|
УДК 553.982.23.051/.055:550.812(575.12/. 13) |
Перспективы поисков залежей нефти и газа неантиклинального типа в отложениях палеогена Ферганской впадины
Д. С. ОРУДЖЕВА, Л. И. МОРОЗОВ (ИГиРГИ)
В настоящее время во многих нефтегазоносных бассейнах постепенно перестает наращиваться фонд локальных поднятий. Поэтому все более актуальным становится выявление залежей УВ, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа. По нашему мнению, большой интерес в этом отношении представляют палеогеновые отложения Ферганской впадины и в первую очередь ее южная бортовая часть.
Известно, что поиски и разведка экранированных и (или) ограниченных скоплений нефти и газа при отсутствии антиклинальных складок (литологических, стратиграфических, тектонически экранированных, комбинированных и др.) связаны с более трудными и в значительной степени условными объектами исследований, чем локальные поднятия даже сложного геологического строения. Поэтому выявление неантиклинальных ловушек требует применения определенного комплекса геолого-геофизических работ и выработки специальной методики поисков залежей подобного типа. Кроме того, при поисках и разведке скоплений УВ, связанных с неантиклинальными ловушками, возникает необходимость анализа особенностей изменения емкостных свойств коллекторов, использования гидрогеологических и других геологических факторов, что для обнаружения этих залежей может иметь решающее значение. При этом следует подчеркнуть, что при поисках неантиклинальных ловушек выявление локальных участков изменения пористости и проницаемости пород, а также анализ влияния гидрогеологического фактора (в данном случае) представляют значительные трудности [2, 3, 8].
Особенности геологического строения, изменения литолого-фациальных и коллекторских свойств, условия залегания нефти и газа и гидрогеологическая характеристика палеогеновых отложений Ферганской впадины позволяют сделать вывод о перспективности поисков в этой части разреза осадочного чехла залежей УВ, приуроченных к ловушкам неантиклинального типа. Многими исследователями здесь установлены зоны развития элизионной и инфильтрационной гидродинамических систем. Следовательно, в период развития элизионного этапа палеогенового гидрогеологического комплекса УВ и рассолы хлоркальциевого типа мигрировали по восстанию пластов и были экранированы и (или) ограничены гидродинамическим барьером, создаваемым встречным нисходящим движением пресных и слабосолоноватых инфильтрационных вод. При этом ухудшалась миграционная способность нефти, а в зоне ее контакта с инфильтрационными водами всегда образовывался слой более тяжелой и вязкой нефти, что связано с воздействием на нее таких компонентов воды, как кислород, сульфаты и микроорганизмы.
При внедрении инфильтрационных вод в терригенные коллекторы возможно ухудшение их емкостных свойств вследствие разбухания глинистых частиц песчаников, что характерно для случая, когда глинистые компоненты представлены монтмориллонитовой группой. В настоящее время подобное явление доказано во многих нефтегазоносных бассейнах мира многочисленными результатами закачек поверхностных вод при законтурном заводнении в продуктивные пласты при разработке месторождений нефти [1, 3, 8]. Таким образом, в данном случае латеральная миграция УВ по восстанию пластов может быть ограничена инфильтрационным гидродинамическим барьером в комплексе с ухудшением пористости и проницаемости коллекторов. Изменение емкостных свойств регионально продуктивных горизонтов палеогена Ферганской впадины в результате внедрения инфильтрационных вод происходило на обширных территориях. Отмечается даже смещение литологического экрана в терригенных отложениях в результате проникновения в них поверхностных вод [7].
Экранирование УВ инфильтрационными гидродинамическими барьерами в палеогеновых породах в зонах контакта элизионных и инфильтрационных вод способствовало аккумуляции залежей УВ в ловушках, созданных комплексом различных факторов. Месторождения нефти, образованные в результате существенного влияния инфильтрационных гидродинамических барьеров в породах палеогена Ферганской впадины, выявлены к настоящему времени на площадях Майли-Сай, Чангырташ, Южный Аламышик, Палванташ, Хаджиабад-Шарихан, Чонгара-Гальча, Сельрохо и Карагачи [2, 4, 6]. По мнению большинства исследователей Ферганской впадины, указанные скопления УВ формировались в неогеновое время. Проведенные гидрогеологические исследования не противоречат этому. Они свидетельствуют о том, что активное взаимодействие элизионной и инфильтрационной гидродинамических систем происходило в этот же период геологической истории региона [5, 6, 7].
Залежи УВ, в формировании которых в комплексе с другими факторами важное значение имело внедрение пресных и слабосолоноватых инфильтрационных вод, в рассматриваемом районе можно разделить на три группы (рис. 1-3).
К первой из них относятся гидравлически экранированные залежи нефти на площадях Южный Аламышик, Палванташ и Шарихан, приуроченные к моноклинально залегающим пластам III продуктивного горизонта [2]. Скопления нефти экранируются сверху слабосолоноватыми инфильтрационными водами, поступающими из вышележащих на поверхности несогласия молассовых толщ бактрийского возраста [2]. Они названы нами пластовые гидравлически экранированные инфильтрационными водами и ограниченные элизионными.
Ко второй группе следует отнести залежи нефти, экранированные сочетанием инфильтрационных гидродинамических барьеров с участками пластов, утративших коллекторские свойства. Подобные скопления УВ обнаружены на северном крыле антиклинальной складки на площади Карагачи и на участке Чонгара-Гальча, где нефтяные залежи расположены в пределах антиклинали, моноклинали и синклинали [6, 7]. Этот тип залежей назван нами пластовые литологически и гидродинамически экранированные инфильтрационными водами и ограниченные элизионными.
Третья группа включает месторождения нефти, запечатанные инфильтрационными гидродинамическими барьерами и битумами, образованными в зонах контакта элизионных и инфильтрационных вод. Подобные скопления УВ, приуроченные к моноклиналям, осложненным структурными носами, открыты на площадях Сельрохо и Чангырташ. На первой из них структурный нос более выражен и в экранировании нефти основное значение имеют битумы. На месторождении Чангарташ основной фактор экранирования УВ - инфильтрационный гидродинамический барьер. Эта группа залежей названа нами пластовые запечатанные инфильтрационными водами и битумами и ограниченные элизионными водами.
Гидрогеологическая карта и профили достаточно четко показывают, что приуроченная к моноклинально залегающему III продуктивному горизонту сумсарского яруса залежь нефти по восстанию пласта в зоне верхнего ВНК контактирует с пресными и слабосолоноватыми инфильтрационными водами. Последние относятся к сульфатно-натриевому и гидрокарбонатно-натриевому типам (см. рис. 2, 3). Со стороны нижнего ВНК распространены элизионные воды с минерализацией до 140 г/л, относящиеся к хлоркальциевому типу. Нефть находится на глубине 300-770 м, плотность ее 0,853-0,893 г/см3.
На основании изложенного становится очевидным, что существенным резервом для поисков залежей нефти и газа в палеогеновых отложениях Ферганской впадины являются территории, где имеется контакт рассолов элизионного генезиса и пресных и слабосолоноватых инфильтрационных вод. Наличие скоплений нефти, запечатанных инфильтрационными гидродинамическими барьерами, весьма характерно как для данного района, так и для многих нефтегазоносных бассейнов в СССР и за рубежом. Из опыта поисково-разведочных работ можно привести примеры и других типов залежей УВ в палеогеновых отложениях Ферганской впадины с ухудшенными емкостными свойствами коллекторов, гидродинамически экранированных и ограниченных инфильтрационными и элизионными водами, а также запечатанных битумами. Предполагаемые типы залежей представлены на рис. 1. Это пластовые гидродинамически экранированные элизионными водами и литологически и (или) гидродинамически ограниченные инфильтрационными водами; пластовые экранированные элизионными водами и запечатанные битумами и (или) инфильтрационными водами; пластовые гидродинамически экранированные и (или) ограниченные инфильтрационными и элизионными водами с элементами тектонического экранирования. Известно, что скопления УВ, образованные в синклиналях в результате действия гидродинамического и гидрохимического факторов инфильтрационных вод и изменения емкостных свойств коллекторов, обнаружены в бассейнах Денвер и Сан-Хуан региона Скалистых гор США. Сюда же входят крупные газовые залежи в меловых отложениях площадей Воттерберг и Бланко-Месаверде [3]. Следует иметь в виду, что зоны контактов инфильтрационных вод, относящихся к сульфатнонатриевому и гидрокарбонатно-натриевому типам, с нефтяными залежами и рассолами хлоркальциевого типа могут быть нечеткими и достаточно расплывчатыми по площади. Это надо учитывать при поисково-разведочных работах. Вполне возможно наличие водонефтяных зон между залежью нефти и частью пласта со слабосолоноватой водой, что отмечается в V продуктивном горизонте площади Чангырташ, а также вокруг указанных выше газовых залежей США.
ИГиГРИ уже даны рекомендации для поисков гидродинамически запечатанных залежей нефти в киргизской части Ферганской впадины. Нами обосновано проведение комплекса опытно-методических работ на месторождении Чангырташ. Выбор данной площади обусловлен тем, что из всех залежей нефти в палеогеновом разрезе Ферганской впадины, формирование которых связано с гидродинамическими барьерами, она наиболее изучена. Ее геологическое строение, незначительные глубины залегания III и V продуктивных палеогеновых горизонтов позволяют наиболее эффективно применять здесь необходимый комплекс геолого-геофизических работ. В частности, по каротажным диаграммам скважин месторождения Чангарташ удалось выделить три зоны, отличающиеся средними значениями удельного электрического сопротивления (rк) продуктивных пластов. Первая (rк>300 Ом-м) характерна для продуктивных пластов с пресными и слабосолоноватыми инфильтрационными водами; вторая (rк~100-150 Ом-м) установлена на площади залегания нефти и отвечает участкам смешения пресных вод и рассолов элизионного генезиса; наконец, третья - с минимальными значениями rк (до 50 Ом-м) типична для площадей развития в продуктивных пластах палеогена рассолов (более 100 г/л) элизионного происхождения. Эти данные подтверждают эффективность электроразведочных работ при поисках зон гидродинамических барьеров в породах палеогена исследуемого района.
Основой для отработки методики поисков рассматриваемых залежей является палеогеологическая карта со снятием неогеновых отложений, совмещенная со структурной картой и картой мощностей пород палеогена. В пределах южного борта впадины проводится геохимическая и геотермическая съемки. Затем та же территория покрывается серией электроразведочных региональных профилей на расстоянии 5-7 км, которые сгущаются в наиболее перспективных частях на расстоянии 1,5-3 км. Последние определяют в результате систематизации и обобщения материалов промысловой геофизики, анализа керна, нефти и вод по ранее пробуренным скважинам в пределах южного борта Ферганской впадины. Из старых крелиусных скважин следует отбирать пробы пластовых вод и образцы керна с целью контроля за распространением контакта элизионных и инфильтрационных вод.
Параллельно с отработкой региональных профилей электроразведки проводятся детальные геохимическая и геотермическая съемки, которые уже показали наличие соответствующих аномалий на некоторых локальных участках, где выявлены скопления УВ в палеогеновых отложениях. Поэтому на них может основываться предварительный выбор объектов для проведения электроразведочных работ и структурно-поискового бурения. Эффективность результатов этих съемок должна повыситься при комплексном их использовании с данными электроразведочных и буровых работ. На основании проведенных исследований выделяются земли разной степени перспективности на искомый тип ловушек и, начиная с первоочередных земель, сгущают сеть электроразведочных профилей и бурят необходимое число скважин. После обнаружения зон контактов элизионных и инфильтрационных вод бурят поисковые, а также структурно-поисковые скважины по простиранию южного моноклинального склона впадины на расстоянии 0,5-1 км друг от друга.
Для отработки методики комплексных геолого-геофизических поисков залежей УВ, запечатанных в зоне контакта элизионных и инфильтрационных вод, в качестве полигона следует использовать месторождение Чангырташ в Киргизской ССР, которое детально изучено и наиболее типично из подобных скоплений УВ в палеогеновых отложениях Ферганской впадины. Однако наличие коммуникаций и значительного числа скважин в пределах разрабатываемого месторождения может служить помехой при проведении электроразведочных работ. Поэтому в качестве эталонных участков предлагаются еще две площади: Майли-Сай, где пробурено около 100 скважин, и Таш-Кумыр, где пробурено только 2 скважины. На них планируется вначале провести геохимическую и геотермическую съемки, а затем электроразведочные работы.
Таким образом, для выполнения комплекса опытно-методических исследований с целью поисков гидродинамически экранированных (запечатанных) залежей нефти в пределах Юго- Восточной и Северо-Восточной Ферганы предлагаются три эталонных участка: Чангырташ, Майли-Сай и Таш-Кумыр, в разной степени изученных.
Следует отметить, что в Ферганской впадине в послевоенные годы накоплен значительный опыт выявления зон развития пресных вод в палеоген-неогеновой части разреза осадочного чехла методом вертикального электрического зондирования (ВЭЗ). Эти работы проводились для решения проблем водоснабжения и мелиорации гидрогеологическими партиями Министерства сельского хозяйства СССР и других специализированных организаций. Их опыт по преодолению трудностей, связанных с неоднородностью покрывающих палеогеновые отложения толщ, будет использован при электроразведочных работах, направленных на поиск зон контактов распространения рассолов и пресных вод.
За рубежом с этой же целью широко осуществляются электроразведочные работы методом ВЭЗ. Положительные результаты получены в нефтегазоносных бассейнах Скалистых гор США, на Африканском континенте [8] и в других районах.
В результате проведенного комплекса геохимических, геотермических и электроразведочных работ с использованием данных бурения необходимо построить карты удельного сопротивления пород, геохимических и геотермических аномалий. Кроме того, предполагается отработать методику определения зон инфильтрационных гидродинамических барьеров для нефти и газа в условиях моноклинального залегания продуктивных пластов палеогена в бортовых частях Ферганской впадины. Это позволит проводить исследования по новому направлению поисково-разведочных работ - гидродинамические ловушки палеогеновых отложений Ферганской впадины.
По нашему мнению, подобные работы дадут возможность повысить прирост запасов нефти при небольших затратах, так как бурение на этих участках будет неглубоким (150-1500 м).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Бабалян Г. А. Физико-химические процессы в добыче нефти. М., Недра, 1974.
2. Карцев А. А., Табасаранский 3. М. К вопросу о формировании нефтяных залежей Восточной Ферганы. - Сов. геология, 1957, № 57, с. 76-81.
3. Леворсен 3. А. Геология нефти и газа. М., Мир, 1970.
4. Морозов Л.И. Нефтегазоносность зон распространения инфильтрационных вод. М., Наука, 1970.
5. Нефтяные и газовые месторождения Узбекистана (книга 1. Ферганская межгорная впадина) / А.Р. Ходжаев, А.М. Акромходжаев, П.К. Азимов и др. Ташкент, Фан, 1973.
6. Плотников А.А. Условия формирования гидродинамических ловушек газа. М., Недра, 1976.
7. Саидходжаев Ш.Г. Диагенетические и катагенетические предпосылки формирования нефтематеринских свит. Ташкент, Фан, 1979.
8. Стратиграфические и литологические залежи нефти и газа. Под ред. Р. Е. Кинга. Пер, с английского. М., Недра, 1975.
Поступила 9/VI 1982 г.
Рис. 1. Залежи неантиклинального типа в отложениях палеогена Ферганской впадины. Направление движения вод:
1 - древних инфильтрационных, 2- элизионных; 3- залежь нефти; 4 - песчаники; 5 - коллекторы с ухудшенными емкостными свойствами из-за внедрения инфильтрационных вод; 6 - линия стратиграфического несогласия; 7- тектоническое нарушение; I-III - группы залежей
Рис. 2. Схематическая гидрогеологическая карта III продуктивного горизонта нефтяного месторождения Чангырташ.
1 - контур нефтеносности; 2 - выходы III продуктивного пласта на поверхность с битумами; 3 - зона среза III продуктивного пласта под поверхностью стратиграфического несогласия; 4 - линия равной минерализации пластовых вод, г/л; направление движения вод: 5 - элизионных, 6 - древних инфильтрационных и падения приведенных напоров в III продуктивном пласте; зона инфильтрационного гидродинамического барьера: 7-в современном плане, 8 - в палеоплане; 9 - линии гидрогеологических профилей (рис. 3)
Рис. 3. Схематические гидрогеологические профили III продуктивного горизонта нефтяного месторождения Чангырташ.
1 - залежь нефти в III продуктивном пласте палеогена; 2 - линия стратиграфического несогласия между отложениями палеогена и бактрийскими молассами; направление движения вод: 3 - элизионных, 4 - древних инфильтрационных; 5 - зона инфильтрационного гидродинамического барьера; 6 - битумы в зоне открытого выхода продуктивного пласта; 7 - молассовые отложения бактрийского возраста, вмещающие инфильтрационные воды