К оглавлению
Основные черты геологического строения и нефтеносности
Ленинского месторождения Туркменской ССР
К.К.
Бабенко
Новое
нефтяное месторождение Ленинское (Котур-Тепе) - крупнейшее месторождение в
Туркмении. Выявленные запасы позволяют увеличить темп добычи нефти и обеспечить
досрочное выполнение семилетнего плана развития нефтяной промышленности в
республике. С вводом в разработку Ленинского месторождения возрастет добыча
нефти. За счет этого месторождения уже в 1961 г. было добыто значительно больше
нефти, чем в 1960 г., при небольшом фонде эксплуатационных скважин.
Месторождение
расположено между Челекеном и Небит-Дагом среди песчаных массивов Дарджа-Кум.
Предположения о наличии здесь погребенной структуры были высказаны геологами
еще в конце двадцатых годов. Структуру подтвердили сейсморазведочными работами.
В 1948 г. объединение Туркменнефть на Котур-Тепе начало бурение первой
разведочной скважины, но по техническим причинам вскоре его прекратило. Только в
1956 г. бурение на указанной площади было возобновлено. В этом же году
устанавливается промышленная нефтеносность площади. В 1959 г. вводится в
разработку Центральный, затем в 1960 и 1961 гг. соответственно Западный и
Восточный участки.
Разведочным
бурением освещена площадь нефтеносности. Глубина разведочных скважин доходит до
4000 м. В строении структуры принимают участие плиоценовые и постплиоценовые
отложения. Последние обнажаются в виде пятна слабо дислоцированных пород на
небольшом участке площади, весь остальной разрез, вскрытый скважинами,
представлен красноцветной свитой, акчагыльским, апшеронским, бакинским,
хазарским и частично хвалынским ярусами.
Красноцветная
свита представлена частыми чередованиями глинистых и песчано-алевритовых слоев. Возраст отложений
определен по наличию среднеплиоценовых остракод, сосредоточенных в кровле свиты
и фораминифер, переотложенных из меловых и палеогеновых отложений, характерных
для красноцветной свиты Западно-Туркменской низменности.
Кровля
отложений в скважинах хорошо определяется по появлению характерной ассоциации
остракод [3, 4]: Cyprideis littoralis (Bradу), Jlyocypris
gibba (Rоmdоhr), J. nudula Mnd1st, J. serpulosa Mnd1st., Darvinula mendica
Mnd1st., Limnocythere misera Mndlst и др., а также по
появлению переотложенных фораминифер и изменению литологии разреза, четко
отражаемой на каротажных диаграммах, на которых кривая ПС характеризуется
резкой отрицательной аномалией. Подошва красноцветной свиты еще не вскрыта.
Почти
полное отсутствие фауны в коренном залегании и большая литологическая
изменчивость разреза по площади не позволяют сделать стратиграфическое
подразделение красноцветной свиты. Условно разрез подразделен на более
глинистую нижнюю нерасчлененную на горизонты часть (мощностью 1600 м) и верхнюю
(мощностью до 700 м). В верхней
части разреза выделяется ряд горизонтов (снизу вверх): VI, V, IV, IIIa, III мощностями
от 55 до 170 м. Мощность отдельных песчаных пластов в горизонтах колеблется от
4 до 25 м, мощность глинистых разделов достигает 10 м и более.
Мощность
вскрытой части красноцвета составляет 2270 м, полная мощность по аналогии с
Небит-Дагом и Челекеном, вероятно, будет составлять 2500-2600 м [1].
Отложения
акчагыльского яруса хорошо выделяются на каротажных диаграммах по реперам,
аналогичным реперам соседних площадей.
Возраст
отложений установлен по наличию характерных для акчагыла остракод: Candona
convexa Liv., Liventalina
dagadjikensis (Mark.), Limnocythere
luculenta Liv., Cytherissa
urticulata (Liv.), Leptocythere
bicornis (Liv.), Leptocythere
gubkini (Liv.), Ovulites renata Liv.
и др.
Подошва
акчагыльского яруса определяется как по микрофауне, так и по электрокаротажу;
кровля яруса проводится условно по подошве 2-3-метрового прослоя черных
неизвестковистых глин, расположенного в нижнеапшеронском подъярусе и
характеризующегося резкой положительной аномалией кривой ПС. Верхний акчагыл и нижний апшерон в Западно-Туркменской
низменности очень близки по характеру слагающих их пород и ископаемых остатков.
Апшеронский ярус согласно перекрывает акчагыльский, поэтому эта граница всюду,
в том числе и на Котур-Тепе, проводится условно.
Мощность
акчагыльского яруса возрастает с запада на восток от 50 до 150 м,
соответственно возрастает песчанистость разреза.
В
разрезе апшерона пройдено несколько прослоев черных неизвестковистых глин.
Нижний прослой (в подошве отложений) мощностью 2-3 м является хорошим
маркирующим горизонтом (репер 6, рис. 1) не только в пределах Ленинского
месторождения, но и на смежных площадях. Кровля отложений в скважинах
устанавливается по появлению характерных остракод апшеронского возраста:
Caspiocypris caramella Liv., Candida
Liv., Caspiolla acronasuta (Liv.), Loxoconcha
endocarpa (Ev1.), Leptocythere
camelii (Liv.),
L. alifani Mark., L. jukundis (Mark.) и др. Условно
выделены три подъяруса: нижний, средний и верхний.
Отложения
постплиоценового возраста представлены бакинским, хазарским, хвалынским и
новокаспийским ярусами общей мощностью до 960 м. В ряде пробуренных скважин в
отложениях плиоценового и постплиоценового возрастов пройдена сопочная брекчия.
Последняя, встреченная в различных по возрасту отложениях, указывает на бурную
деятельность древних грязевых вулканов.
По
данным сейсморазведки, брахиантиклинальная складка Котур-Тепе вытянута почти в
широтном направлении, имеет протяженность 32-35 км и ширину 15- 20 км. Складка
осложнена большим количеством дизъюнктивных нарушений с амплитудами
вертикальных смещений до 600 м. Сбросы имеют направление юго-восток-северо-западное.
Южное крыло отделено от свода сбросом, затухающим к западу. В восточной части
южного крыла этот сброс сочленяется с системой сбросов юго-восточного и
северо-западного простирания с амплитудами 300-600 м. Данные сейсморазведки
свидетельствуют о соответствии строения средней и нижней частей красноцветной
свиты тектоническому строению площади по ее кровле.
Сложное
строение складки подтверждается данными глубокого бурения (рис. 1, 2). Складка
асимметрична, северное крыло круче южного. С глубиной увеличиваются углы
падения от 10-28° в кровле красноцветной свиты до 35-43° на глубинах 2500-2700
м. Выделены сбросы широтного и субмеридионального простирания с амплитудами
вертикального смещения от 20-30 до 300 м и более. Сбросами субмеридионального
простирания складка расчленена на отдельные тектонические участки (блоки),
сбросами широтного простирания северное и южное крыло отделены от присводовой
части. Крупные тектонические участки сбросами тех же направлений разбиты на
отдельные поля. Наличие обособленных участков и полей подтверждается не только
резким сокращением разреза в пробуренных скважинах, но и различной нефтегазонасыщенностью одноименных
горизонтов в смежных участках.
На
структурной карте по кровле красноцветной свиты (рис. 2) с запада на
восток выделено пять блоков: I, II, III,
IV, V.
Сводовая
часть складки (блоки II, III, IV) представляет собой грабен, заключенный между
восточной и западной периклиналями. Увеличение мощностей отложений от свода к
крыльям свидетельствует об одновременности процесса осадконакопления с
процессом формирования складки. Накопление красноцветных осадков происходило в
дельтовых условиях. В отдельные периоды процесс погружения прерывался
восходящими движениями, о чем свидетельствуют размывы в разрезе отложений.
Акчагыльский
ярус в обнажениях на структурах Прибалханского района (Челекен, Монжуклы,
Боя-Даг) согласно залегает на красноцветной свите. Условия накопления осадков в
первой половине акчагыльского века изменились, о чем свидетельствует накопление
глинистых отложений в нижней части акчагыла, причем западная часть складки была
менее подвижной, восточная часть складки погружалась более интенсивно,
происходило накопление большого количества терригенного материала и песков II
горизонта. Затем наступает относительное равновесие, которое сохраняется и в
начале апшерона, чем и объясняется отсутствие четкой границы между акчагыльским
и апшеронским ярусами. Этому времени соответствует накопление глинистых толщ
верхнего акчагыла и нижнего апшерона, выдержанной мощности по простиранию.
Наиболее интенсивные движения происходили в верхнеплиоценовое и постплиоценовое
время.
С
середины апшерона структуры испытывали неоднократные движения, которые
приводили к поднятию формирующихся складок выше уровня моря и размывам,
отмеченным в среднем апшероне, между средним и верхним апшероном. С резким
угловым несогласием апшеронские отложения перекрываются осадками
постплиоценового возраста. В постплиоценовое время отложениям бакинского,
хазарского, хвалынского, новокаспийского ярусов предшествовали соответствующие
фазы тектонических движений, которые привели к формированию современного
структурного плана.
Промышленная
газонефтеносность площади установлена в 1956 г. при испытании скв. 3, которая
пробурена в центральной части складки до глубины 2650 м. Основная нефтесодержащая
красноцветная свита была вскрыта на глубине 1734 м и пройдена на 916 м. В этой
части разреза размещен ряд нефтенасыщенных пластов. При испытании горизонта на
глубине 2132 м был получен фонтанный приток нефти с дебитом 125 т/сутки через 8
мм штуцер. Кроме нефтенасыщенных пластов, в красноцветной свите был пройден
песчаный нефтенасыщенный пласт в акчагыльских отложениях. Последующими работами
установлена многопластовость месторождения. Промышленная нефтеносность доказана
для горизонтов в красноцветной свите, в акчагыльском и апшеронском ярусах.
Нефтегазонасыщенность
красноцветной свиты доказана как для нижней нерасчлененной на горизонты части,
так и для верхней.
На
Западном участке (блок I, II) в верхней части
нефтегазонасыщено 190 м разреза (IV, IIIa, III
горизонты) с глубиной залегания свиты от 1460 до 1640 м. Водонефтяной контакт
проходит на глубине 1640-1700 м. Промышленная нефтеносность участка установлена
в 1959 г. В 1960 г. участок введен в разработку.
Горизонты
характеризуются высокой проницаемостью и продуктивностью. Скважины вступают в
эксплуатацию с дебитами 80-150 т/сутки, без воды, через 6 мм штуцера. Газовые
факторы колеблются в пределах 80-115 м3/т. По данным исследований на
приток проницаемость колеблется от 0,4 до 3,1 дарси. В сводовой части III
горизонта установлена газовая шапка. Режим залежей IV, IIIа горизонтов
водонапорный, III горизонта - режим газовой шапки с активным влиянием контурных
вод. Нефтенасыщенность участка горизонтов III-IV ограничена к востоку сбросом
2.
Мощность
нефтенасыщенности
горизонтов во II блоке уменьшается. Если в пределах I блока мощность
нефтенасыщенности составляет 190 м, то на блоке II она не превышает 100 м,
далее к востоку до блока III горизонты III-IV обводнены.
С
глубины 1700 до 3030 м на участке пройден водонасыщенный разрез, а ниже до 4000
м вновь вскрываются нефтенасыщенные пласты в чередовании с глинами и
обводненными песчаными коллекторами. Разрез ниже 3300 м не опробован. При
опробовании пласта на глубине 3289-3295 м (скв. 12) получен фонтанный приток
нефти с дебитом 70 т/сутки через 6 мм штуцер. Горизонты нерасчлененной части
красноцветной свиты не оконтурены.
На
Центральном участке (блок III) красноцветная свита вскрывается на глубинах
1555-1760 м. Разрез освещен бурением до 3100 м. В нижней нерасчлененной части
свиты с глубины 2200 м пройдены нефтенасыщенные песчаные пласты. При
опробовании их в отдельных скважинах были получены притоки нефти с дебитами от
38 до 238 т/сутки через 6-8 мм штуцера. Горизонты не оконтурены. В верхней
части разреза мощностью 500-600 м от кровли свиты нефтенасыщенность установлена
в горизонтах VI, V (с глубиной залегания 1970-2200 м) и в горизонтах IV, IIIа, III. При
опробовании были получены фонтанные притоки нефти от 48 до 111 т/сутки (V
горизонт) и от 17 до 125 т/сутки (VI горизонт) через 6 мм штуцера. Пластовые
давления 260-270 ат,
газовые факторы составляли 60-135 м3/т. Залежи
нефти V, VI горизонтов имеют ограниченные размеры. Наиболее выдержаны по
насыщенности на площади участка III, IIIа, IV
горизонты. Общая мощность нефтенасыщенности их достигает 160 м. Горизонты
объединены в один объект разработки. В сводовой части III горизонта установлена
газовая шапка. Верхние горизонты красноцветной свиты характеризуются высокими
начальными дебитами нефти от 44 до 170 т/сутки через 6 мм штуцера. На северном
крыле участка залежи отделены сбросом от законтурной области. После небольшого
периода эксплуатации упругий режим переходит в режим растворенного газа с
подчиненным влиянием Контурных вод.
Залежи,
расположенные на южном крыле участка, не ограничены сбросом от законтурной
области, коллекторы имеют повышенную проницаемость (0,36-0,56 дарси). Основная
энергия - напор контурных вод. Участок введен в разработку в 1959 г.
Разбуривание залежей III горизонта заканчивается в 1962 г.
На
Восточном участке (блок IV и сводовая часть блока V) III-IV горизонты
обводнены. Нефтегазонасыщенность верхних горизонтов красноцвета установлена
только на северо-восточном крыле (блок V). Здесь красноцветная свита
вскрывается на глубинах 2370-2690 м и пройдена до глубины 3150 м. Мощность
нефтенасыщенности достигает 216 м. Выделены три эксплуатационных объекта IV, IIIа, III.
При опробовании были получены притоки нефти с дебитами от 65
до 130 т/сутки через 6 мм штуцера. Начальные пластовые давления составляют
296-311 ат, газовые
факторы 70-190 м3/т, проницаемость 0,07-0,4 дарси. В сводовой части
залежи III горизонта
установлена газовая шапка. Ниже по разрезу от 2620 до 3150 м в ряде скважин с
глубин 2830-2950 м были вскрыты газонефтенасыщенные пласты. При опробовании
этих горизонтов в некоторых скважинах получены притоки газа с дебитом до 1 млн.
м3/сутки с конденсатом, при давлении на буфере 250 am
и штуцере 16 мм.
Глубина
залегания красноцветной свиты увеличивается с запада на восток, поэтому при
достигнутых глубинах скважин (4000 м на западе и 3150 м на востоке) изменяется
освещенность нефтенасыщенности свиты. На Западном участке она составляет 2270
м, на Центральном 1650 м и на Восточном 800 м. Продуктивные горизонты
нерасчлененной части свиты, вскрытые на Западном участке, еще не пройдены на
Восточном. Горизонты V, VI на Центральном участке нефтегазонасыщены, на
Западном и Восточном участках обводнены. Также обводнены горизонты верхней
части свиты (III-IV) в
пределах IV блока и в сводовой части V блока на восточном участке. Промышленные
притоки нефти и газа из нерасчлененной части свиты на всех выделенных крупных
тектонических элементах складки указывают на необходимость проведения глубокого
разведочного бурения с проектными глубинами скважин 4200-5200 м для вскрытия
всей мощности свиты.
В
отложениях акчагыльского яруса выделен II горизонт. В ряде скважин получены
фонтанные притоки нефти с дебитами до 100 т/сутки. В горизонте от одного до
четырех песчаных прослоев мощностью от 3 до 10 м. Горизонт литологически
изменчив до полного выклинивания на периклинали Западного и частично на южном
крыле Центрального и Восточного участков. В сводовой части как Центрального,
так и Восточного участков установлены газовые шапки. Оконтуривание горизонта не
закончено. В зависимости от местоположения скважин на структуре изменяется глубина
залегания горизонта от 1500 м на Центральном до 2630 м на северном крыло
Восточного участков. В соответствие с глубиной залегания изменяются начальные
пластовые давления от 182 до 301 ат.
Проницаемость изменяется от 0,02 до 0,07 дарси.
В
отложениях апшеронского яруса промышленная нефтегазоносность установлена в
нижнем подъярусе (I горизонт, 1958 г.) и в среднем подъярусе (1а горизонт, 1959
г.). Горизонты литологически изменчивы. На Центральном и Восточном участках
нефтенасыщен I горизонт, на Восточном участке только Iа.
Нефтегазоносность I горизонта прослежена на протяжении 12 км. На Западном
участке (блоки I, II) песчаные
коллекторы отсутствуют. На северном крыле Центрального участка залежь
приурочена к одному песчаному прослою мощностью 4-7 м с глубиной залегания
1500-1630 м. К востоку число нефтенасыщенных прослоев увеличивается и на
Восточном участке достигает четырех. Глубина залегания залежи на северном крыле
восточного участка изменяется от 2120 в повышенной части до 2430 м на
погружении. Увеличивается эффективная мощность нефтенасыщенности от 4-5 м на
Центральном участке до 14-31,5 м на Восточном. При опробовании горизонта были
получены высокодебитные притоки нефти от 25 до 80 т/сутки через 6 мм штуцер.
Пластовые давления (в зависимости от положения скважин) составляют 193-292 ат, проницаемость до
0,05 дарси. На восточной периклинали установлена газовая шапка. Горизонт не
оконтурен. Залежь нефти горизонта 1а вскрывается на глубинах 1400-1590 м.
Приурочена к песчаным коллекторам изменчивой мощности до полного выклинивания.
Мощность песчаных пластов с тонкими прослоями глин достигает 40 м. Общая
мощность горизонта с вмещающими породами составляет 80-140 м. При опробовании
скважин получены фонтанные притоки нефти с дебитами 60-80 т/сутки через 6 мм
штуцера. Газовые факторы колеблются в пределах 50-100 м3/т.
Пластовые давления 170-180 ат,
проницаемость изменяется от 0,05 до 0,11 дарси. Залежь не
оконтурена.
Нефти
вскрытых горизонтов легкие (удельный вес 0,857-0,878), малосернистые
(0,17-0,35%), парафинистые (1,2-11%), малосмолистые (до 12%). Содержание
светлых нефтепродуктов колеблется от 30 до 50%. Газ метановый, содержание
тяжелых углеводородов не превышает 17%. Содержание этана среди тяжелых
преобладает и доходит до 9% об. В газе не содержатся азот, сернистые
соединения, углекислый газ имеется в незначительных количествах. Газ сухой, в
единичных случаях содержание газо-бензина доходит до 70-90 г/м3.
Химическая
характеристика вод, по выделенным эксплуатационным объектам, изучена недостаточно. Отмечается
уменьшение минерализации и содержания кальция и магния с глубиной.
Высокоминерализованные хлоркальциевые воды с минерализацией 1100-6400 мг-экв
получены из верхних горизонтов разреза. В нижних горизонтах красноцветной свиты
(нерасчлененная толща) воды гидрокарбонатно-натриевые с минерализацией 550-750
мг-экв, сульфатные, содержание кальция уменьшается с 200-400 мг-экв и магния с
100-160 мг-экв в верхней части разреза, до 4-20 мг-экв кальция и 2-5 мг-экв
магния в нижней. В водах содержится йод, бром и бор.
Основной
задачей дальнейшего разведочного бурения должны быть поиски новых залежей до
подошвы красноцветной свиты с глубинами скважин 4200-5200 м. Первые скважины
такой глубины целесообразно заложить в наиболее повышенных частях крупных
тектонических участков по оси складки. В зависимости от глубины залегания,
продуктивности и мощности новых нефтенасыщенных частой разреза должен быть
решен вопрос об оконтуривании их самостоятельной сеткой разведочных скважин.
Увеличение мощностей и песчанистости разреза акчагыльских и апшеронских
отложений в восточной части площади дает основание предполагать наличие новых
залежей литологического типа на погружении складки. Оконтуривание уже вскрытых,
но еще не оконтуренных залежей (II, Iа горизонтов) и поиски новых с
глубиной залегания 2500-3000 м целесообразно провести самостоятельной сеткой
разведочных и частично эксплуатационных скважин. Последние рекомендуется бурить
в контуре выявленной залежи с несколько большей глубиной, чем это нужно для
вскрытия нефтенасыщенного горизонта. В случае отсутствия нефтегазоносности в
дополнительно вскрываемом разрезе скважины могут быть введены в эксплуатацию из
вышележащего объекта. Такая методика разведочных работ на структуре Котур-Тепе
позволит в короткие сроки и с меньшими затратами провести оконтуривание
вскрытых залежей и дать оценку нефтегазоносности отложений на погружении
складки.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Бабенко К.К., Маркова Л.П. Стратиграфия и
геологический возраст отложений, подстилающих красноцвет юго-западного
Туркменистана. Изв. АН Туркм. ССР, № 2, 1958.
2.
Геодекян А.А. и др. Изв. АН СССР, 1960.
3.
Маркова Л.П. Расчленение плиоценовых отложений районов
Прибалханской депрессии по микрофауне. Труды ТФ ВНИИ, 1957.
4.
Маркова Л.П., Шварц Л.Я. Изв. АН Туркм. ССР, № 4,
1958.
Объединение
Туркменнефтъ
