|
УДК 553.98:551.8 |
Пути повышения эффективности нефтегазопоисковых работ на нижнепермский карбонатный комплекс северной бортовой зоны Прикаспийской впадины
Л. Г. КИРЮХИН, В. Д. ИЛЬИН, О. С. ОБРЯДЧИКОВ, В. Н. КОПЫТЧЕНКО (ВНИГНИ), Б. Н. ХАХАЕВ, В. А. САВВИН, С. Г. ДАУМОВ, С. М. КАМАЛОВ (Казнефтегазразведка)
Северная бортовая зона Прикаспийской впадины в связи с открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения становится районом концентрации поисково-разведочных работ на нефть и газ в текущей пятилетке и в последующем.
С 1973 по 1977 г. на уральском участке ее выявлены Западно-Тепловское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское, Ульяновское, Цыгановское нефтегазоконденсатные месторождения, получены притоки нефти, газа и конденсата на Тепловской и других площадях. Продуктивными отложениями здесь являются известняки артинского яруса и доломиты филипповского горизонта кунгура. Они составляют верхнюю часть надверейского подсолевого карбонатного комплекса. Региональной покрышкой служат эвапориты кунгура. Залежи массивные, связаны с ловушками рифогенного типа, их длина 5-8 км, ширина 0,6-2 км, этаж нефтегазоносности 150-180 м.
Эффективность поисково-разведочных работ в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины остается невысокой. Это обусловлено сложностью геологического строения, недостаточной информативностью сейсморазведки при картировании рифогенных построек (в результате большое число скважин оказалось за контуром), незначительными запасами выявленных залежей и т. д.
Во внешней части прибортовой зоны надверейский комплекс слагает толща известняков и доломитов мощностью 800-1000 м. Его кровля моноклинально погружается в южном направлении и осложнена отдельными структурными носами. В бортовой зоне надверейский карбонатный комплекс образует уступ, южнее которого более чем 1000-метровая толща светло-серых известняков и доломитов каширско-артинского возраста замещается маломощными (100-150 м) темно-серыми и черными глинисто-карбонатными породами [2,4,5]. Карбонатный уступ пересечен скважинами на Гремячинской, Восточно-Гремячинской и Западно-Тепловской площадях. В западной части рассматриваемого района он прослеживается несколько южнее Садовой, а в восточной - между Цыгановской и Северо-Цыгановской площадями (рис. 1).
На Чинаревско-Ташлинско-Иртекском участке бортовой зоны единый надверейский уступ делится на два: средне-верхнекаменноугольный предполагается севернее чинаревских скважин и скв. 110 Иртекской, и нижнепермский - от Вербовско- Смолинской группы структур, южнее Бородиновской и Кинделинской площадей и между скв. 112 и 102 Иртекского профиля. Отсутствие в надверейской части разреза скв. П-2 Аксайской средне-верхнекаменноугольных пород свидетельствует о смещении одноименного уступа в северном направлении. К относительно глубоководным отложениям средне-верхнекаменноугольного возраста могут быть отнесены темно-серые известняки и черные слоистые мергели, серые аргиллиты и коричневато-серые доломиты, пройденные скв. П-2 Чинаревской в интервале 3619-3655 м между фаунистически охарактеризованными ассельскими и верейскими отложениями.
Основные перспективы нижнепермского разреза связываются с рифовыми постройками артинского возраста, расположенными на гребне надверейского карбонатного уступа. Повышение эффективности поисково-разведочных работ здесь может быть достигнуто совершенствованием качества прогноза рифогенных ловушек и оптимизацией процесса разведки связанных с ними залежей.
Анализ данных бурения и сейсмических материалов МОГТ позволяет разработать некоторые методические приемы опознавания рифовых ловушек. Их выявление предполагается начать с прослеживания Токаревского сброса в надсолевых отложениях, который на сейсмических временных разрезах МОГТ выделяется как зона контакта субгоризонтально залегающих пород северного и выпукло изогнутых пластов опущенного южного крыла (рис. 2).
Точка пересечения сброса отражающим сейсмическим горизонтом П1 принадлежит, как это подтверждается на разбуренных участках, гребню надверейского уступа. Последний в плане представляет синусоидальную линию, изгибам которой в сторону впадины отвечают установленные бурением Гремячинский, Восточно-Гремячинский и Западно-Тепловский рифовые массивы. Можно считать, что и другим изгибам гребня уступа в глубь впадины соответствуют рифовые постройки.
Границы предполагаемых рифовых массивов определяются по сейсмическим клиньям - появлению дифрагированных волн. С рифами связаны также зоны ухудшения качества сейсмической записи, обусловленного угасанием энергии сейсмических волн.
Учитывая сложные сейсмогеологические условия северной бортовой зоны, характеризующиеся резкой скоростной неоднородностью среды, и возникающие в этой связи трудности преобразования временных разрезов в глубинные, на участках предполагаемых рифов первые поисковые скважины следует закладывать непосредственно по материалам времнных разрезов МОГТ.
Этот прием заложения скважин при отсутствии соответствующих структурных построений доказал свою эффективность на Гремячинской и Восточно-Гремячинской ловушках и особенно при поисках и разведке залежей в рифовых массивах Западного Узбекистана [1].
На этапе поискового бурения также можно предложить ряд приемов, позволяющих контролировать положение бурящихся скважин относительно вершин рифовых массивов. Так, рапопроявление в скважине при проходке соленосных отложений указывает на неоптимальное (за контуром рифа) положение скважины. Мощность филипповского горизонта, перекрывающего артинские рифовые массивы и частично компенсирующего предкунгурский рельеф, позволяет корректировать местоположение поисковых скважин. Минимальные мощности (16-50 м) приурочены к сводам рифовых массивов и участкам их крутых южных склонов. В межрифовых зонах мощность филипповского горизонта увеличивается до 150-250 м.
Положение скважины относительно вершины рифового массива контролируется сопоставлением глубин кровли артинских отложений и первого подсолевого сейсмического отражающего горизонта В полосе развития рифов на меньших глубинах располагается кровля артинских отложений, за пределами рифов - горизонт П1 (рис. 3). Сопоставляя в пределах борта величины расхождения глубин их залегания, можно уточнить плановое расположение рифовых ловушек.
Изложенные признаки распознавания рифовых массивов позволяют в пределах уральской части северной бортовой зоны Прикаспийской впадины наметить около 15 возможных рифогенных ловушек. На тех из них, которые выделяются наиболее уверенно (Тепловской I, Тепловской II, Тепловской III, Новоцыгановской), рекомендуется заложить поисковые скважины, на остальных (Западно-Ульяновской, Новосадовой и др.) предлагается провести дополнительные целенаправленные работы МОГТ.
Касаясь направлений поисково-разведочных работ в бортовой зоне, необходимо отметить, что на Ульяновской площади в скв. П-47 из кровли артинских подсолевых отложений был получен приток нефти (48 т/сут) и газа (59 тыс. м3/сут). Залежь располагается на 80 м ниже ВНК Западно-Тепловской-Гремячинской группы месторождений. Это говорит о возможном увеличении этажа нефтегазоносности подсолевых нижнепермских отложений на рассматриваемом участке северной бортовой зоны.
Перспективными нижнепермскими объектами кроме рифогенных ловушек зоны бортового уступа являются отдельные рифогенные массивы, располагающиеся южнее бортового уступа, а также структурные ловушки значительной амплитуды (не менее 100 м).
В 2-3 км севернее бортового уступа в районе Токаревского сброса на временных разрезах МОГТ выделяются аномалии, интерпретируемые как подсолевые поднятия. Анализ геолого-геофизических материалов показал, что эти аномалии связаны с увеличением интервальной скорости прохождения волн в зоне Токаревского сброса, где наблюдается резкое изменение состава и мощности солевых и надсолевых пород. В надсолевых отложениях опущенного блока Токаревского сброса появляются высокоскоростные пласты, погружение поверхности соли на самом деле происходит более полого, чем предполагалось, а мощность ангидритов низов кунгура значительно больше. Перечисленные особенности строения и обусловливают возникновение ложных антиклиналей на локальных участках с высокоскоростным разрезом.
Бурение на Северо-Гремячинской (скв. Г-1 и Г-II) и на Северо-Тепловской (скв. 31) антиклиналях доказало отсутствие подсолевых локальных поднятий. Подобные ложные антиклинали необходимо исключить из фонда подготовленных к глубокому бурению структур.
Определенные перспективы нефтегазоносности связаны с поисками залежей нефти и газа в нижнепермских отложениях во внешней части прибортовой зоны. Здесь по материалам МОГТ выделены участки возможного распространения биогермных массивов (см. рис. 1). На Остафьевской площади на одном из таких массивов проводилось поисковое бурение. В разрезе нижней перми было установлено наличие биогермных известняков и малоамплитудной (около 20 м) ловушки. После завершения обработки сейсмических материалов в случае выявления высокоамплитудных ловушек (не менее 100 м) рекомендуется ввести их в поисковое бурение. Результаты этих работ позволят окончательно решить вопрос о перспективах нефтегазоносности указанной территории.
Повышение эффективности поисково-разведочных работ в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины может быть достигнуто также включением в обязательный комплекс скважинной сейсморазведки МОГТ и сгущением сети сейсмопрофилей на предполагаемых рифовых ловушках. Учитывая незначительные размеры последних, при проведении сейсмических работ целесообразно увеличить горизонтальный масштаб временных разрезов не менее чем в 2 раза.
Поиски и разведку залежей в узких рифовых массивах при их сравнительно большой амплитуде экономически выгодно вести наклонно-направленным кустовым бурением. Эффективность такого способа доказана на примере Гремячинской площади, где из ствола скв. 9, оказавшейся за пределами рифового массива, был забурен наклонно-направленный на север ствол, который вскрыл продуктивные рифогенные породы артинского яруса (рис. 4).
Небольшие глубины залегания (до 3000 м) залежей, связанных с рифовыми нижнепермскими ловушками, и более простые, по сравнению с другими районами Прикаспийской впадины, условия проводки скважин (отсутствие зон АВПД) позволяют считать это направление поисково-разведочных работ рентабельным при широком применении наклонно-направленного кустового бурения ограниченного числа скважин (не более четырех - пяти на каждую рифогенную ловушку).
Перспективы нефтегазоносности нижнепермских отложений северной бортовой зоны должны быть реализованы в основном в текущей и в первые годы одиннадцатой пятилетки. Они связываются с разведкой каменноугольных и девонских пород (глубины их залегания на Уральском участке бортовой зоны от 4 до 5,3 км). В настоящее время задачей проводимых на эти горизонты региональных и поисковых геофизических работ в комплексе с единичными глубокими скважинами является выделение и подготовка объектов под поисково-разведочное бурение.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геология и нефтегазоносность рифовых комплексов Средней Азии/В.Д. Ильин, Ю.В. Каиш, Н.X. Алимухамедов и др. Обзор. Сер. Геол. методы поисков и разв. м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1974, с. 50.
2. Грачевский М.М. О возможных рифах пермского возраста в прибортовой части Северного Прикаспия. - Нов. нефт. и газ. техн. Сер. геол., 1961, № 11, с. 16-18.
3. Копытченко В.Н. Геология и методика поисков залежей нефти и газа в подсолевых рифогенных структурах северной бортовой зоны Прикаспийской впадины. - Нефтегаз, геол. и геофиз., 1977, № 11, с. 9-13.
4. Направление и методика нефтегазопоисковых работ в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины/А.А. Альжанов, Б.М. Гейман, А.А. Голов и др.- Геология нефти и газа, 1976, № 1, с. 1-11.
5. Особенности строения и развития подсолевого комплекса Прикаспийской впадины/ Л. Г. Кирюхин, И.Н. Капустин, В.Н. Копытченко и др.- Труды ВНИГНИ, М., вып. 208, 1978, с. 5-40.
Поступила 1/XI 1978 г.
Рис. 1. Структурная карта по сейсмическому отражающему горизонту П1 (поверхность подсолевых отложений) северной бортовой зоны Прикаспийской впадины.
а - изогипсы отражающего горизонта П1 м; б - бортовой уступ; в - рифовые массивы: 1 - Западно-Каменский, 2 - Восточно-Каменский, 3 - Новосадовый, 4 - Новоцыгановский, 5 - Западно-Ульяновский, 6,7 - Ульяновский I и II, 8 - Западно-Гремячинский, 9 - Тепловский I, 10 - Тепловский II, 11 - Тепловский III; г - нефтегазоконденсатные месторождения: Ц - Цыгановское, У - Ульяновское, Г - Гремячинское, ВГ - Восточно-Гремячинское, ЗТ -Западно-Тепловское; д - биогермы зоны карбонатного шельфа; е - северная граница зоны потери корреляции по МОВ, связанная с Токаревским региональным сбросом; ж - границы съемок разных лет, не увязанные друг с другом; скважины: з - параметрические, и - глубокие (и1 - пробуренные, и2 - предлагаемые)
Рис. 2. Сейсмический профиль - временной разрез (А) и сейсмогеологический профиль (Б).
Границы: а - сейсмические отражающие, б - геологические; сбросы: в - по надсолевым отложениям, г -в соленосной толще; д - филипповский горизонт (ангидриты с прослоями доломитов); е - рифовый массив
Рис. 3. Геологический разрез Западно-Тепловского нефтегазоконденсатного месторождения.
а - соль; б - известняк; в - известняк рифогенный; г - доломит; д - ангидрит; е - органогенно-обломочный известняк; границы: ж - фациального замещения пород, з - сейсмическая; и - газоконденсатная залежь
Рис. 4. Структурная карта Восточно-Гремячинского месторождения.
а - устье скважины; 6 - забой скважины; в - отметка кровли артинских отложений, м; г - изогипсы по кровле артинских отложений, м
