|
УДК 553.981.6:550.812(470.56) |
Направление и методика проведения геологоразведочных работ с целью открытия и разведки газоконденсатных месторождений в северной бортовой части Прикаспийской впадины
С. П. МАКСИМОВ (ВНИГНИ), И. А. ШПИЛЬМАН (ВУНИПИГаз), Р. Б. БАХТИЯРОВ (Уральскнефтегазразведка), С. И. ШПИЛЬМАН (Оренбурггеология)
Новые данные, полученные в результате бурения скважин и проведения геофизических работ в северной части Прикаспийской впадины, позволяют уточнить геологическую обстановку формирования бортовой зоны впадины, выделить здесь подсолевые тектоно-седиментационные элементы в качестве объектов поиска крупных месторождений газа и определить методику проведения геологоразведочных работ на этой территории.
Актуальность целенаправленных поисков газа не вызывает никаких сомнений, если учесть, что в этом районе действует Оренбургский газохимический комплекс и поддержание в течение длительного времени достигнутого уровня добычи и переработки газа благодаря новым открытиям или дальнейшее расширение этого комплекса при обнаружении здесь месторождений потребует значительно меньше капитальных вложений и времени, чем в других районах страны.
На высокие перспективы газоносности северной бортовой зоны Прикаспийской впадины указывали многие геологи. В свое время ими была выделена зона возможного распространения барьерных рифов, приуроченных к бортовому уступу. Позже они эту зону расширили за счет разновозрастных бортовых уступов, а сокращение мощности некоторых осадочных комплексов и данные геофизики послужили основанием для выделения зон погребенных поднятий, перспективных на открытие месторождений в осложняющих эти поднятия локальных структурах во внутренней зоне впадины.
Выделение перспективных зон и участков не снимало вопроса о подготовке в их пределах локальных структур геофизическими методами, которые в условиях северного борта Прикаспийской впадины оказались недостаточно эффективными. Бурение скважин также не привело к открытию здесь крупных месторождений. За последние 10 лет в северной бортовой зоне было пробурено 198 скважин, проходка по которым составила более 600 тыс. м, а разведано лишь несколько небольших месторождений газа.
В 1972 г. И.А. Шпильман и С.П. Максимов и др. [1, 4] выделили в северной части впадины Яикский свод и взаимосвязанный с ним артинско-среднекаменноугольный рифовый палеоархипелаг, включающий ряд выступов и благоприятных зон, в том числе Троицкий выступ и Линевско-Базыровскую зону, где были открыты Нагумановское и Карачаганакское газоконденсатные месторождения. Позже вопросы нефтегазоносности этого района нашли отражение и в других работах [1].
Новые предложения по выбору направлений и методики работ изложены в данной статье. Они основаны на дальнейшем развитии представлений о тесной связи тектоники и седиментации, в частности о рифовых палеоархипелагах как площадных тектоно-седиментационных элементах. В состав рифового палеоархипелага включаются массивы органогенных известняков, состоящие из сильно измененных и частично снивелированных органогенных тел, наложенных на цоколь более древнего, унаследованно развивающегося площадного тектонического элемента, а также линейные зоны контрастных рифов и отрицательных недокомпенсированных прогибов, протягивающиеся на сотни километров, обрамляющие и пересекающие древние площадные тектонические элементы.
Для обоснования направления работ в северной части Прикаспийской впадины были использованы данные по артинско-среднекаменноугольному осадочному комплексу, достижимому для современной буровой техники (5000-5500 м), с доказанной промышленной газоносностью. Перспективы более глубоких горизонтов здесь не рассматриваются.
Как уже отмечалось, в северной части Прикаспийской впадины выделяют внешнюю бортовую зону, зону бортового уступа и внутреннюю зону впадины.
Подсолевые отложения артинско-среднекаменноугольного возраста внешней бортовой зоны представлены преимущественно карбонатными породами органогенного происхождения, содержащими довольно мощные пласты коллекторов высокого класса. Поверхность подсолевых пород образует здесь пологую, воздымающуюся к северу моноклиналь, смыкающуюся с южным моноклинальным склоном Волго-Уральской антеклизы. Фактически это единый склон с постепенным увеличением крутизны от 15-20 м на 1 км в центральной части Оренбургской области до 27 м на 1 км вблизи бортового уступа. Мощность этого комплекса пород изменяется от 500 до 1100 м, причем минимальные значения ее отмечаются в меридиональной зоне, проходящей через Соль- Илецкий выступ и Оренбургский вал, к западу и востоку от которых она нарастает. Одновременно мощность карбонатных пород артинско-среднекаменноугольного комплекса увеличивается вдоль всего бортового уступа Прикаспийской впадины за счет органогенных построек. Перекрывающие их отложения кунгурского яруса характеризуются во внешней бортовой зоне пластовыми условиями залегания. Лишь иногда здесь отмечаются небольшие вздутия солей кунгура и только над северным и южным крыльями Оренбургского вала образовались вытянутые в широтном направлении соляные купола, имеющие амплитуду более 500 м.
Бортовой уступ выделяется, как отмечалось, четкими органогенными постройками, которые как бы припаяны к массиву переотложенных и измененных органогенных известняков внешней бортовой зоны. Рифы и биогермы бортового уступа содержат промышленные скопления газа. Южнее рифовой полосы бортового уступа поверхность подсолевых пород резко погружается, достигая наклона 400 м на 1 км, причем это сопровождается сокращением мощности артинско-среднекаменноугольного карбонатного комплекса до 200 м. Одновременно увеличивается мощность перекрывающих пород кунгурского яруса, появляются соляные гряды, прорывающие вышележащую пермо-триасовую толщу красноцветов, что находит выражение в протяженных дизъюнктивных смещениях пластов этого возраста.
Внутренняя зона северной части впадины изучена слабо. В течение длительного времени поисковые и разведочные работы были сосредоточены вдоль северного бортового уступа, в зоне распространения небольших газовых месторождений. Одиночные скважины, пробуренные во внутренней зоне северной части впадины до 1979 г. на глубину до 5000 м, не вскрыли карбонатных отложений нижней перми, и лишь в самое последнее время здесь начались более интенсивные буровые и геофизические работы. При этом оказалось, что одиночные скважины, пробуренные до 1979 г., попали в глубокий прогиб подсолевого ложа, южнее которого на Карачаганакской структуре подсолевые карбонатные газоносные породы вскрыты на глубине 3735 м. На вполне доступной глубине (3900 м) вскрыты подсолевые газоносные известняки также и на Нагумановской площади.
Резкое увеличение крутизны поверхности подсолевых отложений южнее бортового уступа, протяженные зоны дизъюнктивных нарушений надсолевых пород и гравитационная ступень вдоль этого уступа, смена гравитационных полей во внутренней зоне впадины и другие факты ранее связывались только с тектоническими процессами погружения и формирования всей Прикаспийской впадины.
В последние годы по целому ряду признаков установлена седиментационная природа борта впадины. Сокращение мощности подсолевого карбонатного комплекса пород, так называемые депрессионные фации комплекса во внутренней бортовой зоне, отсутствие соответствующего погружения по более глубоким напластованиям и фундаменту (рис. 1) рассматриваются при этом как явление недокомпенсации, или некомпенсации, распространяющееся, по мнению ряда геологов, на всю Прикаспийскую впадину. Однако мощные массивы подсолевых органогенных известняков, вскрытые во внутренней зоне северного борта впадины южнее зоны недокомпенсации, огромный массив органогенных карбонатных пород в южной части впадины на Астраханском своде свидетельствуют о том, что зона недокомпенсации не охватывала всю впадину. Поэтому уместно сравнить внутреннюю бортовую зону недокомпенсации Прикаспийской впадины с хорошо изученными Камско-Кинельским и Предуральским прогибами недокомпенсации, имеющими по два борта и протягивающимися более чем на 1000 км при относительно небольшой ширине - от 20 до 70 км, и отличающихся удивительным совпадением долин ряда крупных рек - Белой, Камы, Кинеля с положением этих прогибов. На профильном разрезе через внешнюю бортовую зону (рис. 2) отмечается совпадение наклона поверхности подсолевых пород внешней бортовой зоны с вершиной Карачаганакской структуры. Поэтому можно представить, что в докунгурское время осадконакопление во внешней и внутренней (Карачаганак) зонах впадины происходило в примерно одинаковых условиях. Разделял эти зоны довольно узкий прогиб, где в силу ряда причин отлагались депрессионные породы небольшой мощности. Региональный наклон территории, начавшийся в кунгурское время, создал наблюдаемое теперь положение и прогиба и его бортов. Эти построения подтверждают представления о распространении условий Волго-Уральской антеклизы в докунгурское время и на Прикаспийскую впадину, из чего вытекает, что зона недокомпенсации не распространяется на всю впадину, а проходит в виде неширокого желоба вдоль всего обрамления Волго-Уральской антеклизы так же, как желоба Камско-Кинельской системы прогибов обрамляют Татарский свод.
Южнее бортового уступа проходит северный борт некомпенсированного прогиба, а второй, погруженный борт этого прогиба завуалирован и «просвечивает» пока только на отдельных участках, где он вскрыт скважинами и подтверждается геофизическими исследованиями. Положение прогиба и примыкающего к нему с юга массива известняков кроме Карачаганакской и Нагумановской площадей установлено региональными сейсмическими работами на Линевском, Рожковском и Семиглавомарском пересечениях. Прогиб совпадает со значительными участками долин рек Урал и Илек. Длина его оценивается в 800 км, ширина, по данным упомянутых скважин и геофизическим, а также по сопоставлению с аналогичными прогибами, положению долин рек - в 20-30 км.
Прогиб назван Аксайской системой некомпенсированных прогибов.
В зоне прогиба были пробурены скв. 8 Линевская, П-2 Аксайская, П-8 Ветелкинская и П-19 Чувашинская, из которых П-2 и П-8 вскрыли подсолевые отложения в типично депрессионной фации небольшой мощности. В процессе оконтуривания Карачаганакского месторождения в Аксайском прогибе оказались скв. 3, 5 и П-13, не вскрывшие подсолевых отложений на глубинах в 4800-4900 м.
Аксайский прогиб проходит через поселки Линевку Оренбургской области, Аксай, Чувашкинскую площадь, южнее Ветелкино Уральской области и далее по северу Саратовской области. Характер сочленения Аксайского прогиба с Предуральским неясен. На рис. 3 он протрассирован предположительно севернее Нагума-новского месторождения, что является дискуссионной трактовкой, недостаточно обоснованной. По данным геофизики, здесь трассируется несколько субширотных прогибов, из которых наиболее контрастный- Буранский, обрамляющий с севера Кобландинско-Буранский вал. Не исключено, что основной рукав Аксайской системы пройдет южнее этого вала. Глубина прогиба относительно северного бортового уступа 1500 м, относительно южного борта более 1000 м.
Примыкающий с юга к Аксайской системе прогибов массив известняков, названный Казахстанским мегавалом, выделяется как единый объект для открытия месторождений газа.
Одним из осложнений, очевидно, является Карачаганакский риф. Его нельзя рассматривать как изолированное сооружение, окруженное депрессиями. И на бортах изученных прогибов, и в рифовой полосе северного борта Прикаспийской впадины контрастные рифы, как правило, «припаяны» к массивам органогенных известняков, прошедших более сложный процесс диа- и катагенетических изменений по сравнению с контрастными рифами, погребенными под перекрывающими породами в момент своего расцвета.
Как это было показано еще в 1959 г. [3], при образовании гомоклиналей погруженный борт древнего прогиба превращается в весьма благоприятную для накопления УВ структуру, одно из крыльев которой обращено в сторону древнего прогиба, а противоположное - это наклон поверхности гомоклинали.
Условно, из-за их линейности, такие элементы мы называем валами, хотя они возникли в результате формирования прогиба и последующего регионального наклона территории.
Казахстанский мегавал имеет большие преимущества как зона нефтегазонакопления. Он практически без особых ундуляций протягивается по простиранию гомоклинали и примыкает к желобу глубиной более 1500 м. В то же время северный борт этого же прогиба не имеет такого ограничения. Оба борта Предуральского прогиба имеют региональный подъем на север, и УВ здесь сохранились только в локальных ловушках, а массивы известняков бортов прогиба были только путями миграции. Благоприятное сочетание положения борта древнего прогиба с простиранием моноклинали имеет южный борт Камско-Кинельской впадины в районе Арлана. Благоприятными оказались отдельные участки южного борта Ероховского прогиба.
Таким образом, в северной части Прикаспийской впадины в условиях регионального наклона подсолевых отложений с севера на юг проходит Аксайская система прогибов глубиной более 1000 м, протягивающаяся на сотни километров строго по простиранию этой гомоклинали.
Примыкающий с юга к такому желобу массив известняков предполагаемого Казахстанского мегавала может быть целиком насыщенным УВ.
Источником генерации УВ является подсолевой комплекс всего северного сектора Прикаспийской впадины.
Путями миграции служили и служат пористые карбонатные породы, особенно (в силу резкой неоднородности фильтрационных свойств карбонатных коллекторов) высокопроницаемые каналы в них, по которым устремлялись струи УВ.
Покрышкой были и остаются соль кунгура и глинистые породы перми в межкупольных зонах.
Преградой, «гидравлическим затвором» на путях латеральной миграции по моноклинальному подъему к северу, был глубокий желоб Аксайской системы прогибов, поэтому вдоль него в примыкающих с юга карбонатных породах Казахстанского мегавала могла аккумулироваться основная масса УВ, образовавшихся в недрах северного сектора Прикаспийской впадины и выделившаяся из пластовых вод в свободную фазу при инверсионных (восходящих) движениях в мезозойское и кайнозойское время.
Прилагаемая схематическая структурная карта северного борта Прикаспийской впадины и Казахстанского мегавала по кровле артинского яруса построена по данным скважин и сейсморазведки (рис. 3). Кроме того, были использованы данные о глубине подсолевых отложений во внутренней части впадины, полученные на вспомогательных профилях. При их построении мы исходили из того, что совпадение наклона артинской поверхности во внешней бортовой зоне с положением вершины Карачаганакской структуры (рис. 2) можно распространить вдоль всей бортовой зоны. Поэтому примерный наклон поверхности артинских отложений на каждом из участков внешней бортовой зоны, где она повсеместно вскрыта скважинами, принимался как исходный и линия этого наклона продолжалась во внутреннюю зону впадины. Положение бортового уступа и наклон северного склона Аксайского прогиба также определялись по данным пробуренных скважин. Ширина прогиба принята, как упоминалось, в пределах 20-30 км с учетом данных бурения, геофизики, по сопоставлению с шириной Предуральского прогиба и с учетом положения долин рек Урал, Илек и Деркул.
Протяженность Казахстанского мегавала только в пределах Уральской и Оренбургской областей определена, таким образом, в 450 км. Ширина его достигает 50 км, амплитуда 1500 м (см. рис. 3). Сводовая часть вала установлена на глубине около 4000 м. Судя по пробуренным скважинам в Карачаганаке, а также по сопоставлению с северным бортом, который формировался, как отмечалось, в аналогичных условиях, вся тысячеметровая толща подсолевых артинско-среднекаменноугольных отложений Казахстанского мегавала слагается органогенными карбонатными породами, содержащими мощные пласты-коллекторы.
Линейные прогибы, проходящие по простиранию региональных моноклиналей, неоднократно служили в качестве поискового признака для открытия крупных месторождений при явно неэффективной в прошлом сейсморазведке. Погруженные борта таких прогибов неизменно оказывались продуктивными (рис. 4).
Так было открыто и разведано в 50-х годах Новоелховское месторождение нефти в Татарии, приуроченное к южному погруженному борту Маметьевского прогиба на Мелекесской моноклинали [2].
В Оренбургской области в 60-х годах в качестве единого крупного объекта для проведения геологоразведочных работ был принят южный погруженный борт Елховского прогиба Камско-Кинельской впадины, где был выявлен ряд месторождений, определивших бурное развитие нефтяной промышленности области.
Перед открытием Оренбургского газоконденсатного месторождения шесть региональных сейсмических профилей пересекли его на различных участках, но гигантский по протяженности и амплитуде Оренбургский подсолевый вал, к которому приурочено месторождение, сейсморазведкой не был обнаружен. При разведке Оренбургского месторождения не было данных геофизики по подсолевому валу. Искаженные соляной тектоникой надсолевые горизонты также не давали возможности ориентироваться в отношении подсолевой структуры, поэтому были использованы косвенные сведения структурного бурения и геологических съемок по Павловскому прогибу, вдоль всего 100-км южного борта которого одновременно проводились глубокое бурение и детальная сейсморазведка, позволившие в течение 1,5 лет определить морфологию этого гигантского подсолевого массива [2].
В северной зоне Прикаспийской впадины и в настоящее время, несмотря на применение более совершенной аппаратуры с цифровой записью, методик замеров (ОГТ) и обработки материала на ЭВМ, сейсморазведочные работы недостаточно эффективны. Примером тому служит история открытия и последующих разведочных работ на Карачаганакском месторождении, Кошинско-Чаганском валу, в зоне бортового уступа, где пробурено много непродуктивных скважин.
Следовательно, при ориентировании буровых работ во внутренней зоне северной части Прикаспийской впадины и теперь нельзя целиком полагаться на сейсморазведку, которая довольно часто дает ложные структуры, не подтверждающиеся последующим бурением. Такая же степень вероятности и у других геофизических работ: не улавливаются важнейшие, объективно существующие в природе структурные элементы и приуроченные к ним крупные месторождения. В частности, восемь региональных сейсмических профилей только на отдельных участках отметили подъем подсолевых отложений в зоне Казахстанского мегавала, так же как в свое время на Оренбургском валу. Поэтому для обоснования ведения работ во внутренней зоне северной части Прикаспийской впадины, как и в прошлом, пришлось привлечь данные общегеологического порядка, различного рода сопоставления и вспомогательные построения.
В качестве первоочередного объекта для проведения работ во внутренней зоне северной части Прикаспийской впадины намечается предполагаемый Казахстанский мегавал, поиски и разведку на котором предусматривается провести с учетом опыта ведения работ на бортах древних прогибов, разместив скважины и комплекс геофизических методов вдоль всей этой огромной структуры. Геофизические исследования и бурение намечается вести одновременно.
Начиная с 1983 г. здесь рекомендуется бурение 14 глубоких параметрических скважин и проведение поисковых геофизических работ на участках заложения этих скважин (см. рис. 3). На участках, где имеются данные сейсмо- и гравиразведки о подсолевой структуре, совпадающей с мегавалом, предполагается пробурить по две скважины. Размещаются они на меридиональном профиле через 5 км: одна в своде, вторая на северном крыле. На остальных участках, в предполагаемой сводовой части мегавала, необходимо заложить по одной скважине. Расстояние между парными и одиночными скважинами по простиранию мегавала около 50 км. Между Нагумановским и Бердянским месторождениями намечаются две скважины на расстоянии 10 км.
Задача глубокого бурения и геофизических исследований - определить морфологические и фациальные соотношения Аксайской системы некомпенсированных прогибов и южного борта этой системы в пределах Казахстанского мегавала, определить достижимость для бурения подсолевых отложений на различных его участках и, естественно, открытие месторождений газа и газоконденсата. Проектная глубина скважин - 5000- 5500 м, проектные горизонты - артинский ярус пермской системы и башкирский ярус среднего карбона. Продуктивные горизонты вскрываются до газожидкостных контактов. В скважинах проводится опробование проницаемых пластов в подсолевых отложениях.
Положение последующих скважин определяется в зависимости от результатов бурения предлагаемых параметрических скважин и площадных геофизических работ.
В комплекс геофизических работ рекомендуется включить сейсморазведку МОГТ, детальную гравиметрию и электроразведку, которые следует подкрепить геохимическими и термометрическими исследованиями.
Наиболее вероятный тип залежи - газовый с большим содержанием конденсата. Углеводородная система в продуктивном комплексе, вероятно, будет находиться в квазикритическом состоянии, в условиях АВПД.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Новые данные по геологии и нефтегазоносности Яикского свода/С.П. Максимов, И.Н. Капустин, Л.Г. Кирюхин, С.П. Рогова. - Геология нефти и газа, 1981, № 5, с. 20-27.
2. О направлении дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ в Оренбургской области/И. А. Шпильман, С. П. Максимов, А. А. Воробьев, А. Т. Кротович. - Геология нефти и газа, 1967, № 11, с. 20-25.
3. Шпильман И. А. Некоторые положения разведки погребенных структур. - Геология нефти и газа, 1959, № 1, с. 33-38.
4. Шпильман И. А., Максимов С. П. Геологическое строение Оренбургского газоконденсатного месторождения и перспективы дальнейших геологоразведочных работ в пределах Яикского свода. - Геология нефти и газ, 1972, № 7, с. 1-9.
Поступила 22/IX 1982 г.
Рис. 1. Сейсмические профили через северный борт Прикаспийской впадины по линиям В-В и С-С (см. рис. 3), по данным Уральской геофизической экспедиции
а - отражающие горизонты; б - предполагаемая корреляция; Т - надсолевые отложения. П1 - кровля подсолевых палеозойских отложений; С - кровля окских отложений; П3 - кровля терригенного девона; Ф - фундамент
Рис. 2. Разрез через северный борт Прикаспийской впадины по линии А-А (см. рис. 3).
А - внешняя бортовая зона; Б - бортовой уступ; В - внутренняя зона впадины; а -линия выравнивания подсолевых отложений; б - песчано-глинистые отложения триаса; в - песчано-глинистые и карбонатные отложения пермской системы; г - соль, ангидриты кунгурского яруса; д - карбонатные породы артинско-среднекаменноугольного возраста; е - под солевые отложения Казахстанского мегавала
Рис. 3. Схематическая структурная карта по кровле артинского яруса в пределах северного борта Прикаспийской впадины и Казахстанского мегавала
I - внешняя бортовая зона Прикаспийской впадины, II - бортовой уступ, III - внутренняя зона, а -условные изогипсы по кровле артинских отложений, м; б - месторождения газа, нефти: 1 - Цыгановское, 2 - Ульяновское, 3 - Гремячевское, 4- Западно-Тепловское, 5 - Усовское, 6 - Уральское, 7 - Западно-Егоровское, 8 - Егоровское, 9-Кузнецовское, 10 - Бородинское, 11 - Карачаганакское, 12 - Оренбургское, 13 - Черниговское, 14 - Северо-Копанское, 15 - Копанское, 16 - Бердянское, 17 - Нагумановское; в - перспективные локальные структуры: 1 - Семиглавомарская, 2 - Токаревская, 3 - Южно-Рожковская, 4 - Бурлинская, 5-Привольная, 6 - Линевская, 7 - Базыровская, 5 - Изобильненская, 9 - Соль-Илецкая, 10 - Авангардская, 11 - Казахстанская, 12 - Кабландинская, 13 - Староключевская, 14 - Бурлинская, 15 - Карасайская, 16 - Новоорловская; г - рекомендуемые пара-метрические скважины. Линии разрезов проведены по данным: глубоких скважин (А-А), геофизическим (В-В, С-С)
Рис. 4. Принципиальная схема образования месторождений нефти и газа в погруженных бортах прогибов на региональных моноклиналях.
I - образование прогиба недокомпенсации и последующее его заполнение осадками; II - образование региональной моноклинали, формирование залежи нефти, газа; III - Новоелховское нефтяное месторождение; IV - Бобровское нефтяное месторождение; V - Карачаганакское газоконденсатное месторождение и Казахстанский мегавал. Породы: а- проницаемые, 6 - непроницаемые, направление: в - регионального наклона территории, г – миграции УВ; б -залежь нефти, газа; в - предполагаемые залежи нефти и газа, ж - гомоклиналь, з - прогибы недокомпенсации