|
УДК 553.982.23.052:551.781.5(575.2) |
Особенности строения и прогноз коллекторов литологической залежи III продуктивного горизонта олигоценовых отложений Северо-Восточной Ферганы
А.Д. ДЖУМАГУЛОВ (Ин-т геологии АН КиргССР), В. А. БАБАДАГЛЫ, B. М. ГАВРИЛКО, Я. Г. ЛАЗАРУК (УкрНИГРИ)
Литологическая залежь III продуктивного горизонта сумсарской свиты олигоцена Майлисуйского структурного выступа северо-восточного борта Ферганской впадины рассматривалась многими исследователями [6-8, 11-13].
Этот горизонт вскрыт более чем 550 скважинами, главным образом на антиклинальных складках, осложняющих строение выступа. Отложения сумсарской свиты изучены в многочисленных естественных обнажениях от г. Майли-Сай на востоке до пос. Кызыл-Джар на западе вдоль шнротно вытянутого борта Ферганской долины, ограниченного с севера палеозойскими горными массивами [8].
Столь представительный геолого-геофизический материал позволяет использовать залежь III продуктивного горизонта в качестве полигона для отработки методических приемов поисков, разведки и эксплуатации неантиклинальных ловушек для залежей УВ в палеогеновых отложениях бортовых зон Ферганы.
Необходимо отметить, что песчаники III продуктивного горизонта до последнего времени считались прибрежно-морскими, при этом можно подразумевать и пляжное (баровое), и дельтовое, и донно-течениевое их происхождение.
Вопрос этот немаловажный при детальных построениях, поскольку необходимо знать закономерности ориентировки и изменения мощности песчаных тел на конседиментационных поднятиях и в синклинальных участках.
Настоящее исследование было выполнено авторами с целью прогноза высокодебитных коллекторов в пределах единой литологической залежи III продуктивного горизонта, охватывающей локальные поднятия Майлису-III, Майлису-IV, Восточный Избаскент и межструктурную зону (рис. 1).
Песчаники этого горизонта приурочены к отложениям средней части сумсарской свиты, представляющей собой в фациальном отношении промежуточное звено между подстилающими серо-зелеными нормально-морскими глинисто-карбонатными породами палеоцена - эоцена и вышележащей мощной красноцветной континентальной молассой миоцена.
В естественных разрезах, образующих широтный профиль, вытянутый вдоль фронта палеозойского массива Северной Ферганы, мощность сумсарской свиты изменяется от 78 м на правобережье р. Нарын, до 102 м на ее левобережье у пос. Таш-Кумыр. Восточнее, в долине р. Майлису она вновь сокращается до 80 м.
Нижняя часть свиты сложена характерными малиновыми глинами с редкой морской фауной и невыдержанными линзовидными пропластками красновато-серых мелкозернистых песчаников, в которых наблюдаются текстуры подводного оползания.
Для залегающих выше пород III продуктивного горизонта характерно сложное сочетание сероцветных грубозернистых гравийных и красноцветных мелкозернистых разностей песчаников. Первые образуют крупную линзу, максимальная мощность которой 7,5 м зафиксирована в левобережном нарынском разрезе. Уже в 2-3 км к западу она составляет всего 0,4-0,6 м и уменьшается в восточном направлении.
Красноцветные (обычно красновато-серые) песчаники то подстилают сероцветные разности, то замещают их по простиранию и также характеризуются линзовидно-пластовым строением. Амплитуда размыва в подошве сероцветных гравийных песчаников достигает в левобережном нарынском разрезе 5-6 м. Песчаники здесь крупнокосослоистые.
Верхняя часть сумсарской свиты представлена типичными континентальными красно- цветами. Здесь перемежаются веерно-лёссовые песчанистые алевропелиты и подчиненные им по мощности средне-крупнозернистые веерно-русловые песчаники.
В естественных разрезах коллекторские свойства песчаников III продуктивного горизонта непостоянны. Грубообломочные разности имеют общую пористость 6-9 %, открытую 3,6-6,6 %, а средне-мелкозернистые песчаники соответственно 16-18 и 13-15 %.
Литологическая залежь III продуктивного горизонта приурочена к центральной части Майлисуйского выступа. На севере она экранируется частично литолого-фациальным замещением песчаных коллекторов глинисто-алевритовыми породами, изолирующие свойства которых местами усилены благодаря наличию окисленной нефти, как это наблюдается в эпигенетически экранированных залежах [10].
Восточная граница залежи приурочена к переходу песчаников в непроницаемые алевритистые породы. На юге прослежен ВНК, западная граница залежи не установлена. Глубина залегания продуктивного горизонта 1200-2200 м. Характерны быстрая латеральная изменчивость мощности коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств (пористость насыщения 9-15 %, проницаемость от 0,001 до 0,07 мкм2), значительные колебания дебитов нефти (начальные дебиты от 0,5 до 150 т/сут). Детальный прогноз коллекторов приобретает при данной ситуации большой практический интерес.
Нами он выполнен для участка залежи, охватывающей антиклинальные структуры Майлису-IV, Восточный Избаскент и межструктурную зону.
В основу прогноза положена реконструкция седиментационной модели продуктивных песчаников по методике, разработанной в Нижнем Поволжье и на Украине [2, 3, 5, 9].
Прежде всего анализируется палеогеоморфологическая ситуация накопления осадков пласта-коллектора. При этом используется принцип прямого отражения активные конседиментационных структур в палеорельефе при осадконакоплении, близком к компенсированному.
В качестве карты палеорельефа авторами использована карта изопахит интервала разреза, ограниченного снизу подошвой песчаников III продуктивного горизонта, а сверху - репером в его кровле [3].
На рис. 2 участкам увеличенных мощностей указанного интервала соответствуют понижения, а минимальных - возвышенности палеорельефа.
Во время накопления песчаников III продуктивного горизонта район исследований характеризовался пологим, слабо расчлененным рельефом, плавно понижавшимся в юго-западном направлении. Южнее широты Восточно-Избаскентской площади градиент наклона палеорельефа значительно возрастал.
Превышения морфоструктур достигали 12-16 м, наиболее крупные из них имели широтное простирание и отвечали конседиментационным антиклиналям Майлису-IV и Восточный Избаскент.
Обращают на себя внимание долинообразные понижения ортогональной ориентировки. Северные, более пологие борта субширотных палеодолин отражали региональный наклон территории, а южные, более крутые - северные крылья растущих антиклиналей.
Долина, прослеживаемая вдоль северного крыла палеоструктуры Майлису-IV, уходила, видимо, своими верховьями в район палеоподнятия Майлису-III.
Субширотные палеодолины раскрывались к юго-западу сложной системой ветвей уже другой, субмеридиональной ориентировки. Наиболее глубокие из этих палеодолин прослеживались в районе северо-западной периклинали структуры Майлису-IV.
Рассмотрим карту изопахит песчано-алевритовых литофаций горизонта. Значения мощностей в пределах района исследований колеблются от 0 м в восточной его части до 16 м на северном крыле антиклинали Майлису-IV (рис. 3). Характерно полосообразное распространение зон максимальных мощностей песчаников и алевролитов. Их ориентировка совпадает с направлением долинообразных понижений палеорельефа, а степень дифференцированности мощностей пропорциональна степени его расчлененности.
Например, палеорельеф и мощности песчано-алевритовых литофаций в пределах восточного купола складки Майлису-IV более дифференцированы, чем на западном куполе. Примечательно, что в районе восточного купола наблюдается и более четкое пространственноесовпадение зон повышенных мощностей песчаников и алевролитов с понижениями палеорельефа.
Подобные соотношения мощностей песчаных литофаций с элементами рельефа времени их накопления характерны либо для аллювиально-дельтовых условий седиментации, либо для фаций придонных морских течений [2-4].
В рассматриваемом случае оси пластово-линзовидных песчаных тел ориентированы по наклону палеорельефа, т. е. перпендикулярно к простиранию береговой линии олигоценового Ферганского морского залива. Эта ориентировка подтверждается замерами падения косой слоистости в песчаниках на естественных обнажениях (210-230°). Следовательно, анализ мощности песчано-алевролитовых литофаций III продуктивного горизонта и палеорельефа времени их накопления свидетельствует об аллювиально-дельтовом генезисе песчаных коллекторов.
Меридионально вытянутые четко видные аномалии мощностей песчаников развиты в межструктурной зоне Майлису-IV - Восточный Избаскент и западнее антиклинали Восточный Избаскент. Они фиксируют положение наиболее крупных распределительных русл надводной дельты. Одно из них отклонялось к востоку, огибало малоамплитудное поднятие палеорельефа в районе этой антиклинали, разрезая его отдельными протоками на небольшие куполовидные возвышенности. Восточный фланг надводной дельты прослеживается северо-восточнее антиклинали Восточный Избаскент, где песчаники III продуктивного горизонта выклиниваются по восстанию палеорельефа.
Анализ конфигурации кривых ПС показал, что песчаные тела характеризуются уменьшением зернистости снизу вверх, от подошвы к кровле. Поскольку для песчаных литофаций выдвигающихся авандельт характерна обратная закономерность [14], мы вправе полагать, что в пределах разбуренной части Майлисуйского выступа вскрыты лишь надводно-дельтовые песчаники III продуктивного горизонта.
Грубозернистый состав песчаников (левобережный нарынский разрез), обилие в них гравийной фракции, крупная косая слоистость, глубокий эрозионный врез в подошве и переслаивание в разрезе с песчанистыми красноцветными алевритами явно подгорно-веерного происхождения [8] говорят о том, что отложившая их река дренировала расчлененный рельеф, близкий к горному в условиях семиаридного климата. Характерные для нижней части сумсарской свиты малиновые алевропелиты, содержащие мелкие остатки пелеципод, ранее [8] рассматривались нами как отложения периферии подгорных вееров выноса, погруженные в краевую мелководную часть морского залива и приобретшие благодаря этому малиновый оттенок окраски. Максимальные мощности сумсарской свиты в песчаниках III продуктивного горизонта, а также наибольшая грубозернистость их в левобережном нарынском разрезе фиксируют положение осевойчасти древней речной долины и локализацию наиболее выдвинутой в море части надводной дельты.
В этом отношении район антиклиналей Май- лису-IV и Восточный Избаскент являлся, очевидно, восточным ее флангом. Сероцветные грубозернистые, крупнозернистые косослоистые песчаники со следами размыва в подошве мы относим к стержневой, а красновато-серые мелкозернистые песчаники - к отмельно-русловой фациям надводной дельты. Необходимо отметить, что гидроморфная окраска песчаников в какой-то мере зависит и от степени промытости их нефтяными водами, что могло способствовать переходу окисного железа красноцветного пигмента в закисную форму.
Обратимся к характеристике песчаного нефтеносного резервуара III продуктивного горизонта. Число глинистых прослоев в его разрезе и их распространенность по площади варьируют в широких пределах, что является причиной расчлененности единого резервуара на отдельные маломощные (2-3 м) линзовидно-пластовые песчаные тела (рис. 4).
Максимальная расслоенность и вместе с тем увеличенная мощность песчаников приурочены обычно к русловым зонам надводной дельты.
В межрусловых участках, которые отвечали малоамплитудным возвышениям палеорельефа, частично связанным со сводами растущих складок, расслоенность песчаников уменьшается и они сливаются в один пласт редуцированной мощности.
Выше мы указываем на большие колебания текущих дебитов нефти, причем они могут существенно отличаться даже в близко расположенных скважинах. Например, в скв. 40 (присводовая часть западного купола структуры Майлису-IV) дебит равен 9 т/сут, в то время как в скв. 45 и 65, расположенных соответственно в 0,5 и 1,2 км к югу,- 1,6 и 0,2 т/сут.
Эмпирически установлено, что величина дебита определяется в основном сочетанием двух факторов -- мощностью песчано-алевритовых пород горизонта и числом проницаемых пропластков. Наиболее высокие дебиты (свыше 3 т/сут) получены на участках залежи с максимальными суммарными мощностями песчано-алевритовых литофаций (более 7-8 м) и минимальной расслоенностью их глинисто-алевритовыми породами (один, реже два пласта песчаника). С уменьшением значений первого из факторов и увеличением второго величины дебита заметно снижаются. Эту взаимосвязь наглядно демонстрирует профиль на рис. 4.
Речь идет, конечно, о самой общей закономерности, поскольку величина дебита кроме двух перечисленных параметров определяется фильтрационными свойствами пород-коллекторов, качеством вскрытия пласта, применением различных методов воздействия на пласт, неодинаковой энергией флюидов в гипсометрически разных структурных условиях и т. д. Тем не менее при оптимальных параметрах перечисленных факторов наиболее высокие дебиты следует ожидать лишь на участках развития достаточно мощных и монолитных песчаных пластов (см. рис. 4).
На основании вышеизложенного авторы наметили первоочередные для эксплуатации участки залежи. Наибольшая площадь их приурочена и межструктурной зоне, расположенной южнее восточного купола антиклинали Майлису-IV (рис. 4). Здесь, в районе скв. 407 Майлису-IV - Восточный Избаскент, северо-восточнее скв. 157 Восточный Избаскент, и на участке, оконтуренном скв. 401 и 428 Майлису-IV - Восточный Избаскент и 151, 152 Восточный Избаскент, а также северо-восточнее скв. 409 Майлису-IV - Восточный Избаскент мощность песчаного коллектора около 8-10 м и он наименее всего расслоен глинисто-алевритовыми породами, образуя один-два пласта.
Серия небольших по площади участков развития прогнозируемых высокодебитных коллекторов намечается на территории западного купола и южного крыла антиклинали Май- лису-IV и в пределах структуры Восточный Избаскент. Все они размещаются по периферии русловых зон надводной дельты. В их осевых частях суммарная мощность песчаных коллекторов возрастает, но вместе с тем увеличивается и расслоенность, что отрицательно сказывается на дебитах нефти.
Необходимо провести доразработку юго-западной части залежи, где можно ожидать наличия обширных площадей развития высокодебитных песчаных коллекторов руслового надводно-дельтового генезиса.
В заключение отметим, что составленная авторами карта изопахит песчано-алевритовых литофаций может быть трансформирована в карту эффективных мощностей песчаных коллекторов.
Для этой цели в ряде скважин по комплексу каротажных характеристик (микрозонды, БКЗ, ИК, РК, кавернометрия) была определена эффективная мощность. Ее соотношение с мощностью песчано-алевритовых литофаций, высчитанной по кривой ПС, определяется с помощью переводного коэффициента, равного 0,8.
Изложенная методика изучения седиментологических условий продуктивных песчаных коллекторов может быть с успехом применена и в других районах на стадиях разведки и разработки залежей УВ в терригенных породах. Наибольший эффект дает ее применение на стадиях подсчета запасов и эксплуатации, когда уже имеются довольно представительные геолого-геофизические данные.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Акрамходжаев А. М. Геологические предпосылки нефтегазоносности Узбекистана. Ташкент, Фан, 1960.
2. Бабадаглы В. А. Методика прогнозирования терригенных коллекторов. - Бюлл. МОИП. Отд-ние геологии. Т. 50, 1975, № 5, с. 151-152.
3. Бабадаглы В. А., Джумагулов А. Д., Шебалдина М. Г. Использование ритмичности осадконакопления при поисках нефти и газа. - Тезисы докладов Всесоюз. совещ. «Цикличность осадконакопления и закономерности размещения горючих полезных ископаемых». Новосибирск, СНИИГГиМС, 1975, 166-167.
4. Буш Д. А. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М., Мир, 1977.
5. Гаврилко В.М., Пелипчак Б.И., Пономаренко Л. Б. Некоторые особенности прогнозирования зон выклинивания гранулярных коллекторов нижнего сармата Бильче-Волицкой зоны Предкарпатского прогиба. - В кн.: Геология нефтегазоносных пластовых резервуаров. М„ 1981, с. 20-27.
6. Джумагулов А. Д. Перспективы поисков стратиграфически и литологически экранированных залежей нефти в Нарынской моноклинали (Северная Фергана, Киргизская ССР). - Труды ВНИГНИ. М„ 1964, вып. 39, с. 50-53.
7. Джумагулов А. Д., Захаров Е. В. Основные черты геологического строения и закономерности пространственного распределения нефти и газа в северо-восточной части Ферганской впадины. М., ВНИИОЭНГ, 1966.
8. Литология, тектоника и нефтегазоносность неогеновых отложений северо-восточного борта Ферганской депрессии / В.А. Бабадаглы, X.А. Равикович, Е.В. Кудряшов, Э.И. Атауллин. Л., Недра, 1964.
9. Прогнозные карты гранулярных коллекторов (на примере визейско-серпуховских отложений Днепровско-Донецкой впадины) / Б.И. Кельбас, О.Д. Билык, Я.Г. Лазарук и др. - В кн.: Геология нефтегазоносных пластовых резервуаров. М., 1981, с. 99-104.
10. Кузьмина Е. М., Кучерук Е. В. Новый тип неструктурных залежей нефти и газа. М., ВНИИОЭНГ, 1978.
11. Саидходжаев Ш. Г. Фациально-литологические и геохимические особенности нефтегазоносных палеогеновых отложений Ферганской впадины. Автореф. дис. на соиск. учен, степени канд. геол.-минерал. наук. Ташкент, 1966, (ИГИРНИГМ).
12. Фациально-литологические и битуминологические предпосылки нефтегазообразования и нефтегазонакопления в мезозойских и палеогеновых отложениях Ферганской впадины / А.М. Акрамходжаев, А.К. Каримов, И.А. Симоненко, Ш.Г. Саидходжаев. Ташкент, Фан, 1966.
13. Ходжаев А. Р. Геология и нефтегазоносность Северной Ферганы. Ташкент, Фан, 1969.
14. Saxena R.S. Sand bodies and sedimentary environment of the modern Mississippi Delta - an excellent model for exploration in deltaic sandstone reservoirs. Cairo, Egiptian Petroleum Corp. Exploration. Seminar. Syllabus, 1976.
Поступила 31/V 1982 г.
Рис. 1. Обзорная карта района исследований.
а - палеозойский массив; б - надвиговые дислокации вдоль границы палеозоя; в - выход на поверхность туркестанских известняков палеогена; г - изогипса по кровле туркестанских слоев палеогена, м; д - структуры второго порядка: I- Учкурганский
прогиб, II - Майлисуйский структурный выступ; е - локальные структуры: 1 - Кызылалма, 2 - Майлису-III, 3 - Майлису-IV, 4 - Восточный Избаскент, 5 - межструктурная зона; ж - естественные разрезы: 1 - правобережный нарынский, 2 - левобережный нарынский, 3 - майлисайский; з - параметрические скважины; и - контур ВНК по III горизонту палеогена
Рис. 2. Карта палеорельефа времени отложения осадков III горизонта.
а - изопахиты интервала разреза, ограниченного снизу подошвой песчаников III продуктивного горизонта, а сверху репером в его кровле, м; 6 - то же, на неразбуренной территории; скважины: в - ведущие эксплуатацию других пластов и нагнетательные, с дебитом (т/сут): г - до 1, д - 1-3, е -свыше 3
Рис. 3. Карта распределения суммарных мощностей песчано-алевритовых литофаций III горизонта.
а - изолинии суммарных мощностей песчано-алевритовых литофаций на разбуренной территории, м; б - то же, на неразбуренной территории; в - зоны литолого-фациального замещения песчано-алевритовых пород. Остальные уел. обозн. см. на рис. 2
Рис. 4. Схема распространения песчаников III горизонта.
а - изолинии распространения равного количества песчано-алевритовых пропластков на разбуренной территории; б - то же, на неразбуренной территории; в - предполагаемые зоны наиболее высоких дебитов. Остальные уел. обозн. см. на рис. 2