К оглавлению

УДК 553.98 (470.44/.56)

Залежи нефти и газа северной бортовой части Прикаспийской синеклизы

Ю.Г. ЗИМИН (ЮУО ВНИГНИ)

К настоящему времени в подсолевых карбонатных отложениях северной части Прикаспийской синеклизы выявлено несколько месторождений нефти и газа. Среди них более часто встречаются газовые и газоконденсатные, реже нефтяные.

В тектоническом отношении залежи УВ приурочены к узкой субширотной зоне, образованной приподнятым крылом флексуры, ограничивающей впадину, и структурным террасам, осложняющим юго-восточный склон Волго-Уральской антеклизы (рис. 1).

Стратиграфическая приуроченность скоплений легких и тяжелых УВ весьма определенна: газовые и газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками развиты в подсолевых нижнепермских карбонатах, нефтяные - в известняках башкирского яруса.

Породы, слагающие продуктивные горизонты артинского и башкирского ярусов, обладают широким диапазоном величин емкостных параметров, характерных как для хороших коллекторов, так и для плотных, непроницаемых разностей. В связи с этим, вертикальные разрезы продуктивных горизонтов представляют собой частое переслаивание небольших по толщине эффективных прослоев (0,5-3 м) с более мощными плотными, непроницаемыми известняками. Последние часто играют роль локальных экранов, разделяющих залежи УВ на отдельные объекты.

Залежи бортового уступа Прикаспийской синеклизы согласно существующим схемам классификации относятся к сводовым и приурочены к ловушкам структурного и структурно-литологического типов (рис. 2, таблица). Антиклинальные ловушки с резервуарами массивного типа обнаружены в артинских подсолевых отложениях на Бородинской и Кузнецовской площадях (рис. 2, А). Здесь в небольших по размерам рифогенных постройках, выраженных в структурном плане как малоамплитудные купола, сформировались газоконденсатные залежи.

Очень близкой к ним по типу является газоконденсатная залежь, вскрытая на Уральском локальном поднятии (рис. 2, Б). Она ограничена в плане и разрезе площадью развития пород-коллекторов рифогенного ядра, расположенного в сводовой части структуры. На ее крыльях карбонатные коллекторы замещаются плотными непроницаемыми разностями, литологически экранирующими залежь газа по периметру поднятия. Такое строение оказало влияние на успешность разведочных работ. Из четырех пробуренных скважин промышленный приток получен в одной, присводовой.

Артинские газоконденсатные залежи в массивных многопластовых резервуарах обычно сопровождаются нефтяными оторочками. Анализ фактического материала показывает, что главными факторами, определяющими форму и размер оторочек, являются степень завершенности формирования газовых залежей процессами дифференциального улавливания УВ и характер гидродинамической связи различных блоков вмещающего резервуара.

Так, на Копанском и Западно-Тепловском месторождениях, характеризующихся сравнительно хорошими коллекторскими свойствами артинских известняков, сформировались газоконденсатные залежи, подстилаемые сплошными нефтяными оторочками, мощность которых по площади практически не изменяется (рис. 2, В).

Сплошная нефтяная оторочка активно влияет на эксплуатационные характеристики залежи. На Копанском месторождении в отдельных скважинах из оторочки получены дебиты нефти от 17 до 213 т/сут. При пробной эксплуатации газонасыщенной части разреза с приближением интервалов перфорации к зоне ГНК повышается плотность конденсата, меняется его цвет на темно-коричневый и в 2-3 раза увеличивается газоконденсатный фактор (ГКФ).

На Оренбургском газоконденсатном месторождении сплошная нефтяная оторочка, подстилающая массивную газоконденсатную залежь, распространена неповсеместно. Детальная послойная корреляция на основе промыслово-геофизического материала показывает, что нефтенасыщенная часть разреза представлена переслаивающимися пористыми и плотными карбонатами. Плотные, непроницаемые прослои, достигающие мощности 12 м, не являясь экранами для газа, контролируют лишь распределение нефти. В результате нефтяная оторочка расчленяется на несколько обособленных участков экранированными зонами отсутствия коллекторов. Степень изоляции нефтенасыщенных пластов в этих зонах настолько высока, что при их пробной эксплуатации с депрессиями на пласт до 17 МПа и дебитами нефти до 100 т/сут прорывов свободного газа из вышезалегающих пластов не отмечалось [2-4].

Однако, несмотря на локальное экранирование нефтенасыщенных слоев, соотношение эффективных и непроницаемых разностей пород в разрезе продуктивной части Оренбургской газоконденсатной залежи таково, что при дифференциальном улавливании газа ранее скопившаяся нефть, оттесненная на более глубокий гипсометрический уровень, все же образовала сплошную оторочку, прерывающуюся лишь в зонах отсутствия коллекторов (рис. 2, Г).

В условиях прогрессивного ухудшения емкостных характеристик вмещающих карбонатов и возрастания роли плотных прослоев в продуктивной части разреза нефтяные оторочки теряют сплошность и расчленяются на отдельные объекты.

На Бердянском месторождении суммарная толщина эффективных прослоев артинской залежи не превышает 20- 25 % высоты разреза. Пачкой плотных известняков мощностью 15 м залежь расчленяется на две части - верхнюю газоконденсатную, нижнюю нефтяную (рис. 2, Д). Газонасыщенные пласты сопровождаются небольшой нефтяной оторочкой, развитой лишь на восточной периклинали структуры. Нефть залегает между региональным экраном и пластом ангидрита («нижний ангидрит») таким образом, что оторочка в плане представляет собой сегмент с пластовым характером насыщения эффективных прослоев. Подложка оторочки «нижний ангидрит», непроницаемая для нефти, в сводовых участках залежи не является экраном для газа.

Сложное соотношение тяжелых и легких УВ Бердянской залежи хорошо объясняется направленной с запада вторичной миграцией газа по проницаемым пластам, изолированным сверху региональным экраном и плотными карбонатами снизу. При этом нефть верхней проницаемой пачки была вытеснена за пределы замка структуры и сохранилась лишь на восточной периклинали в литологически изолированной зоне. В нижнюю часть залежи газ не поступал, что обеспечило сохранность небольшой остаточной массивной залежи практически дегазированной нефти.

На Черниговском газоконденсатном месторождении вторичное заполнение ловушки газом сопровождалось полным вытеснением ранее аккумулированной нефти. Лишь на юго-восточном крутом крыле структуры сохранилось остаточное нефтенасыщение коллекторов (рис. 2, Е).

На Северо-Копанском месторождении в артинской залежи газоносный пласт залегает непосредственно под региональным экраном. Гипсометрически ниже, в толще плотных карбонатов, развиты изолированные линзы и полулинзы нефтенасыщенных известняков. Залежь, в целом сохраняя массивный облик, фактически состоит из разобщенных литологически экранированных газонефтенасыщенных прослоев с общим ГВК и ВНК (рис. 2, Ж).

Примером залежи, сформировавшейся в массиве известняков с очень плохими коллекторскими свойствами, может служить Нагумановское месторождение (рис. 2, З). Здесь промышленная газоносность приурочена к известнякам суммарной мощностью эффективных прослоев не более 11-13 % высоты газонасыщенной части. Детальная пластовая корреляция указывает на прерывистость и линзовидное строение эффективных прослоев Нагумановской залежи, а результаты испытания скважин - на плохую гидродинамическую связь коллекторов, быстрый темп падения дебита газа и пластового давления. Преобладание плотных разностей пород в разрезе залежи обусловливает еще одну характерную особенность - исчезновение раздела газ - вода. Дело в том, что газонасыщенные прослои, замещаясь при погружении непроницаемыми для воды породами, фонтанируют сухим газом даже тогда, когда вскрыты «водонасыщенные» участки разреза.

Нефтяные и газовые залежи башкирского яруса по строению менее разнообразны. Большинство из них относится к массивному типу и приурочено к резервуарам с хорошими коллекторскими свойствами. Число эффективных прослоев в разрезе свыше 50-60 %. Такие залежи известны на Копанском, Северо-Копанском (нефтяные) и других месторождениях (рис. 2, И). По строению они мало чем отличаются от многих залежей карбонатных толщ бортов Муханово-Ероховского прогиба и других нефтегазоносных районов юго-восточного склона Волго-Уральской антеклизы.

Сложное строение выявилось при разведке башкирской залежи Бердянского месторождения. Здесь в шести скважинах, пробуренных в сводовой части структуры, отмечены притоки пластовой воды. На периклиналях структуры, на более низких гипсометрических отметках, получены фонтанные притоки нефти дебитом 40-65 т/сут (рис. 2, K).

Видимых структурных, стратиграфических или литологических барьеров, обусловливающих аномальную водонасыщенность, по данным бурения и геофизическим исследованиям не наблюдается. Детальный анализ фактического материала показывает, что формирование нефтяной залежи Берлинского месторождения осуществлялось в отдельных блоках структуры, экранированных от свода поднятия тектоно-эрозионными врезами [1].

Проведенный обзор типов залежей нефти и газа позволяет сделать следующие выводы.

1. По разнообразию форм залежей УВ северная бортовая часть Прикаспийской синеклизы резко отличается от нефтяных областей и районов Волго-Уральской провинции.

2. Стратиграфическая приуроченность легких и тяжелых УВ имеет региональный характер: с подсолевыми нижнепермскими отложениями связаны скопления газа, со среднекаменноугольными - нефти.

3. При разведке газоконденсатных залежей в сложно построенных ловушках следует особо выделить локальные экраны, способные расчленять промышленные скопления нефти и газа.

4. Оценка продуктивности сложно построенных залежей УВ не может основываться на отрицательных результатах бурения присводовых скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Денцкевич И.А., Баранов В.K., Ощепков В. А. Роль эрозионных процессов в формировании грабенообразных прогибов.- Геология нефти и газа. 1982, № 2, с. 42-43.
2. Козлов Н.Ф., Макаров Г.В. Особенности геологического строения нефтяных оторочек Оренбургского газоконденсатного месторождения.- Геология нефти и газа, 1984, № 2, с. 32- 34.
3. Перспективы разведки и освоения подгазовой залежи нефти Оренбургского газоконденсатного месторождения / А.С. Пантелеев, Е.С. Гришин, И.Н. Малиновский и др.- Геология нефти и газа, 1982, № 8, с. 18-20.
4. Соловьев Б.А. Проблема раздельного формирования месторождений нефти и газа подсолевого комплекса Прикаспийского солянокупольного бассейна.- Геология нефти и газа, 1982, № 1, с. 45-49.

Таблица

Тип			УВ	Возраст продуктивного горизонта	Месторождение
резервуара	ловушки	нефтяной оторочки
Массивный	Сводовый		Газ, конденсат	Артинский	Бородинское, Кузнецовское (рис. 2, А)
	Сводовый, литологически ограниченный		То же	То же	Уральское (рис. 2, Б)
Массивный многоплановый	Сводовый	Сплошной	Газ, конденсат, нефть	То же	Копанское, Западно-Тепловское (рис. 2, B)
		Расчлененный	То же	Нижнепермский	Оренбургское (рис. 2, Г)
		Сегментарный	То же	Артинский	Бердянское, Черниговское (рис. 2, Д, Е)
			Нефть	Башкирский	Копанское (рис. 2, И)
Структурно-литологический	Сводовый, литологически ограниченный		Газ, конденсат, нефть	Артинский	Северо-Копанское, Нагумановское (рис. 2, Ж, З)
	Сводовый, осложненный эрозионными врезами		Нефть	Башкирский	Бердянское (рис. 2, K)

Рис. 1. Схематическая структурная карта по кровле подсолевых нижнепермских отложений северной бортовой части Прикаспийской синеклиэы.

а - изогипсы кровли артинского яруса, б - флексуры осадочного чехла, в - газовые и газоконденсатные месторождения, г - газонефтяные месторождения, д - локальные поднятия. Месторождения нефти и газа; 1 - Западно-Тепловское, 2 - Уральское, 3 - Кузнецовское, 4 - Бородинское, 5 - Оренбургское, 6 - Черниговское, 7 - Комаровское, 8 - Северо-Копанское. 9 - Каменное, 10 - Бердянское, 11 - Копанское, 12 - Нагумановское

Рис. 2. Принципиальные схемы строения газовых и нефтяных залежей северной бортовой части Прикаспийской синеклизы.

Газовые и газоконденсатные: А - Бородинская, Кузнецовская, Б - Уральская, В - Западно-Тепловская, Г - Оренбургская, Д - Бердянская, Е - Черниговская, Ж - Северо-Копанская, 3 - Нагумановская; нефтяные: И - Копанская, К- Бердянская. Породы: а - газонасыщенные, б - нефтенасыщенные, в - сульфатные, г - плотные, непроницаемые, д - водонасыщенные