|
УДК 553.981.2(477.54) |
Новый тип газовых залежей юго-востока Днепровско-Донецкой впадины
Я.И. КОЛОМИЕЦ, Б.П. СТЕРЛИН (УкрНИИгаз), О.Э. ЯКОВЛЕВ (Укрбургаз)
В результате разбуривания приштоковых зон в юго-восточной части ДДВ открыты газовые месторождения нового для этого региона комбинированного типа. Для них характерны резервуары, образованные крутопадающими (до 90°) породами нижнего и низов среднего карбона и моноклинально залегающими нижней перми и верхнего карбона. Приуроченные к ним залежи УВ экранируются по восстанию пластов соляными штоками, а сверху перекрыты галогенно-карбонатными отложениями нижней перми и козырьком штока [3]. Такие геологические условия сохранности залежей встречены на Распашновском, Чутовском, Новоукраинском и других месторождениях.
Проведенный нами в связи с опытно-промышленной эксплуатацией и разработкой анализ геологического строения приштоковых зон Чутовско-Белуховского соляного вала, к которому примыкают Чутовское, Новоукраинское и Распашновское месторождения, а также ранее (Я.И. Коломиец, 1974 г.) выполненное изучение (в шлифах) пород нижней перми Новоукраинской площади, позволили выявить неизвестный до настоящего времени в регионе тип газовых залежей, связанных со шлейфами девонских соляных тел (рисунок).
Эти образования сформировались при подводной денудации и растворении соляных штоков, что происходило в процессе их роста в раннепермское время. В результате этого имеющиеся в штоковой соли обломки карбонатных, терригенных и эффузивных пород отлагались вблизи соляных тел в виде клиновидных пластов. Упомянутые шлейфы девонских соляных тел на юго-востоке ДДВ впервые описаны в 1965 г, [2], однако их газоносность в то время не была известна.
Изучение обширного кернового и промыслово-геофизического материалов по скважинам, пробуренным на Новоукраинском и Чутовском месторождениях, позволило уточнить возраст и установить генезис отложений нижней перми, вмещающих газовые залежи вблизи соляных тел.
Рассматриваемые отложения залегают на этих месторождениях с глубоким размывом на породах турнейского и башкирского ярусов и перекрываются козырьком штока толщиной до 3500 м.
Приштоковые разрезы нижней перми существенно отличаются от нормально-морского соленосного типа этих отложений, широко развитых в ДДВ. Прежде всего в них значительно сокращается толщина ангидритов, полностью исчезают пласты каменной соли и поэтому не выражена ритмика осадконакопления, характерная для открытых морских условий образования карбонатно-галогенной толщи ДДВ.
Изучение вещественного состава карбонатно-галогенной толщи нижней перми на Новоукраинском (скв. 21, 22, 31, 32) и Чутовском (скв. 26, 27) месторождениях показало, что в ее строении преобладают шлейфовые фации.
На Новоукраинском месторождении шлейфы сложены в основном известняками и доломитами от серовато-белых до темно-серых тонов, различной зернистости, с включениями обуглившихся растительных остатков, ангидрита и аргиллита. Породы часто комковаты, пористы, кавернозны. Макроскопически они мало отличимы от карбонатных горизонтов нормального соленосного разреза нижней перми.
Существенное различие нормальных и шлейфовых карбонатов наблюдается под микроскопом. Последние - мелкокомковатые, сгустковые, псевдоолитовые и оолитовые, с примесью терригенной) материала, содержат идиоморфные кристаллы кварца, доломита, кальцита, вкрапления пирита, зерна магнетита, обломки девонских диабазов.
Активное аутигенное минералообразование в породах вызвано присутствием соляных тел среди сформированных осадков, изменявших гидрохимический режим придонных и подземных захороненных вод.
Для описываемых разновидностей пород характерно также почти полное отсутствие органических остатков. Очень редко в них встречаются прикрепленные фораминиферы, обволакивающие организмы типа строматолитов и имеющие широкое вертикальное распространение.
Толщина шлейфового разреза на месторождении 120-180 м. В его нижней половине прослеживаются коричневые, серые и темно-серые аргиллиты и глины нормального осадконакопления с пластами ангидритов (0,5-1 м). Темно-серые углистые аргиллиты и глины в соседстве с ангидритами характерны для верхней части мелиховской толщи картамышской свиты (первый ангидрит над известняком Q7) и низов никитовской свиты нижней перми, что наряду с условиями залегания является доказательством нижней границы времени формирования описываемых пород. Завершение их образования приходится, по-видимому, на конец никитовского - начало славянского времени.
На Чутовском месторождении нижнепермские шлейфы сложены переслаивающимися карбонатными и терригенными породами. Последние представлены алевролитами, песчаниками и гравелитами. Песчаники и гравелиты на карбонатном цементе содержат обломки кремней, ангидритов, диабазов, спилитов, зерна кварца, единичные оолиты. На фоне неоднородной массы развиты многочисленные новообразования: розетки кварцита, кристаллы карбонатов, агрегатные обособления ангидрита, зерна магнетита. Толщина отдельных пластов терригенных пород 10-30 м. Известняки оолитовые и псевдоолитовые с обломками измененных диабазов, спилитов, которые часто служат ядрами для оолитов. Суммарная толщина шлейфового разреза Чутовского месторождения достигает 400 м (скв. 6).
Приведенные особенности разреза шлейфов Новоукраинского и Чутовского месторождений, прежде всего их преобладающий карбонатный состав, дали основание некоторым исследователям [4] ошибочно причислить их к рифовым телам и соответственно ориентировать здесь поисково-разведочные работы.
Как отмечалось выше, в шлейфовых образованиях Новоукраинского и Чутовского месторождений выявлены промышленные скопления газа.
На Новоукраинском месторождении коллекторами в шлейфовой толще служат доломиты и известняки с пористостью по керну 12-20 %. Они залегают среди плотных карбонатных пород в виде линз толщиной 1-25 м и ориентированы вдоль соляного тела. Изолированность осложняет газодинамическую сообщаемость этих линз. Суммарная толщина газоносных пластов в разрезе отдельных скважин достигает 70 м. Коллекторские свойства шлейфовых карбонатов и соответственно их продуктивность довольно резко меняются по простиранию. Так, в центральной и северо-западной частях месторождения дебиты газа из скв. 21 и 31 составили соответственно 10,3 млн. м3/сут (шайба 46 мм) и 2,9 млн. м3/сут (шайба 35 мм). Начальное пластовое давление на глубине 3627 м было 41,89 МПа. На юго-востоке территории емкостные и фильтрационные свойства карбонатных пород шлейфа значительно ухудшаются. Дебит газа из скв. 22, пробуренной на расстоянии 1,8 км от скв. 21, составил всего 8,1 тыс. м3/сут (шайба 8,1 мм). На расстоянии около 1 км от штока газоносные пласты шлейфа замещаются плотными породами нормального соленосного разреза карбонатно-галогенной толщи.
На Чутовском месторождении в скв. 6 (интервал 2500-2900 м) продуктивна практически вся толща шлейфа. Здесь газоносны как терригенные, так и карбонатные породы. Пористость известняков по керну составляет 16,2- 29,7 %, песчаников 7-15 % и гравелитов 10,6-20,5%. Дебиты газа в пяти опробованных в шлейфе объектов колеблются от 74 до 207 тыс. м3/сут. Пластовое давление на глубине 2822 м составляет 34,38 МПа. По данным промысловой геофизики и опробования, суммарная эффективная газонасыщенная толщина шлейфовых отложений достигает 200 м, ширина их развития 1,1 км.
Необходимо отметить, что в южной части Чутовского месторождения, где развит нормальный соленосный тип разреза нижней перми, продуктивен карбонатный горизонт S3 славянской свиты, имеющий толщину 30-35 м. Газодинамически он разобщен с газоносными пластами шлейфовых отложений, о чем свидетельствуют различные пластовые давления, зафиксированные в них на одном гипсометрическом уровне.
Газоносные шлейфовые образования не контролируются структурными формами и экранированы со всех сторон. Сверху покрышкой являются козырьки соляных штоков, играющие также роль боковых экранов. С другой стороны, в зонах замещения шлейфовых разрезов нормальными соленосными газоносные пласты ограничены плотными карбонатами, глинами, ангидритами, солями. Подстилающие шлейфы глинистые пласты мелиховской пачки экранируют газовую залежь снизу. Активных подошвенных или контурных вод в залежах не обнаружено.
Кроме Чутовского и Новоукраинского месторождений подобные газоносные образования встречены в карбонатно-галогенных отложениях на Крестищенском месторождении в узкой зоне их примыкания к одноименному соляному штоку (скв. 283, 128, 323 и др.).
По условиям залегания газоносных шлейфов заключенные в них газовые залежи могут быть отнесены, согласно классификации И.О. Брода и Н.А. Еременко [1], к типу литологически ограниченных со всех сторон.
Своеобразием описываемого типа залежей является значительная их высота (до 400 м) при небольшой (до 1 км) ширине.
Коллекторы описанных залежей образовались в прибрежно-морских условиях. Об этом свидетельствуют оолитовые, псевдоолитовые структуры карбонатов, прикрепленные формы фораминифер. По всей вероятности, в раннепермское время Чутовско-Белуховский вал и зона его обрамления представляли собой приподнятый блок.
Приведенные данные позволяют считать, что природные резервуары, содержащие газовые залежи в нижнепермских отложениях на Чутовском, Крестищенском и Новоукраинском месторождениях, возникли почти исключительно благодаря соляным штокам. Последние служили источником захваченного ими обломочного материала для формирования значительной части коллекторов. Кроме того, рост штоков в зонах их обрамления обусловил специфическую обстановку седиментогенеза.
Время начала заполнения описанной ловушки относится к поздней перми.
Рассмотренные условия газоносности шлейфовых тел позволяют сделать вывод о необходимости критического пересмотра результатов поисково-разведочного бурения в зонах развития шлейфов юго-восточной части ДДВ. Очевидно, что перспективы наиболее интересных открытий связаны в первую очередь с крупными соляными штоками и валами, например, с неразведанными участками Чутовско-Белуховского соляного вала и практически не изученными бурением Елизаветовско-Тарасовским валом и Селещинским соляным штоком.
Очевидно, назрела необходимость постановки задачи картирования шлейфовых тел с помощью геофизических методов разведки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. М., Гостоптехиздат, 1957.
2. Брекчиевидные песчаники и гравелиты - свидетели конседиментационного роста девонской соли в раннепермское время. - В кн.: Материалы I Международного солевого симпозиума. Киев, 1966, с. 216-222.
3. Некоторые вопросы методики поисков, разведки и опытно-промышленной эксплуатации новых типов залежей нефти и газа в Днепровско-Донецкой впадине / А.В. Бобошко, Б.Т. Буняк, И.В. Дияк и др. - Нефтяная и газовая пром-сть, 1972, № 2, с. 4-8.
4. Прилипко И.П. Литолого-геологические признаки выявления коллекторов газа, приуроченных к хемогенным отложениям нижней перми Днепровско-Донецкой впадины. - Геол. журн. АН УССР, 1981, № 6, с. 122-128.
Поступила 17/Х 1983 г.
Рисунок Схематический разрез шлейфовой толщи Чутовского газоконденсатного месторождения.
1 - граница фациального замещения; 2 - каменная соль; 3 - разрывные нарушения; 4 - газоносные горизонты; I- соленосный тип разреза карбонатно-галогенной толщи нижней перми; II - отложения шлейфа; S3 - маркирующий карбонатный горизонт