|
УДК 553.98:551.781.5(470.63) |
Особенности нефтеносности глинистой толщи олигоцена Восточного Предкавказья
Г.Н. ЧЕПАК, В.М. ШАПОШНИКОВ, П.С. НАРЫЖНЫЙ, В.Ф. МАРКОВ, X.И. ГОШОКОВ (Ставропольнефтегаз), А.Н. МАРКОВ (фил. СевКавНИПИнефти)
В связи с естественным сокращением фонда новых локальных антиклинальных структур, благоприятных для поисков нефти в Восточном Предкавказье, как и в других, старых нефтеносных районах, все более острой становится проблема выявления залежей неантиклинального типа, в том числе и в отложениях, ранее считавшихся бесперспективными.
Весьма интересными в этом отношении представляются перспективы нефтеносности олигоценовой глинистой толщи, особенно ее нижней части. Она представлена хадумской и баталпашинской свитами (рис. 1).
Хадумская свита на территории Восточного Предкавказья имеет трехчленное деление: нижний горизонт - пшехский, средний - полбинский (или остракодовый пласт), верхний - Морозкиной балки.
Пшехский горизонт представлен глиной темно-серой до черной, тонкослоистой, листовато-чешуйчатой некарбонатной и карбонатной, переходящей в мергель, с большим количеством мелких планктонных фораминифер и остатков рыб.
Остракодовый пласт выражен буровато-серым крепким известняком или мергелем мощностью 2-3 м.
Для горизонта Морозкиной балки характерны в нижней части темно-серые, местами несколько более плотные некарбонатные, лишенные фаунистических остатков глины, а в верхней - тонкое переслаивание буровато-серых листоватых глин и тонкоплитчатых мергелей с очень редкими миллиметровыми прослоями алевролитов.
Общая мощность хадумских листоватых глин на большей части Восточного Ставрополья составляет 30-45 м, сокращаясь до нуля на северо-востоке и увеличиваясь к юго-западу, в районе Чернолесской впадины, до 70-80 м. Далее к западу, к Ставропольскому своду, при переходе в более плотные глины, а затем в алевролиты, она возрастает до 120 м и более.
Хадумская свита повсеместно перекрывается такими же темно-серыми листоватыми глинами баталпашинской свиты Майкопа, в кровле которой выделяется доломитизированный мергель мощностью 1-2 м. Мощность ее изменяется от 10-15 м на северо-востоке региона до 35-40 м в Чернолесской впадине.
Таким образом, разрез олигоцена Восточного Ставрополья представлен практически однообразной толщей листовато-чешуйчатых глин.
Остракодовый карбонатный пласт хадума и доломитизированный мергель баталпашинской свиты являются хорошими геофизическими высокоомными реперами и имеют широкое распространение в регионе.
Листовато-чешуйчатые глины хадумской и баталпашинской свит сильно пиритизированы (пирита до 9%), содержат большое количество рыбных остатков, обогащены ОВ. Концентрация битумоида в ОВ достигает 4-10 %, содержание углерода в битумоиде 81-84% [1]. Масса тонких горизонтальных трещин, за которые обычно принимается листоватость глин, часто заполнена нефтеподобным веществом.
Глинисто-карбонатные отложения олигоцена распространены не только в пределах Восточного Ставрополья, но и в смежных районах Калмыкии, Дагестана и Чечено-Ингушетии. Они залегают на глубинах 2000-3000 м, смяты в складки платформенного типа с углами падения пород на крыльях структур от 15' до 1,5°. Амплитуда поднятий преимущественно 5-15 м, лишь на юго-западе и юге увеличиваясь до 50-80 м.
Промышленные притоки нефти из глинистой толщи олигоцена Восточного Предкавказья были получены, начиная с 50-х годов, на Озек-Суатской, Прасковейской, Южно-Озек-Суатской, Лесной, Моздокской, Пошолкинской, Журавской и других площадях. Первоначальные дебиты нефти в среднем чаще всего достигали 5-25 м3/сут.
Отсутствие систематизированных данных о распространении залежей как по площади, так и по разрезу, в сочетании с невозможностью выделения применявшимися тогда геофизическими методами нефтенасыщенных объектов в толще листоватых глин, не позволило на том этапе развернуть широкие поисковые работы в этом направлении.
Олигоценовые нефти обладают относительно повышенной плотностью (0,84-0,85 г/см3), содержание смол в них 7,3-8,8%, асфальтенов 1,03-1,52%, серы 0,12-0,22%, парафина 6-11 %. Они обладают высокими товарными качествами: выход бензиновых фракций (до 200°С)-26-28%, а светлых (до 350 °С)-63-64 %. В пластовых условиях нефти имеют давление насыщения 7,3-11,4 МПа, газонасыщенность 55-94 м3/т, плотность 0,72-0,75 г/см3, вязкость 0,8- 1 мПа*с, объемный коэффициент 1,2-1,3, сжимаемость (11-16)*106 см2. Нефти относятся к метаново-нафтеновому типу и катагенетически слабо преобразованы.
Высокие товарные качества олигоценовых нефтей, небольшая глубина залегания и региональный характер нефтенасыщения наряду с завершением разработки традиционных объектов разведки в нижнемеловых и юрских отложениях стимулировали продолжение работ по разведке олигоценовых глинистых толщ, особенно в наиболее перспективном районе - Чернолесской впадине, в частности, на Журавской площади. В последние годы здесь получены весьма интересные результаты. В скв. 62 и 64 из листоватых глин баталпашинской свиты фонтанировала безводная нефть с дебитами соответственно 114 и 86 м3/сут. Эти, а также ряд других скважин, давших нефть из баталпашинской свиты (рис. 2), расположены на далеком западном погружении Журавского поднятия, в зоне его сочленения (через прогиб) с восточным склоном Ставропольского свода. Скважины, располагавшиеся в лучших структурных условиях, в пределах самой Журавской брахиантиклинальной складки не обнаружили признаков нефти, показав тем самым отсутствие непосредственной связи залежи с современным структурным планом. По керну, поднятому из скважин, высокоомный баталпашинский репер представлен крепким доломитизированпым мергелем, без признаков нефтенасыщения.
В связи с литологическим однообразием разрез олигоцена не расчленяется ни электрическими, ни радиоактивными методами. Тем не менее именно они были основными при выделении коллекторов в глинистых толщах. Это и понятно, так как при выборе метода исходят из представлений о физической природе коллектора. В данном случае, применяя стандартные способы промыслово-геофизических исследований при интерпретации разреза, предполагали гранулярный тип коллектора и переслаивание непроницаемых глин с проницаемыми авлевролитами. В то же время алевролиты в толще глин практически отсутствуют. Способ выделения коллекторов в таком разрезе не был разработан, и выбор объектов испытаний производился методом проб и ошибок.
Детальное изучение материалов акустического (АК) и плотностного (ГТК) каротажа позволило авторам данной статьи расчленить глинистый разрез олигоцена и выделить в нем коллекторы, связав нефтеносность с разуплотненными его частями. В результате такой интерпретации промыслово-геофизических данных были получены высокодебитные фонтаны нефти на Журавской площади. Пласт-коллектор характеризуется аномально повышенным поинтервальным временем пробега акустической волны до 650-700 мкс/м, при фоновом значении его до 350- 400 мкс/м и пониженным значением плотности пород 2,2-2,27 г/см3 при фоновом значении 2,54 г/см3. По данным АК устанавливаются участки повышенной пористости, по данным ГГК - разуплотненные интервалы. Совмещение аномалий этих параметров интерпретируется как указание на наличие коллектора (см. рис. 1).
По имеющимся данным представляется, что наиболее разуплотненные участки приурочены к зонам длительного, интенсивного и устойчивого постседиментационного прогибания. В результате «арочного» эффекта [2] в таких условиях происходит разуплотнение осадков и, в первую очередь слоистых глин.
В определенных термодинамических условиях олигоценовые глины заполняются нефтью, образуя залежи, приуроченные к разуплотненным участкам, ограниченным непроницаемыми зонами. Залежи нефти в них имеют упруго-замкнутый режим и представляют собой ярко выраженные неантиклинальные ловушки.
Исходя из этих представлений в отношении как палеотектонического развития, так и термодинамических условий наиболее перспективной зоной может быть Чернолесская впадина (см. рис. 2). Учитывая известные залежи и промышленные притоки нефти, перспективной, хотя и в меньшей степени, следует, очевидно, считать всю область распространения хадумской и баталпашинской свит в листоватой глинисто-карбонатной фации при тех же термодинамических и палеотектонических условиях.
Выделить пока более определенно перспективные участки в пределах рассматриваемого района не представляется возможным. Не ясны емкостные свойства, нефтеотдача, распространение ловушек, гидродинамические связи по простиранию и по вертикали. Только региональные геолого-поисковые и детальные разведочные работы в сочетании с более совершенной или принципиально новой методикой вскрытия этих отложений, освоения скважин, интенсификации притоков, а также применение новых методов интерпретации промыслово-геофизических исследований, детальные исследования литологических, геохимических и физических особенностей пород помогут успешно прогнозировать зоны, развития коллекторов, определить их нефтенасыщение и дать уточненную количественную оценку запасов нефти глинистой толщи олигоцена Восточного Предкавказья.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Л., Недра, 1969.
2. Пецюха Ю.А. Использование арочного эффекта упругих свойств жидкостей и пород для объяснения механизма первичной миграции углеводородов.- В кн: Генезис нефти и газа. М„ 1967, с. 388-394.
Поступила 24/VII 1982 г.
Рис. 1. Геолого-геофизический разрез глинистой толщи олигоцена Журавской площади.
1 - глины листоватые, некарбонатные; 2 - глины листоватые, слабокарбонатные; 3 - мергели и известняки; 4 - интервал опробования скважины; 5 - продуктивный интервал
Рис. 2. Структурная карта кровли баталпашинского репера Журавской площади.
1 - изогипсы кровли баталпашинского репера, м; 2 - разведочные скважины; 3 - скважины Журавской площади, давшие промышленные притоки нефти