НОВЫЕ ДАННЫЕ О СТРОЕНИИ ОЛЕЙНИКОВСКОГО ГАЗОНЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
В.А. Ерофалов
В пределах восточной части вала Карпинского в 1952-1961 гг. выявлены сейсморазведкой и разведаны бурением Промысловская, Межевая, Олейниковская, Тингутинская и Цубукская газонефтеносные площади. Газонефтеносность приурочена к песчаникам нижнего альба, кровля которых залегает в интервале от 760 м (Промысловка) до 1200 м (Тингута, Цубуки). Мощность песчаников 150-170 м. Олейниковская, Межевая и Тингутинская площади по общности их геологического строения объединяются под названием Олейниковского месторождения. Последнее занимает срединное положение в Промысловско-Цубукской тектонической зоне и является наиболее изученным.
На тектонической схеме Астраханского Прикаспия, построенной по геофизическим данным Б.И. Юрченко [1], Олейниковская структура представляла собой пологую брахиантиклиналь. Однако результаты бурения показали, что строение изучаемой площади значительно сложнее. Первые пять скважин, расположенные на расстоянии 5-6 км друг от друга, залежей углеводородов не встретили. И только скв. 5 (шестая по счету) попала в залежь и дала открытый фонтан газа из отложений нижнего альба.
На первом варианте структурной карты, построенной по данным бурения по кровле нижнего альба, Олейниковская площадь была представлена в виде серии брахиантиклиналей (рис. 1). Складки располагались кулисообразно и гипсометрически каждая западная была ниже восточной. Считалось, что вся площадь вала Карпинского осложнена мелкой складчатостью, к которой приурочены скопления углеводородов.
До последнего времени это представление о строении Олейниковской площади брали за основу при выборе методики разведки и разработки месторождений вала Карпинского. Однако выпадение во многих скважинах мощных пачек пород, не связанное с определенным стратиграфическим комплексом и не сопровождающееся литологическим изменением разреза, нельзя объяснить размывом, как это делалось при составлении первого варианта структурной карты. Кроме того, направление мелких складок не соответствует общему простиранию вала. Все это заставило пересмотреть геологические материалы по площади.
При изучении геолого-геофизических разрезов скважин и детальной корреляции каротажных диаграмм выяснилось, что выпадение отдельных пачек и пластов в скв. 21, 38, 3, 1, 23, 5 и т.д. можно объяснить только наличием нарушений типа сбросов.
Нами составлен новый вариант структурной карты по нижнеальбскому подъярусу (рис. 2) с учетом дизъюнктивных нарушений.
Основными дизъюнктивными элементами Олейниковского месторождения являются следующие.
Грабен, проходящий в сводовой части и разделяющий складку на северное и южное крылья (см. рис. 2). Амплитуда опускания грабена по отношению к его бортам по нижнеальбскому горизонту варьирует в пределах 50-200 м (скв. 23, 80, 1, 89, 96, 36 и т. д.). Крылья складки в свою очередь осложнены разрывными нарушениями, образующими отдельные тектонические блоки.
Сбросы южного крыла простираются на юго-восток и падают на северо-восток; на северном крыле такой закономерности не наблюдается. Южное крыло состоит из тектонических блоков, имеющих повышенную северо-восточную часть и опущенную юго-западную. Среднеальбские глины по сбросам экранируют нижнеальбские песчаники, образуя ловушки для нефти и газа (рис. 3).
Рассмотрим характерные примеры экранирования залежей дизъюнктивными нарушениями.
Первая (западная) залежь экранируется поперечным сбросом юго-восточного направления, прослеженным по скв. 87, 79 и 103. Амплитуда нарушения уменьшается от скв. 79 (65 м) к скв. 103 (50 м), что указывает на затухание ого в юго-восточном направлении. Скв. 87 и 79 подсекли сброс в разных стратиграфических горизонтах, что определило угол наклона сбрасывателя около 50°. Водонефтяной контакт залегает на глубине 1067 м.
Вторая залежь находится восточнее в блоке, где скв. 80 подсекла одновременно борт грабена и поперечный сброс, в результате чего в ее разрезе отсутствует пачка в 200-210 м сеноман-туронских отложений. Вывод о пересечении двух сбросов скв. 80 вытекает из геологических построений. Невозможно увязать выпадение из разреза скв. 80 пачки мощностью 200 м с отметками грабена. Увязывается лишь 150-160 м, следовательно, 40-50 м приходится на радиальный сброс, который и экранирует залежь с северо-востока. ГВК в этом блоке расположен на глубине 1015 м.
Третья залежь ограничена на севере бортом грабена (скв. 21) и на северо-востоке поперечным сбросом (скв. 108). Водонефтяной контакт имеет отметку -1000 м.
Следующий продуктивный блок также ограничен сбросом грабена (скв. 38) и радиальным сбросом (скв. 7). ВНК находится на глубине 965 м.
Пятая залежь экранируется грабеном и боковым сбросом (скв. 42 и 26) и имеет отметку ВНК -929 м. В шестом продуктивном блоке в скв. 5 вскрыт сброс грабена, а в скв. 30 радиальный сброс. ГВК лежит на глубине 932 м.
В следующем блоке залежь вскрыта скв. 37, 67, 57 и 29. Причем ни одна скважина не подсекла разрывного нарушения. При проведении экранирующего сброса, ограничивающего эту газовую залежь, исходили из аналогии с другими залежами Олейниковского месторождения. Газоводяной контакт имеет отметку -911 м.
На северном крыле месторождения обнаружена одна газонефтяная залежь. Вскрывшая ее скв. 23 подсекла сброс грабена амплитудой около 100 м. ВНК залегает на глубине 927 м.
Максимальные мощности описанных залежей наблюдаются вблизи сбросов (28- 32 м), постепенно уменьшаясь вниз по падению пласта.
Новый вариант структурной карты подтверждает выводы Н.Ю. Успенской (1960 г) о том, что Промысловско-Цубукская зона располагается на продолжении системы региональных нарушений «Главного надвига» Донбасса и имеет «шовный характер». К изложенному выше следует добавить, что на южном крыле складки из 17 скважин, обнаруживших сбросы, только четыре (скв. 70, 26, 36, 40) не встретили залежи. Остальные 13 скважин под сбрасывателем обнаружили скопления углеводородов. Следовательно, разрывные нарушения являются важным критерием при поисках и разведке залежей углеводородов на исследуемой площади.
Таким образом, залежи рассматриваемого месторождения являются типичными «козырьковыми», экранированными грабеном и оперяющими его сбросами. Такое месторождение должно эксплуатироваться с учетом положения и амплитуды разрывных нарушений, к которым приурочены скопления углеводородов.
ЛИТЕРАТУРА
1. Юрченко Б.И. Южная граница распространения солянокупольной тектоники в Нижнем Поволжье. Геология нефти и газа, 1960, № 9.
2. Масленников Е.А. Тектоническое районирование и перспективы нефтегазоносности северо-западного Прикаспия. Геология нефти и газа, 1958, № 9.
3. Маловицкий Я.П., Судариков Ю.А. О Преддонецком прогибе. ННТ, серия «Геология», № 6, 1959.
4. Козленко С.П., Никонова Н.А. Некоторые геофизические данные о глубинной тектонике в зоне северо-западного ограничения Прикаспийской впадины. ДАН СССР, т. 112, № 6, 1957.
5. Неволин Н.В. Тектоника Прикаспийской впадины. Геология нефти, 1958, № 9.
6. Судариков Ю.А. К вопросу о юго-западной и южной границах распространения соляно-купольной тектоники в Нижнем Поволжье. Геология нефти, 1958, № 9.
7. Xаин В.Е. К проблеме строения Каспийской впадины и структурных связей между Кавказом и Закаспием. Геология нефти, 1958, № 9.
8. Успенская Н.Ю. В сб. «Геологическое строение и нефтегазоносность Северного Предкавказья». Гостоптехиздат, 1960.
Астраханская геофизическая экспедиция
Рис. 1. Схематическая структурная карта Олейниковского месторождения по кровле нижнего альба (геологический отчет Астраханской конторы бурения, 1958 г.).
1 - скважины; 2 - изогипсы по кровле нижнего альба; 3 - залежи углеводородов.
Рис. 2. Схематическая структурная карта Олейниковского месторождения по кровле нижнего альба (сост. В.А. Ерофалов, 1961 г.).
1 - скважины; 2 - изогипсы по кровле нижнего альба; 3-сбросы; 4-залежи углеводородов.
Рис. 3. Схематические геологические профили Олейниковского месторождения (сост. В.А. Ерофалов, 1961 г.).
