и сакмарских пород необходимо было изучать тектонику девона МОВ, так как этот метод мог помочь раскрыть тектонику девонских пород в районах, где нет соответствия структурных планов.

При более детальном изучении структурного плана сакмарских пород в северо-западной части Башкирии было выявлено свыше 50 структур, многие из них оказались перспективными для поисков залежей нефти в терригенных отложениях нижнего карбона. Некоторые структуры, расположенные в области спокойного залегания сакмарских пород, большие. Они образуют единую Арлано-Дюртюлинскую нефтеносную зону структур, вытянутую с юго- востока на северо-запад.

Другая зона, расположенная на северо-западе Янаульского района, состоит из ряда более контрастных структур. Установлено много куполовидных структур на северо-западном и западном склонах Башкирского поднятия и в Бирской седловине.

Из-за обнаруженных элементов несоответствия структурных планов в разрезе карбона и девона и из-за очень спокойного строения структур пришлось ввести промежуточный этап структурно-поискового бурения.

С целью проверки соответствия структурных планов сакмарских пород и отложений нижнего карбона, а местами и нижнефранских отложений девона, установления литологии и коллекторов геологического разреза и его нефтеносности в районах Арлано- Дюртюлинской зоны, затем в Пред- уральской депрессии для поисков рифовых массивов и в юго-западной части Башкирии на структурах, окружающих Туймазинское и Сера- фимовское месторождения, был применен метод бурения отдельных профилей скважин малого диаметра (4³/₄"-5^3/₄") станком «Уфимец».

Глубокое структурное бурение обычно проводится в малодоступных районах, где для бурения малогабаритными установками «Уфимец» требуется меньше затрат, чем на выполнение тех же задач при помощи тяжелых буровых установок.

Структура, подготовленная по сакмарским породам мелким структурным бурением, вводится в разведку глубоким структурным бурением со вскрытием нижнекаменноугольных, а иногда и франских (низы верхнего девона) отложений. В зависимости от размеров структуры проектируется один или два профиля скважин с расстояниями 5-8 км для изучения соответствия структурных планов верхних и нижних горизонтов, установления коллекторов и нефтеносных пород в разрезе. Таким образом была проверена Арлано-Дюртюлинская структурная зона, в области которой на Николо-Березовской, Уртаульской, Шариповской, Ново-Хазинской, Юсуповской и Ангасякской структурах пробурено 25 глубоких структурных скважин, из них 16 вскрыли нефтеносные породы, дали промышленные притоки нефти от 7 до 142 т/сутки и подготовили всю Арлано-Дюртюлинскую структурную зону к широкому развороту разведочных работ.

С 1956 по 1961 г. в этой зоне пробурено 175 разведочных скважин с расстояниями между ними 2-4 км на площади более 1800 км². Таким же методом разведуются Воядинская и Казанчинская зоны. В условиях сурового климата Башкирии, сильной залесенности и бездорожья метод предварительной оценки нефтеносности пород разреза глубоким структурным бурением полностью оправдал себя. Следует добавить, что из 175 разведочных скважин Арлано-Дюртюлинской зоны не дали промышленной нефти всего 12 скважин. Такая эффективность достигнута благодаря предварительной оценке нефтеносности глубоким структурным бурением.

Примером эффективности промежуточного метода между геофизическими исследованиями и глубоким бурением являются поиски в южной части Предуральской депрессии рифовых массивов, залегающих на глубинах 1600-2000 м, здесь все рифовые массивы, исключая Казанковский, открыты станками «Уфимец». Стоимость скважины, пробуренной станком «Уфимец», в этих условиях в 2 раза меньше стоимости скважины, пробуренной буровой установкой «Уралмаш - 5Д».

Даже при более надежной подготовке структур геофизическими и другими методами, если учитывать значительно меньшие затраты на бурение скважин малого диаметра, предварительный метод оценки должен дать большой экономический эффект.

В ряде районов СССР промежуточный этап работ, каким пока является глубокое структурное бурение на глубину 2000 м, может заменить глубокое поисковое бурение, которое всюду ведется тяжелыми буровыми установками. Для повышения эффективности глубокого структурного бурения скважин диаметром 3³/4''- 7³/₄" его необходимо укрепить техникой и придать ему специальное назначение обязательного этапа при поисках структур и нефтяных залежей в районах, где это возможно и необходимо. Следует отметить, что вес буровой установки «Уфимец» (без бурового инструмента) 36 т, (а установки «Уралмаш - 5Д» с металлическим основанием 180-190 т.

Если увеличить техническую мощность малогабаритной установки для бурения скважин до 3000 м, то и тогда она будет весить не более 50-70 т. Такая буровая установка позволит успешнее вести поисковые работы на нефть и газ в различных районах, а затраты на поиски нефти и газа значительно сократятся. Более того, этими станками (при соответствующей конструкции скважин и обеспечении необходимым инструментом для испытания и эксплуатации) можно осуществить весь этап разведки месторождений.

Из опыта поисково-разведочных работ на нефть и газ в Башкирии видно, что методика поисков месторождений не может быть одинаковой для всех районов и геологических регионов. На примере изучения платформенной части Башкирии была доказана нецелесообразность в подобных условиях электрометрических, сейсмических, геохимических и даже радиометрических исследований. Магнито- и гравиметрия, а также маятниковая съемка входят в региональный комплекс исследований и нужны для изучения больших территорий и глубин.

Гравиразведка, которая непосредственно не помогла при поисках структур на платформе, оказалась очень нужной в комплексе с электро- и сейсморазведкой в Предуральской депрессии.

В области Уфимского плато (Башкирский свод) ни один геофизический метод не может быть эффективен при поисках структур в карбоне и девоне, так как вся область покрыта таежным лесом, рельеф расчленен и закарстован. Здесь изучать тектонику следует структурным бурением на глубине 600-1000 м (на верхний и средний карбон).

В Юрезано-Сылвенской депрессии решающую роль должны сыграть геофизические методы и глубокое бурение, которое будет и поисково- разведочным на нефть и газ.

Как видно, только на территории Башкирии имеется четыре региона, на каждом из них следует применять свою методику, свой комплекс поисковых работ.

Анализ результатов поисков структур и нефтяных месторождений в Башкирии позволяет наметить последовательность применения отдельных методов,

1. Полевая геологическая съемка как основа, на которой строится вся дальнейшая система поисков. Известно, что эта съемка позволяет установить надежность маркирующих горизонтов в открытых разрезах и обнажениях, в случае необходимости вскрыть их на небольшую глубину, и дает более или менее ясную оценку структурных форм и характера тектоники вообще в том или ином геологическом регионе.

2. Грави-, магнито- и радиометрия, а также маятниковая съемка - это комплекс региональных исследований, необходимых для выявления крупных структур первого порядка и геологических регионов, не требует больших затрат.

3. После выявления крупных структур положительного и отрицательного знаков намечаются площадные или профильные исследования методами электрометрии, КМПВ и, где необходимо, площадная, более детальная гравиразведка.

4. Для проверки соответствия структурных планов, выявления коллекторов и нефтеносности пород геологического разреза на крупных структурах проектируется и проводится глубокое структурное бурение системой профилей или одним профилем с редкими скважинами.

5. После того, как будут установлены благоприятные структурные и литолого-фациальные условия для скопления нефти и газа и их признаки в отдельных толщах, намечается наиболее рациональная методика поисков локальных структур для постановки поисково-разведочных работ, экономически наиболее выгодных и эффективных в целевом отношении. К такому рациональному комплексу могут быть отнесены детальные геологическая съемка и площадные исследования методами грави-, электро- и сейсморазведки (КМПВ и МОВ) и структурного бурения. Последний метод применяется, когда ни один геофизический метод не дает нужного результата при поисках структур.

6. На выявленных крупных структурах первого и второго порядка или группе структур, составляющих зону или вал, ставится глубокое структурное бурение для оценки соответствия структурных планов, коллекторских свойств пород, характера нефтеносности и для оценки нефтесодержащих свит, пластов и горизонтов.

7. Только после получения данных о нефтеносности той или иной структурной формы проектируется разведочное бурение для подготовки месторождения к разработке. Бурение на нефть и газ в любом случае ведется системой профилей.

В предлагаемой методике, проверенной на практике, учтены ошибки, которые не следует повторять в других районах.

Изложенная последовательность применения отдельных методов в исследовании тектоники и нефтеносности тех или иных структур или геологических регионов не обязательна, но определенная очередность применения этих методов в зависимости от геологического строения нужна. Следует отметить необходимость постановки глубокого структурно-поискового бурения после региональных геологических и геофизических исследований, а также стратиграфических и палеогеографических исследований для правильного толкования структурно-фациальных особенностей геологического разреза и нефтесодержащих, и нефтеобразующих толщ. В общем комплексе поисков нефти эти вопросы должны занимать ведущее место и стратиграфо-фациальный анализ следует проводить одновременно со структурным анализом.

Трест Башвостокнефтеразведка