Нефтеносность нижнекаменноугольных отложений западной части Оренбургской области
Т.Г. БЕЛОКРЫЛОВА, В.Г. КУЗНЕЦОВ, Н.С. МОЖАЕВ
В Оренбургской области около 62% всей нефти добывается из отложений нижнего карбона. К настоящему времени в них открыто 18 залежей, из которых 10 эксплуатируются. Изучению вопросов нефтеносности этих отложений посвящен ряд исследований. Полученный в последние годы обширный геологический материал позволяет существенно уточнить имеющиеся представления [1, 4] о строении этих отложений и их нефтеносности.
Нефтепроявления отмечаются во всех трех ярусах нижнего отдела каменноугольной системы, однако промышленная нефтеносность приурочена лишь к турнейскому и нижней части визейского яруса, строение и перспективы нефтеносности которых рассматриваются в настоящей статье (см. рисунок).
Турнейские и нижняя часть визейских отложений в пределах западной (платформенной) части Оренбургской области образуют две фациально-тектонические зоны, отличающиеся мощностями, литолого-фациальной характеристикой и условиями нефтеносности.
Первая фациально-тектоническая зона охватывает Большекинельскую флексуру, район Алябьева и территорию, расположенную к северу от них. Турнейские отложения этой зоны имеют мощность 170- 210 м и представлены светлыми органогенно-детритовыми и сгустковыми, реже фарфоровидными микрозернистыми и шламовыми известняками в нижней части с многочисленными сутурно-стилолитовыми швами, в верхней - с колониальными и одиночными кораллами, с редкими и маломощными прослоями зеленовато-серых глин. Визейские отложения начинаются с угленосного горизонта мощностью около 10-15 м, сложенного песчаниками, алевролитами и глинами, пиритизированными, с большим количеством обугленных растительных остатков, с ходами илоедов.
Вторая фациально-тектоническая зона охватывает своими краевыми частями Садкинскую, Пилюгинскую, Краснооктябрьскую, Ивановскую, Покровскую и Бобровскую площади. Форма и размеры этой зоны пока неясны. Турнейские отложения здесь отличаются прежде всего повышенной мощностью (до 500-550 м) и значительным литолого-фациальным разнообразием. Они представлены светло-серыми органогенно-детритусовыми и кристаллическими известняками и кристаллическими доломитами; темно-серыми и кремнисто-глинистыми мелко-шламовыми, спикулевыми, кристаллическими, битуминозными известняками и кристаллическими доломитами; черными и темно-серыми глинами и аргиллитами. При этом наблюдается определенная зональность в распределении различных литологических типов по площади. Светлоокрашенные органогенно-обломочные известняки и кристаллические доломиты, обрамляющие зону по периферии, ближе к центральной части сменяются все более темными, кремнисто-битуминозными и глинистыми карбонатами, а затем и аргиллитами, причем мощность последних в осевой части достигает 200-250 м. Область развития этих пород названа В.М. Познером Камско-Кинельской впадиной [3].
Нижняя часть визейских отложений (радаевские слои и угленосный горизонт) представлена переслаиванием пластов хорошо отсортированных обычно среднезернистых кварцевых песчаников с пачками неотсортированных алевролито-глинистых черных и темно-серых пород с многочисленными растительными остатками, ходами илоедов и пиритом. В этих отложениях выделяются аналоги I, II, III и IV пластов мухановской номенклатуры.
В описанных отложениях выделяются четыре нефтегазоносных комплекса, приуроченных: к заволжским слоям лихвинского надгоризонта; к средней части турне (верхи лихвинского - низы чернышинского надгоризонтов); к верхней части турне и к нижней части визе (радаевский и угленосный горизонты). Все продуктивные пласты приурочены к границам стратиграфических подразделений.
В первом нефтегазоносном комплексе выделяются два продуктивных пласта в основании и кровле заволжских слоев. Основное значение имеет нижний продуктивный пласт, промышленная нефтеносность которого установлена на Ефремо-Зыковской, Шалтинской и Султангуловской площадях.
Нефтеносность верхнего пласта доказана в скв. 6 Ефремо-Зыковской площади, из которой получен промышленный приток нефти. Признаки нефти в этих пластах имеются и на других площадях, расположенных в пределах первой фациально-тектонической зоны.
Литологически продуктивные пласты представлены известняками серыми и зеленовато-серыми, часто фарфоровидными, микрозернистыми, органогенно-детритусовыми, изредка сгустковыми, комковатыми и брекчиевидными, часто трещиноватыми и кавернозными. Пористость и проницаемость коллекторов низкая и составляет соответственно 1-8% и 2-50 мд. Дебиты скважин достигают 29 т/сутки. Такие дебиты указывают на большую роль трещин в перемещении нефти к забою скважин. Нефти этого комплекса сравнительно высокого качества: удельный вес их 0,86- 0,87; содержание серы 1,3% -1,5%; выход светлых фракций до 40-50%.
К настоящему времени наиболее разведана залежь в нижнем пласте на Ефремо-Зыковской площади. Здесь установлена залежь массивного типа, в значительной степени литологически-экранированная в приконтурной зоне вторичным кальцитом.
Нефтегазоносность второго комплекса доказана на Твердиловской площади. В январе 1960 г. в скв. 3 при забое 2826 м из карбонатных пород, подстилающих глинистые отложения, произошел мощный нефтегазовый выброс, ликвидировать который удалось только в августе 1961 г. Стратиграфическое положение продуктивного пласта точно не установлено. В этих же интервалах разреза соседней Ероховской площади были определены: Plectogira cf. inflata Lipina, Pl. sp., Tournauella ex gr. discaidea Dain, Earlandia ex gr. elegans Rauser., Pl. inapinata Schlycоvа, которые ниже по разрезу сменяются примитивным комплексом архесфер и вицинисфер. Смена аналогичных комплексов фораминифер в опорной скв. 18 Пилюгино происходит на границе лихвинского и чернышинского надгоризонтов [2], что позволяет с определенной степенью условности относить продуктивный пласт к границе этих стратиграфических подразделений.
Нефтепроявления связаны с пластами темно-серых и черных яснозернистых доломитов, залегающих среди мелкошламовых, спикулевых, перекристаллизованных битуминозно-глинистых известняков. Пористость доломитов 3-6%, очень редко 19%. Емкость коллектора увеличивается за счет трещиноватости пород. Проницаемость же связана в основном с трещиноватостью.
Следовательно, условия нефтенасыщения и нефтеотдачи обусловлены, по-видимому, наличием в разрезе доломитов, характером их цементации и развитой системой трещин. Нефть этого горизонта высокого качества: удельный вес ее 0,8353; содержание серы 1,21%; светлых фракций 53%; асфальтово-смолистых компонентов 6,31%.
В пределах первой фациально-тектонической зоны верхняя часть чернышинского надгоризонта регионально нефтеносна. Турнейские залежи месторождений Большекинельской флексуры - Красноярского, Заглядинско-Султангуловского и Тарханского, а также Байтуганского - эксплуатируются. Установлена промышленная нефтеносность этих отложений на Ефремо-Зыковской, Кислинской и Самодуровской площадях. Нефтяные залежи массивные, в ряде случаев запечатаны в приконтурной зоне вторичным кальцитом. Литологически эти отложения представлены серыми и светло-серыми известняками с землистым неровным изломом, органогенно-детритусовыми и сгустковыми, местами доломитизированными, пористыми, кавернозными, с частыми одиночными и колониальными кораллами. Пористость колеблется от 2 до 13%, максимальные значения ее 12-13% отмечены только в нескольких скважинах юго-восточной части зоны. Проницаемость изменяется от сотых долей до 100 мд, редко до 200 мд. Дебиты скважин достигают нескольких десятков тонн в сутки. Удельный вес нефти турнейского яруса 0,863-0,897; содержание серы 1,13-2,58%; асфальтово-смолистых компонентов от 30 до 50%; выход светлых фракций до 38-54%.
Промышленная нефтеносность терригенных нижневизейских отложений была установлена впервые для северной части области на Байтуганском месторождении. Позднее была подтверждена промышленная ценность этих осадков на месторождениях Большекинельской дислокации. В последние годы были получены притоки нефти на Могутовском и Покровском поднятиях и выявлены признаки нефти по другим разведочным площадям.
Продуктивные пласты сложены кварцевыми песчаниками обычно мелко- и среднезернистыми. В пределах первой фациально-тектонической зоны песчаники глинистые, плохо отсортированные, часто замещаются глинами. Пространственное распространение их очень прихотливое. Пористость песчаников изменяется в пределах 13-20%, а проницаемость - от 50 до 600 мд, достигая максимальных значений лишь на отдельных участках. Во второй фациально-тектонической зоне, наряду с общим ростом мощностей песчаников, улучшается их отсортированность, более выдержанными становятся отдельные пласты. Это определяет улучшение коллекторских свойств и их большую однородность в разрезе и по площади. Пористость песчаников колеблется в пределах 15-25%, проницаемость 150-1500 мд, достигая в отдельных пластах более 4,5 д.
Для залежей первой фациально-тектонической зоны характерны тяжелые (0,899- 0,904), высокосернистые (2,60-2,80%) нефти с повышенным содержанием асфальтово-смолистых компонентов (43-51,6%) и малым выходом светлых фракций (до 40%). Во второй зоне нефти более легкие (удельный вес 0,802-0,869) и менее сернистые (0,95-1,59%), содержание светлых погонов составляет 50-54%, асфальтово-смолистых компонентов 3,01-25,2%.
Различен, по-видимому, и тип залежей для выделенных двух зон. В первой зоне важное значение имеют литолого-стратиграфические залежи (месторождения Большекинельской флексуры). Образование и сохранение залежей во второй зоне при значительной выдержанности и однородности пластов-коллекторов, вероятно, будет определяться преимущественно структурными условиями.
Анализ закономерностей нефтеносности различных комплексов позволяет дифференцировано подойти к оценке их перспективности на изучаемой территории.
Для заволжских слоев высокие перспективы намечаются в восточной части первой фациально-тектонической зоны, где их промышленная ценность уже доказана. Вместе с тем имеются перспективы обнаружения промышленной нефти и в западной части, где необходимо уделить большое внимание выделению продуктивных пластов, изучению их литологических особенностей, коллекторских свойств и промышленной ценности.
Исключительно интересны карбонатные отложения турнейского яруса центральных районов второй фациально-тектонической зоны, где они представлены в фациях, близких к доманиковым. Полученные результаты по Твердиловской площади позволяют выделить продуктивный пласт на границе лихвинского и чернышинского надгоризонтов. На близко расположенной Долматовской площади Куйбышевской области получен приток высококачественной нефти из отложений того же фациального типа. Обогащенность органическим веществом, вообще, и битуминозными компонентами, в частности, в значительной степени маслянистый характер битумов позволяют в качестве рабочей гипотезы предположить, что сама карбонатная толща могла продуцировать нефть, которая, аккумулируясь в участках улучшенных коллекторских свойств (первичные пористые доломиты, зоны трещиноватости), образует залежи. Относительно небольшие перемещения нефти, отсутствие или слабое влияние подошвенных и краевых вод и, отсюда, запечатанный характер залежей обусловливают, по-видимому, высокие качества нефтей.
Известняки верхней части чернышинского надгоризонта нефтеносны практически по всей территории первой фациально-тектонической зоны. Структурные и гидрогеологические условия нефтяных залежей в значительной степени аналогичны по всем месторождениям этой зоны, сходны также их физико-коллекторские свойства. Вместе с тем анализ имеющихся материалов показывает, что наиболее крупные залежи приурочены к районам, граничащим со второй фациально-тектонической зоной, месторождения Большекинельской флексуры, Ефремо-Зыково, Самодуровка. Поэтому наряду с перспективностью всей территории первой зоны, больший интерес приобретают ее краевые участки, ограничивающие вторую зону с востока и юга.
Нижневизейские терригенные отложения также регионально нефтеносны там, где есть коллекторы для аккумуляции нефти. Именно присутствие коллекторов при наличии благоприятных структурных форм и гидрогеологических условий является, видимо, определяющим фактором образования залежей в этом стратиграфическом комплексе. В связи с этим наибольший интерес представляет территория второй фациально-тектонической зоны, где мощность песчаников максимальная и их коллекторские свойства высокие. Важное значение имеют также пограничные районы выделенных зон, где при сравнительно небольшой мощности песчаников открыты высокопродуктивные залежи (Покровка).
В заключение следует подчеркнуть, что основные перспективы нефтеносности необходимо связывать с территорией второй фациально-тектонической зоны (особенно с ее центральной частью) и ее окружением. Поэтому прослеживание зоны больших мощностей терригенных отложений нижнего карбона имеет первостепенное значение. Исключительно важно также выделение нефтегазовых залежей в карбонатных отложениях, особенно в осевой части второй зоны, и выяснение условий их нефтеносности и нефтеотдачи.
ЛИТЕРАТУРА
1. Кулаков А.И., Можаев Н.С. О нефтеносности терригенного комплекса нижнего карбона на территории Оренбургской области. Геология нефти, 1958, № 5.
2. Липина О.А. Стратиграфия турнейского яруса и пограничных слоев девонской и каменноугольной систем Русской платформы и Западного склона Урала. Тр. ИГН, вып. 12, 1960.
3. Познер В.М., Кирина Т.И., Порфирьев Г.С. Волго-Уральская нефтеносная область. Каменноугольные отложения. Тр. ВНИГРИ, вып. 112, Гостоптехиздат, 1957.
4. Свищев М.Ф. Нефтеносность девонских, каменноугольных и пермских отложений Оренбургской области. Геология нефти, 1958, № 5.
ЦНИЛ треста Оренбургнефтегазразведка
Рисунок Фациально-тектонические зоны нижней части нижнекаменноугольных отложений и распространение нефтяных месторождений.
а - площади, находящиеся в разведке; б - площади, законченные разведкой; в - площади, где разрабатываются залежи в турнейских и нижневизейских отложениях; г - площади с промышленной нефтеносностью турнейских отложений; д - площади с промышленной нефтеносностью визейских отложений; е - площади с установленной нефтеносностью турнейских и визейских отложений; ж - граница фациально-тектонических зон (I и II - фациально-тектонические зоны). Площади: 1 - Байтуганская, 2- Домосейкинская, 3 - Шалтинская, 4 - Аркаевская, 5 - Кислинская, 6 - Красноярская, 7 - Заглядинская, 8 - Султангуловская, 9 - Тарханская, 10 - Ашировская, 11 - Измайловская, 12 - Ефремо-Зыковская, 13 - Самодуровская, 14 - Алябьевская, 15 - Краснооктябрьская, 16 - Никулинская, 17 - Садкинская, 18 - Жуковская, 19 - Ивановская, 20 - Могутовская, 21 - Гремячевская, 22 - Твердиловская, 23 - Ероховская, 24 - Покровская, 25 - Сорочинская, 26 - Бобровская.