Систематическое разноплановое изучение карбонатных пород, содержащих многочисленные залежи УВ, в СССР продолжается более четверти века. Однако большинство исследователей основное внимание уделяют лишь оценке фильтрационно-емкостных параметров карбонатных коллекторов. Работы, главной целью которых является геометризация залежей УВ, единичны, и практически совсем не изучалось взаимоотношение коллекторов и покрышек в сульфатно-карбонатных толщах регионального значения, к которым приурочены многочисленные газовые месторождения. Между тем особенности перехода от коллектора к покрышке в таких толщах при определенных условиях могут служить главным фактором, исключающим промышленное газонакопление. В большинстве же случаев переходные зоны от коллектора к покрышке существенно влияют на морфологию ловушек, что отражается на достоверности оценки содержащихся в них запасов газа.

Интересные результаты получены при изучении строения газовых залежей в неоднородных карбонатных резервуарах [1-3] и др. Однако эти исследователи почти не рассматривали трансформацию геометрической формы залежей в зависимости от типа взаимоотношения коллектора и покрышки.

Горные породы терригенных комплексов, которые по своим фильтрационно-емкостным характеристикам являются переходными между типичными коллекторами и покрышками и залегают в разрезе между ними, выделены в качестве промежуточных комплексов [4]. Присутствие пачек таких пород на ряде месторождений Березовского района Западной Сибири, Бухарской ступени Западного Узбекистана и других территорий обусловило снижение полезной емкости ловушек пропорционально увеличению мощности промежуточных комплексов.

На наш взгляд, еще более значима роль горных пород такого типа в формировании закономерностей размещения и морфологии залежей внутри сульфатно-карбонатных толщ регионального распространения, подобных верхнеюрской в Амударьинской синеклизе. При детальном изучении подсолевых отложений, особенно во внутренних, глубоко погруженных, зонах синеклизы, выяснилось, что в ряде районов (Багаджа, Малай и др.) между породой-покрышкой (галиты, гипсы, нетрещиноватые ангидриты) и породой-коллектором (пористые и трещиновато-пористые известняки) залегают толщи или пласты пород, которые не могут быть отнесены ни к коллекторам, ни к покрышкам. Такие толщи обычно представлены трещиноватыми ангидритами, глинистыми или кристаллическими известняками, отличающимися крайне низкими значениями пористости (до 1-2%). Не обладая достаточной для создания промышленных концентраций газа емкостью, они вследствие трещиноватости проницаемы для газа и не могут служить надежным экраном.

За более чем 25-летний период проведения поисково-разведочного бурения на газ в Амударьинской синеклизе (на территории Западного Узбекистана и Восточной Туркмении) в карбонатных отложениях верхней юры выявлено более 60 месторождений УВ, содержащих свыше 100 газовых (газоконденсатных, нефтегазовых) залежей. Почти все они приурочены к антиклинальным структурам различной формы и размеров. Однако не эти различия определяют формирование разнообразных морфологических особенностей ловушек и контролируемых ими залежей газа.

Присутствие в разрезе карбонатно-эвапоритовой формации верхней юры Амударьинской синеклизы переходных толщ, породы которых названы нами “проницаемыми неколлекторами”, обеспечивает специфику газонакопления в подсолевом карбонатном комплексе, влияет на результативность и эффективность поисково-разведочного бурения. Так как в природном резервуаре подобного типа помимо пористого тела и перекрывающей его непроницаемой породы присутствуют пласты пород, по своим свойствам отличные и от коллекторов, и от покрышек, мы предложили [Амурский Г.И., Соловьев Н.Н., 1975] выделять их как “природные резервуары (или среды газонакопления) трехслойного строения”.

При мощности проницаемого неколлектора, превышающей амплитуду локальной структуры, промышленное газонакопление в подсолевой карбонатной толще невозможно ( рис. 1 ). Подобное явление, на наш взгляд, характерно для структур Караулкую и Байгушли. В их пределах замкнутая структура, образованная подошвой соляно-ангидритовой покрышки, содержит только образования проницаемого неколлектора, представленные проницаемыми, но низкопористыми сульфатно-карбонатными породами. В последних возможно формирование лишь газоводяных скоплений непромышленного значения, что подтверждается и результатами опробования. На обеих структурах при испытании получены притоки пластовой воды с газом (до 10-13 тыс. м³/сут). В связи с этим показательны особенности строения Самантепинского месторождения. Здесь массивная газовая залежь приурочена к толще пород, имеющей трехчленное строение. Коллекторами (По материалам подсчета запасов газа) сверху вниз являются: пачка ангидритов нижней части соляно-ангидритовой толщи (средняя пористость 1%), пластовые известняки (2,66%) и толща массивных известняков (6% ). Все они гидродинамически связаны. Запасы газа (категории C₁) распределены по трем этим толщам следующим образом: в ангидритах - 9440 млн. м³, в пластовых известняках - 7700 млн. м³ и в массивных известняках - 84 234 млн. м³.

Между тем анализ результатов опробования скважин на этом месторождении в свете высказанных выше представлений об особенностях газонакопления в природных резервуарах трехслойного строения позволяет усомниться в правильности вывода о промышленной газонасыщенности ангидритов.

Во-первых, явно завышена средняя на массив пористость ангидритов, обусловленная, главным образом, системой чаще не пересекающихся трещин и развитых по ним пустот выщелачивания. В большинстве образцов керна пустотность такого типа либо вообще не фиксируется, либо ее объем не превышает десятых или даже сотых долей процента. Этот вывод хорошо согласуется и с результатами опробования ангидритовой пачки, по которым количество “сухих” интервалов явно превалирует над “продуктивными”.

Во-вторых, нельзя не отметить, что в большинстве скважин, в том числе во всех расположенных по периферии залежи, т. е. за контуром газоносности в объеме карбонатных пород, подстилающих ангидриты, при опробовании последних не получено притоков не только газа, но и воды. Иначе говоря, распределение притоков газа из ангидритовой пачки зависит от положения опробуемой скважины, относительно поля газоносности в подстилаюших породах.

В-третьих, притоки газа, как правило, незначительные (в скв, 1, 3, 5 соответственно 19, 100, 30 тыс. м³/сут и менее), были получены лишь из интервалов на контакте ангидритов с подстилающими известняками или вблизи него (скв. 3).

Эти данные, на наш взгляд, убедительно доказывают, что при испытании ангидритовой пачки газ мог поступать из подстилающих отложений. В связи с этим становится понятным полное отсутствие притоков газа по периферии залежи, где ангидриты подстилаются водонасыщенными известняками ( рис. 2 ). Следовательно, пачку ангидритов на указанном месторождении можно охарактеризовать как проницаемый неколлектор, который, не обладая достаточной емкостью, не может содержать промышленных концентраций газа, однако, из-за относительно повышенной проницаемости, он не может удерживать и газ. Поскольку замок ловушки определяется положением подошвы солей, ее геометрический объем за счет присутствия в разрезе проницаемого неколлектора сокращается более чем вдвое.

Однако описанная схема является лишь довольно простым частным случаем взаимоотношения и перехода покрышки в коллектор в верхнеюрском природном резервуаре Амударьинской синеклизы. Гораздо чаще зоны такого перехода имеют более сложное строение, при котором особенно показательно взаимное “прорастание” коллекторов и проницаемых неколлекторов. В таких случаях далеко не всегда, особенно при опробовании в больших интервалах, удается установить истинное распределение промышленно газонасыщенных пород. С другой стороны, по-видимому, нередким может быть явление ложной газонасыщенности проницаемых неколлекторов, обусловленное распространением трещин, секущих их, на газосодержащие породы. Часто именно это может быть причиной получения порой даже промышленных притоков газа из промежуточных комплексов. Однако эта чрезвычайно сложная задача требует самостоятельного решения. Поэтому на первом этапе нами была выполнена лишь систематизация видов перехода от коллектора к покрышке, которая положена в основу выделения в верхнеюрской карбонатно-эвапоритовой толще Амударьинской синеклизы следующих классов залежей.

I. Пластовые и массивные залежи плотно прижатые к подошве соляно- ангидритовой покрышки. Геометрия их поверхности контролируется формой подошвы флюидоупора.

II. Пластовые и массивные залежи газа, отделяющиеся от соляно- ангидритового флюидоупора пачкой пород с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, не содержащей промышленных скоплений газа. Геометрия поверхности этих залежей контролируется формой кровли верхнего пласта коллектора.

III. Пластовые и массивные залежи газа со сложной поверхностью перехода коллектор - покрышка. Геометрия залежей зависит от степени неоднородности карбонатного резервуара.

Для первого класса залежей характерен резкий вид перехода коллектор - покрышка, для второго типичен плавный переход, а третий класс объединяет залежи с остальными видами перехода ( рис. 3 ).

Наиболее широко распространены залежи I класса с резким переходом, составляющие 25 % из числа проанализированных, после них - залежи с плавным переходом (23%). Среди остальных чаще встречаются залежи со слоисто-линзовидным видом перехода коллектор - покрышка (20%).

Очевидно, что морфологические особенности залежей газа в карбонатном резервуаре определяют и методику проведения поисково-разведочных работ (размещение и объем поисково-разведочного бурения, последовательность бурения скважин, особенности вскрытия коллектора и т. п.). Поэтому для направленных поисков залежей газа в верхнеюрских карбонатных отложениях Амударьинской синеклизы важное значение имеет установление закономерностей пространственного размещения того или иного класса залежей.

Залежи газа первого класса тяготеют к окраинным участкам Амударьинской синеклизы, где вследствие особенностей осадконакопления отмечается улучшение коллекторских свойств карбонатных отложений, и к участкам развития разрывных нарушений. Наличие в пределах локальных структур нарушений, затрагивающих верхнеюрские карбонатные отложения, создает условия для активного водообмена как между отдельными участками карбонатного разреза, так и между юрским и меловым этажами газоносности. В результате действия как первичных факторов, так и постседиментационных преобразований в этой зоне происходит улучшение коллекторских свойств отложений верхней части карбонатной формации, что создает благоприятные условия для формирования залежей газа непосредственно под региональным эвапоритовым флюидоупором.

Залежи газа второго класса характерны для погруженных участков Амударьинской синеклизы и встречаются также в восточной части Мубарекского и Каганского поднятий. Они, как правило, приурочены к ненарушенным крупноамплитудным антиклинальным складкам.

Залежи газа третьего класса распространены в пределах Чарджоуской ступени, причем здесь четко обособлены участки территории с преимущественной встречаемостью определенного вида перехода от карбонатного коллектора к покрышке. Так, на Кабаклинском и Чарджоуском поднятиях залежи газа в верхнеюрских карбонатах характеризуются слоисто-линзовидным строением зоны перехода. На Денгизкульском поднятии (северо-западная часть) более распространены залежи газа с прерывистым, клиновидным и сложным видами перехода от карбонатного коллектора к соляно-ангидритовому флюидоупору.

Приведенная систематизация залежей газа в сульфатно-карбонатной толще верхней юры Амударьинской синеклизы в зависимости от видов перехода коллектора к флюидоупору в общих чертах удовлетворительно отражает количественное соотношение различных их классов. Вместе с тем необходимо признать, что из-за разной представительности первичного материала достоверность отнесения изученных залежей газа к тому или иному классу неодинакова. Кроме того, некоторые ловушки газа могут обладать и обладают признаками не одного, а нескольких видов трансформации коллектора в покрышку. Поэтому такие, например, залежи как Самантепе, Адамташ, Малай и др. могут быть отнесены к классу смешанных видов перехода.

Таким образом, из изложенного становится очевидным, что специфика взаимоотношения коллекторов и покрышек в сульфатно-карбонатных комплексах требует нового нетрадиционного подхода к изучению содержащихся в них залежей газа. Недооценка описанного геологического явления в условиях все возрастающих глубин бурения и удорожания строительства скважин, несомненно, будет вызывать многочисленные трудности в геометризации залежей газа, а следовательно, и существенные ошибки в подсчете его запасов. Проведенное исследование, по существу, является лишь первой попыткой обсуждения поставленной задачи, и ее позитивное решение, в частности путем установления типа перехода коллекторов в проницаемые неколлекторы, встретит еще много трудностей и неожиданностей.

1. Бабаев А.Г. О геологических моделях месторождений, в контуре которых залежи размещаются в карбонатной формации. - Труды ИГИРНИГМа. Ташкент, 1975, вып. 14, с. 8-60.
2. Габриэлянц Г.А., Карпушин В.З., Пороскун В.И. Методика разведки массивных залежей нефти и газа. - Труды ВНИГНИ. М., 1978, вып. 197, с 1-137.
3. Кушниров В.И., Бегметов Э.Ю., Капалева В.Г. Главные черты неоднородности карбонатной формации по условиям залегания проницаемых пород и геометризация залежей нефти и газа. - Труды ИГИРНИГМа. Ташкент, 1975, вып. 14, с. 139- 162.
4. Филиппов Б.В. Типы природных резервуаров нефти и газа. Л., Недра, 1967.

Рис. 1. Формирование скоплений газа в карбонатных резервуарах трехслойного строения (по Б.В. Филиппову, 1967, в интерпретации авторов) при мощности проницаемого неколлектора m меньше амплитуды локальной структуры А (а) и больше ее (б).

1 - покрышка; 2 - проницаемый неколлектор; 3 - то же, газонасыщенный; 4 - коллектор; 5 - залежь газа; 6 - кровля покрышки; 7 - замок антиклинали, образованный подошвой покрышки (кровлей проницаемого неколлектора); 8 - то же, образованный кровлей коллектора; 9 - ГВК залежи, 10 - условная линия ГВК в проницаемом неколлекторе

Рис. 2. Схема размещения исследуемых объектов и результаты опробования подсолевых отложений на месторождении Самантепе.

1 - объект “сухой”; 2 - дебит газа до 100 тыс. м³/ сут; 3 - то же, более 100 тыс. м³/сут; 4 - залежь газа

Рис. 3. Классы залежей газа по видам перехода от коллектора к флюидоупору (верхнеюрский карбонатный резервуар Амударьинской синеклизы).

1 - флюидоупор; 2 - газонасыщенный коллектор; 3 - проницаемый неколлектор. Месторождения (залежи), характеризующиеся различными видами перехода от коллектора к флюидоупору: а - резким - Адамташ, Ачак, Беурдешик, Караулбазар, Карактай, Мамаджургаты, Наип, Северный Ачак, Стихийное, Шумак, Шурчи, Учкыр, Юлдузкак, Западный Юлдузкак, Янгиказган; б - плавным - Багаджа, Гагаринское, Кирпичли, Киштуван, Карабаир, Казылрабат Малай, Северный Балкуи, Сундукли, Сеталантепе, Узуншор, Шады, Ходжихайрам, Самантепе; в - прерывистым - Гумбулак, Карим, Метеджан, Южный Мубарек, Хаузак, Ташлы; г - проникновения - Гугуртли; д - клиновидным, линзовидным - Алан, Джаркак, Зекры, Зеварды, Северный Мубарек, Памук; е - слоисто-линзовидным - Аккум, Акджар, Алат, Кандым, Кульбешкак, Парсанкуль, Тегермен, Западный Тегермен, Сакар, Западный Киштуван, Ходжи, Ходжиказган; ж - смешанным - Денгизкуль, Даяхатын, Каракум, Култак, Уртабулак, Шуртан.