|
УДК 553.98.041(571.651) |
Новые данные о перспективах нефтегазоносности Северо-Востока СССР
Д. И. АГАПИТОВ (Чукотская НРЭ), Ю. А. КОСЫГИН (Ин-т тектоники и геофизики ДВНЦ АН СССР), Ю. В. МОТОВИЛОВ, И. И. ТЮТРИН (Сахалингеология), В. В. САМСОНОВ (ВНИГРИ), В. П. ЩЕРБАКОВ (Мингео РСФСР)
Полученные в последнее время промышленные притоки нефти и газа на Северо-Востоке Советского Союза требуют уточнения потенциальных возможностей этого перспективного региона.
Имеющиеся геолого-геофизические материалы позволили проанализировать особенности геологического строения перспективной территории Магаданской области, выделить базисные поисковые комплексы в разрезах и провести дифференцированную оценку их потенциальной нефте- и газоносности, определить зоны нефтегазонакопления и первоочередные объекты поисков.
На начало 1982 г. в Анадырской и Хатырской впадинах пробурено соответственно 22 и 5 глубоких (преимущественно параметрических) скважин общей проходкой 70 тыс. м. Из-за невысокой информативности материалов сейсморазведки МОВ многие скважины оказались пробуренными в неблагоприятных структурных условиях.
К настоящему времени перспективная территория покрыта гравиметрической и аэромагнитной съемками среднего и частично крупного масштабов, выполнен значительный объем региональных и площадных сейсморазведочных работ. В последнее время отработано 2000 км сейсмопрофилей МОГТ. Фонд выявленных структур составляет 29, подготовленных - 5.
Анадырская и Хатырская впадины расположены на побережье Юго-Восточной Чукотки, раскрываются в акваторию Берингова моря и обрамляются со стороны суши крупными линейными горными структурами, сложенными преимущественно палеозойскими и мезозойскими образованиями. Обе впадины выполнены мощными осадочными толщами кайнозойского возраста (рис. 1).
Анадырская впадина площадью более 30 тыс. км2 полностью закрыта чехлом четвертичных осадков мощностью от первых десятков до 200 м. Изученный бурением разрез сложен терригенными отложениями кайнозойского комплекса, который подстилается меловыми вулканогенными и вулканогенно-осадочными образованиями. Мощность кайнозойского разреза составляет более 4000 м, а в наиболее погруженных частях превышает 6000 м.
Анадырская впадина характеризуется асимметричным строением, что выражается в неравномерном развитии по мощности и площади распространения различных комплексов кайнозойских отложений.
Автоткульская свита предположительно палеогенового возраста по данным каротажа выделяется повышенным кажущимся сопротивлением и слабо дифференцированной диаграммой ПС. Она представлена крепкосцементированными песчаниками и алевролитами, в которых нефтепроявления были отмечены на Изменной площади, а на Поворотной пластоиспытателем получен кратковременный приток метанового газа.
По промыслово-геофизическим данным продуктивные пласты-коллекторы в разрезе автоткульской свиты не выделяются, объекты для испытания намечались только по аномалиям газового каротажа. Характерно, что на временных разрезах, полученных сейсморазведочными работами МОГТ, самый нижний, опорный отражающий горизонт приурочен к границе елисеевской и автоткульской свит, а нижележащие отложения не имеют опорных отражающих горизонтов, что не позволяет судить о структурных условиях этой части разреза.
В нефтегазоносном отношении наиболее интересны толщи неогенового возраста, повсеместно развитые на территории впадины. Разрезы неогеновых образований, вскрытые скважинами в разных частях, коррелируются между собой, сейсмическая информация, получаемая из неогеновых отложений МОГТ, указывает на наличие опорных отражающих границ, что позволяет осуществлять уверенные структурные построения.
Неогеновый осадочный комплекс представлен терригенными породами преимущественно прибрежно-морского генезиса. По промыслово-геофизической характеристике и литологическому составу он подразделяется на три свиты.
Отложения елисеевской свиты, начинающей разрез миоцена, на каротажных диаграммах отличаются от песчаников перекрывающей ее озернинской свиты более низким кажущимся сопротивлением и нерасчлененной кривой ПС. Елисеевская свита представлена чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов. Мощность свиты колеблется от 600 до 1200 м. При испытании коллекторов елисеевской свиты признаков нефти или газа не получено.
Залегающая выше озернинская свита миоценового возраста сложена пластами песчаников с прослоями алевролитов. Мощность свиты в разных частях впадины изменяется незначительно и составляет в среднем 700-800 м.
Среди песчаников выделяются отличающиеся хорошими коллекторскими характеристиками пласты, из которых получены промышленные притоки нефти на Верхнеэчинской площади. Сопоставление разрезов параметрических скважин, пробуренных в разных концах впадины, подтверждает, что нефтеносные отложения озернинской свиты имеют широкое распространение на всей территории впадины.
Наиболее молодыми образованиями плиоценового возраста являются породы эчинской свиты, повсеместно развитые на территории впадины, кроме наиболее приподнятых участков (Поворотная, Изменная структуры). Свита представлена чередованием маломощных пластов песчаников, конгломератов, аргиллитов и углей. Мощность ее 500-1510 м.
По промыслово-геофизическим данным в разрезе свиты выделяется несколько пластов с характеристикой, аналогичной продуктивным горизонтам. В некоторых из них отмечены существенные газопроявления.
Анадырская впадина имеет сложное строение. В ее пределах выделяется несколько мульд, разделенных выступами и седловинами, к которым приурочены локальные поднятия. Наиболее погружен Майницкий прогиб, расположенный на юге впадины.
Значительный интерес представляют структуры, формирующие дугообразную Поворотно-Телекайскую зону поднятий, обрамляющую с севера Майницкий прогиб. Сейчас эта зона наиболее детально изучена сейсморазведкой и глубоким бурением. Здесь подготовлен к глубокому бурению ряд перспективных структур по неогеновым отложениям. Все они осложнены серией продольных и поперечных разрывных нарушений. В качестве примера рассмотрим Верхнеэчинскую структуру, которая является первоочередным поисковым объектом (рис. 2).
Она представляет собой, по данным МОГТ, линейно вытянутую в широтном направлении антиклиналь с амплитудой около 200 м. Размеры структуры в пределах замкнутых изогипс 12X2 км. Свод ограничен двумя продольными и одним поперечным разрывными нарушениями с небольшими вертикальными смещениями. Углы падения на крыльях достигают 30°. Схожее строение имеют и другие структуры Поворотно-Телекайской зоны.
В отличие от Анадырской, в пределах Хатырской впадины на отдельных участках палеогеновые и неогеновые отложения частично обнажены, что позволяет вести их изучение как глубоким бурением, так и геологической съемкой. Осадочный комплекс Хатырской впадины представлен терригенными образованиями палеогена и неогена. Верхнемеловые комплексы, залегающие в основании впадины, согласно перекрыты палеогеновыми отложениями суммарной мощностью 4000-6000 м. Последние подразделяются на три литолого-стратиграфические толщи, соответствующие свитам (снизу вверх): ионайской (преимущественно глинистая), нейвытвырской (грубообломочная) и анольской (глинистая).
Мощность неогенового комплекса на изученных бурением площадях составляет более 3000 м, по геофизическим данным, в прогибах его мощность достигает 5000 м.
Имликинская свита нижнего миоцена согласно залегает на образованиях палеогена. Она сложена конгломератами, гравелитами и песчаниками. При испытании в процессе бурения этих отложений на Анольской площади из трех интервалов получены притоки газа.
Ваамочкинская свита среднемиоценового возраста представлена аргиллитами, алевролитами и песчаными пластами. К песчаникам нижней части свиты приурочены нефтепроявления.
Янракоимская свита верхнего миоцена представлена чередованием конгломератов, песчаников, глин и линз бурого угля.
Хатырская впадина по своему тектоническому положению отличается от Анадырской. На суше расположена лишь краевая часть впадины, остальная же скрыта под водами Берингова моря. Протяженность наземной части впадины 200 км, максимальная ширина 40 км.
Основными структурными элементами западной части впадины являются прогибы Ленинградский и Русакова, разделенные Майнопыльгинским поднятием и ограниченные с запада Угловым поднятием. Прогибы выполнены толщей неогеновых и палеогеновых отложений мощностью более 4000 м. Узкие гребневидные поднятия отличаются сложным строением, разбиты многочисленными нарушениями. Любопытно, что в пределах поднятий резко ухудшается информативность сейсморазведочных данных, в то время как в прогибах четко прослеживаются опорные отражающие горизонты в кайнозойском разрезе. Это усложняет, в частности, изучение структурных условий нефтяной залежи на Угловой площади.
В результате нефтегазопоисковых работ обнаружены многочисленные прямые признаки нефтегазоносности, а в последнее время открыты первые залежи нефти и газа. В Анадырской впадине признаки нефтегазоносности встречены в верхнемеловых, палеогеновых и неогеновых осадках, в миоценовых отложениях обнаружены залежи нефти. В Хатырской впадине в нижнемеловых отложениях отмечены обильные битумопроявления, из палеогеновых получены притоки газа, в нижне-среднемиоценовых открыта залежь нефти.
Наиболее важные для определения направлений и задач дальнейших геологоразведочных работ на нефть и газ результаты получены в пределах Поворотно-Телекайской зоны поднятий (Верхнеэчинская площадь) Анадырской впадины и на Угловой площади в Хатырской впадине.
Прямые признаки нефтегазоносности по основным стратиграфическим подразделениям разреза характеризуются следующим образом.
В Анадырской впадине неогеновые отложения нефтегазоносны на Восточно-Озернинской площади (Озернинский выступ) и Верхнеэчинской (Поворотно-Телекайская зона). В скв. 2 Восточно-Озернинской при испытании в открытом стволе (1278,5-1428,7 м) с помощью КИИ-146 получен фонтанный выброс метанового газа дебитом около 200 тыс. м3/сут.
На Верхнеэчинской площади при опробовании скв. 16 в эксплуатационной колонне из интервала 1211,5-1230 м получен приток легкой (0,81 г/см3) малосмолистой, малосернистой, высокопарафинистой нефти дебитом 0,5-1 м3/сут на динамических уровнях 1180-1190 м. Из интервала 721,6-733,5 м получен приток газа дебитом до 17 тыс. м3/сут на шайбе 5 мм. Состав газа: метан 88,95 %, тяжелые УВ (до пентана включительно) 8,98%. Из интервала 466-473 м получен приток газа дебитом 4,2 тыс. м3/сут на шайбе 4,2 мм. В скв. 9 при испытании в открытом стволе с помощью КИИ-146 из интервала 784,5-834,3 м за 40 мин получен приток газа дебитом около 20 тыс. м3/сут через штуцер 8 мм, а в скв. 13 из интервала 1436,7-1527 м за 35 мин - приток (4,1 м3) легкой высокопарафинистой нефти. При испытании в колонне интервала 1522- 1528 м получен приток нефти и воды (нефти 42%). Дебит нефти при депрессии от 10,6 до 13,8 МПа составляет от 10 до 32 м3/сут. Всего из пласта за время испытания отобрано 65,5 м3 высокопарафинистой нефти. Из интервала 1491-1499 м получен приток безводной высокопарафинистой нефти 8,5 м3/сут. За период испытания (30 сут) из пласта отобрано около 70 м3 нефти. Из интервала 1443- 1486 м получен фонтанный приток нефти дебитом 38 м3/сут через штуцер диаметром 10 мм (за период испытания получено 480 м3 нефти). Суммарная мощность нефтеносных песчаников около 50 м, пористость 16-18%. Нефть легкая, плотностью 0,8036 г/см3, малосернистая, малосмолистая, высокопарафинистая (до 20 %).
Непромышленные притоки из палеогеновых отложений получены в пределах Поворотно-Телекайской зоны на Изменной и Поворотной площадях. В скв. 10 Изменной при испытании в колонне интервала 2032-2085 м, сложенного трещиноватыми алевролитами, получен непромышленный приток легкой бессернистой нефти, содержащей 64 % бензиновых фракций. Дебит водонефтяной эмульсии 0,25 м3/сут при динамическом уровне 1114 м. В скв. 11 из интервала 2835-2844 м получен незначительный приток фильтрата с пленкой конденсата плотностью 0,787 г/см3. На Поворотной площади при испытании в открытом стволе интервала 1596-1650,6 м за 18 мин получен фонтанный приток метанового газа дебитом около 100 тыс. м3/сут при начальной депрессии 7 МПа.
В верхнемеловых отложениях отмечены нефтегазопроявления на Западно-Озерной площади Озернинского выступа, где в скв. 15 из интервала 2987-3152 м получены притоки фильтрата глинистого раствора с пластовой водой и пленками нефти.
В пределах Хатырской впадины нефтегазоносность установлена в отложениях неогена, палеогена и нижнего мела.
На Угловой площади при испытании неогеновых отложений в скв. 37 (интервал 1636-1658 м) в технической колонне с помощью КИИ-146 получен приток газированной нефти плотностью 0,842 г/см3. Скважина периодически фонтанировала нефтью, объем которой каждый раз измерялся несколькими кубометрами.
На Анольской площади из неогеновых отложений в скв. 30 получен приток газа дебитом 3 тыс. м3/сут при опробовании в процессе бурения интервала 1437-1489 м. На этой же площади из отложений палеогена получен приток газа дебитом около 30 тыс. м3/сут (интервал 1861-1899 м).
Нефтепроявления в нижнемеловых отложениях отмечены в районе северного обрамления Хатырской впадины, где на Ионайской площади в структурных скважинах пройдены валанжинские туфогенно-осадочные породы, насыщенные полужидкой мальтой.
Таким образом, учитывая вышеизложенное, можно предположить следующее. Поскольку на современном техническом уровне геофизические методы не позволяют изучить структурный план палеогеновых отложений и выделить в их разрезе объекты для испытания, а палеогеновые песчаники автоткульской и нижележащие более глинистые отложения собольковской и майницкой свит отличаются низкими коллекторскими свойствами, в настоящее время проведение нефтегазопоисковых работ на палеогеновые отложения нецелесообразно.
На данном этапе изученности наиболее перспективными следует считать объекты, выявленные и подготовленные под глубокое бурение в неогеновых отложениях Поворотно-Телекайской зоны поднятий в Анадырской впадине. Опорным перспективным горизонтом для проведения поисковых работ в этой зоне нужно признать пачку песчаников, из которых на Верхнеэчинской площади получены промышленные притоки нефти.
Параметрическое бурение должно быть ориентировано на вскрытие как можно более полных разрезов.
Выполненные геолого-геофизические работы позволили в целом составить представление об особенностях геологического строения и перспективах нефтегазоносности Северо-Востока СССР. В то же время ряд вопросов остается невыясненным. В частности, нет сведений о строении южного борта Анадырской впадины (Майницкий прогиб), слабо изучены Лагунная мульда, раскрывающаяся в Анадырский залив, зона прогибания вдоль западного обрамления впадины, вопросы стратиграфии перспективных комплексов разреза Верхнеэчинской и Западно-Озерной площадей и их корреляции, строение и нефтегазоносность глубоких горизонтов палеогена и мела в Анадырской и Хатырской впадинах.
Первоочередными объектами для постановки глубокого бурения в пределах Поворотно-Телекайской зоны поднятий являются Верхнеэчинская, Верхнетелекайская, Поворотная и Изменная структуры.
Для оценки масштабов промышленной газоносности верхненеогенового угленосного комплекса и локализации газоносных интервалов комплекса в пределах Верхнеэчинской и других площадей Поворотно-Телекайской зоны с аналогичным типом разреза следует предусмотреть: целенаправленный отбор керна из зон развития коллекторов и газопроявлений в объеме не менее 10% общей мощности газоносного комплекса и опробование вскрытых интервалов разреза испытателем пластов на трубах в процессе бурения в скв. 5 Верхнеэчинской площади через 50-80 м проходки (объем этих работ в остальных скважинах можно определить по полученным результатам).
Принимая во внимание сложность сейсмогеологических условий и отсутствие фонда подготовленных структур в Хатырской впадине, целесообразность продолжения поисковых работ на ее территории следует обосновать результатами бурения на Угловой, Янракоимской и Океанской площадях.
Учитывая размеры Восточно-Каргонайской структуры и неоднозначную оценку перспектив нефтегазоносности, целесообразно пробурить на ней глубокую параметрическую скважину со вскрытием всего комплекса отложений, представляющих интерес в нефтегазоносном отношении. Вопрос о заложении параметрической скважины следует решить после уточнения деталей разреза структурным бурением.
Главной задачей геофизических работ необходимо считать выявление и подготовку нефтегазоперспективных объектов к глубокому разведочному бурению, а также уточнение геологического строения новых районов.
Основные объемы детальных сейсморазведочных работ МОГТ для подготовки нефтегазоперспективиых объектов целесообразно сосредоточить в пределах Поворотно-Телекайской зоны поднятий Анадырской впадины. Поисковые работы следует провести в пределах южного и восточного бортов Майницкого прогиба, а также в Лагунной мульде.
С целью промышленной оценки Верхнеэчинского месторождения и определения запасов категории С3 по другим подготовленным объектам в Анадырской и Хатырской впадинах рекомендуется усилить геологоразведочные работы в Магаданской области главным образом за счет мобилизации внутренних резервов с доведением к концу XI пятилетки объемов глубокого бурения до 12-15 тыс. м. Кроме того, следует осуществить необходимые организационные мероприятия технико-методического плана в геологоразведочных организациях района.
Реализация этих предложений позволит дать в текущей пятилетке промышленную оценку нефтеносности Верхнеэчинской площади и прогнозную оценку Поворотно-Телекайской зоны поднятий. Региональными работами будут определены перспективы дальнейшего изучения новых комплексов и объектов в пределах Анадырской и Хатырской впадин.
Поступила 10/XI 1982 г.
Рис. 1. Схема размещения положительных структур в Анадырской (А) и Хатырской (Б) впадинах.
1 - перспективная территория, 2 - антиклинальные структуры: 1 - Верхнеэчинская, 2 - Ольховая, 3 - Верхнетелекайская, 4 - Незаметная, 5 - Мейнынукская, 6 - Поворотная, 7 - Изменная, 8 - Заречная, 9 - Восточно-Озернинская, 10 - Западно-Озерная, 11 - Ягельная, 12 - Королевская, 13 - Ивановская, 14 - Эчинская, 15 - Нижнечирынайская, 16 - Северо-Собольковская, 17 - Западно-Увальская, 18 - Восточно- Каргонайская, 19 - Эльгинская, 20 - Анольская, 21 - Океанская, 22 - Угловая, 23 - Майнопыльгинская, 24- Янракоимская; 3 - проявления нефти (а) и газа (б)
Рис. 2. Структурная карта (А) и профильные разрезы (Б) Верхнеэчинскои площади.
1- основные сейсмические профили; 2 - изогипсы (км) по отражающему горизонту (а - уверенные, б - предполагаемые); 3 - отражающие горизонты на сейсмических разрезах (а - уверенные, б - неуверенные); 4 - разрывные нарушения (а- уверенные, б - предполагаемые); поисковые скважины: 5 - пробуренные, 6- в испытании, 7 - в бурении, 8 - проектные; 9 - параметрическая скважина пробуренная