|
УДК 622.323(470.44).46 + 574.1) |
Н.Н. ЛИСОВСКИЙ, А.А. НОВИКОВ [Миннефтепром], Н.А. КРЫЛОВ В. П. АВРОВ (ИГиРГИ)
Прикаспийская впадина - один из наиболее перспективных нефтегазоносных регионов СССР. Открытие Астраханского, Тенгизского, Жанажольского, Карачаганакского месторождений выдвигает Прикаспийскую НГП в число первоочередных объектов для опережающего развития геологоразведочных работ с целью создания новых нефтегазодобывающих территориально- производственных комплексов.
В разрезе осадочного чехла выделяются два нефтегазоносных комплекса - надсолевой (300-3500 м) и подсолевой (более 4000 м). Основная часть потенциальных ресурсов УВ Прикаспийской впадины сосредоточена в подсолевых отложениях. Особенностью региональной нефтегазоносности является приуроченность ее к карбонатным отложениям от девонских до нижнепермских включительно, коллекторские свойства которых не зависят от глубины их залегания.
Открытые месторождения связаны с мощными и значительными по площади карбонатными массивами, приуроченными к склонам, а в отдельных частях, очевидно, и к сводам Актюбинско-Астраханской системы палеоподнятий, фиксирующихся в виде выступов фундамента. Аналогичная картина соответствует и Карачаганакскому массиву, который находится в Оренбургской полосе палеоподнятий. Отличительная черта изученных карбонатных массивов - двухъярусное строение. В нижнем ярусе они обычно представлены слоистыми шельфовыми карбонатами, в которых фиксируются обширные пологие тектонические поднятия. Над ними в карбонатах верхнего яруса расположены отдельные биогермные постройки, усиливающие морфологическую выраженность сложных тектоно-седиментационных структур.
Интенсивное освоение подсолевых отложений Прикаспийской впадины вXI пятилетке создало надежную сырьевую базу для образования здесь новыхнефтегазодобывающих комплексов.
Производственные организации Миннефтепрома успешно справились с заданиями, по приросту запасов нефти, определенными на XI пятилетку, из подготовленных запасов нефти по впадине на долю Миннефтепрома приходится 72%.
Важно подчеркнуть уникальность открытия и высокую эффективность разведки выявленного Тенгизского месторождения благодаря прежде всего широкому внедрению нетрадиционного комплекса геологических исследований и решению сложных задач по технологии проводки глубоких разведочных скважин в экстремальных горно-геологических условиях. К настоящему времени проведена оценка месторождения до глубины 5100 м, установленный этаж нефтеносности карбонатной толщи подсолевых отложений 1300 м.
Полученные геологические результаты свидетельствуют о возможных перспективах нефтеносности Тенгизского месторождения до глубины 5,5- 6 км. Комплексные исследования материалов пространственной сейсмики и данных бурения показали, что Тенгизская структура, как и Карачаганакская, размещается в пределах крупного пологого поднятия, прослеживающегося в девонско-средневизейских отложениях толщиной более 2500 м, контуры которого отражаются по сейсмическому горизонту П3, приуроченному к их подошве. Это обширное по нижним горизонтам карбонатного комплекса поднятие охватывает, кроме Тенгизской, Королевскую и Огайскую структуры, выраженные обособленно в верхней карбонатной толще верхневизейско-среднекаменноугольного возраста. По аналогии с Карачаганакским месторождением структуру основания Королевско-Тенгизско-Огайского тектоноседиментационного сооружения можно рассматривать как крупный самостоятельный перспективный объект по верхнедевонско-средневизейскому карбонатному комплексу. Размеры этого поискового объекта составляют около 60x35 км при амплитуде не менее 600 м.
Предложенная геологическая модель указанной группы структур, особенно ее глубинных элементов, позволила разработать комплексную программу освоения нижних продуктивных горизонтов, которая включает бурение пяти скважин глубиной 5500 м по периферии Тенгизской и в седловинах между Королевской и Огайской структурами, а также бурения глубоких скважин на территории последних в количестве не менее трех на каждой. Кроме того, планируется пробурить четыре параметрические скважины глубиной 6,5-7 км для вскрытия перспективного разреза на максимальную толщину в пределах сводовой части пологого тектонического поднятия по нижнему карбонатному комплексу отложений, включая и верхнедевонские. В настоящее время указанная программа выполняется предприятиями Миннефтепрома, ее реализация позволит как минимум удвоить промышленные запасы Тенгизского месторождения. В целом интенсивное наращивание добычи нефти в Прикаспийской впадине определяется в первую очередь значительным увеличением темпов разведки региона.
В то же время, характеризуя геологоразведочные работы в 1981 - 1986 гг., необходимо отметить их несколько ограниченный фронт. Поисково-разведочное бурение было сосредоточено лишь в отдельных районах территории Прикаспийской впадины. Основные объемы бурения в этот период тратились на разведку выявленных месторождений, а доля поискового бурения не превышала 15 % всего поисково-разведочного бурения. Запланированные объемы параметрического бурения выполнены не были. Все это привело к тому, что в конце XI пятилетки предприятиями как Миннефтепрома, так и Мингео не было создано необходимого задела по выявлению новых перспективных районов для проведения поисково-разведочных работ в XII пятилетке. В нефтегазоносных районах Прикаспийской впадины план прироста запасов на ближайшую перспективу не обеспечен соответствующим объемом ресурсов категории С3.
В значительной степени это определялось недостаточными объемами высокоэффективных сейсмических работ. Анализ сейсмических работ по региону вцелом показал, что более 80 % всех сейсмических исследований выполнены на среднем техническом уровне, который явно недостаточен для подготовки фонда структур на территории, характеризующейся очень сложными сейсмогеологическими условиями. Несоответствия технического уровня проведения сейсмических работ геологическим задачам, которые они должны решать, к сожалению, не ликвидированы до сих пор, хотя для всех очевидно, что только высококачественные сейсмические исследования могут обеспечить кондиционную подготовку фонда структур. О неблагополучном положении с фондом подготовленных структур свидетельствует и тот факт, что по Прикаспийской впадине числится более двухсот выявленных структур, а фонд подготовленных объектов не превышает и двух десятков.
Такое положение с фондом перспективных структур в значительной мере обусловлено несоответствием выполненных объемов региональных работ задачам ускоренной подготовки запасов нефти. Это прежде всего касается состояния работ, связанных с параметрическим бурением на Гурьевском своде Актюбинско-Астраханской системы, а также в наименее изученных ее районах (имеются в виду Енбекский, Кызылжарский и Жаркамысский погребенные своды), где сосредоточена большая часть прогнозных ресурсов нефти Прикаспийской впадины до глубины 7 км. Следует добавить, что проведенные в настоящее время проработки долгосрочного планирования поисково-разведочных работ не опираются в должной мере на научные разработки, связанные с исследованиями геологической модели впадины в целом, с прогнозом фазового состояния УВ и коллекторских свойств пород, залегающих на глубинах свыше 5000 м. К сожалению, такие исследования отсутствуют в рамках единой огромной Прикаспийской НГП, где имеются лишь локальные разработки по отдельным районам, которые не всегда могут обеспечить необходимый эффективный уровень при долгосрочном планировании поисков в рамках единого региона.
Следует особо остановиться на «техническом» подходе к освоению, прогнозной оценке подсолевого комплекса отложений. Поисково-разведочные работы на подсолевые отложения в Прикаспийской впадине были тесно связаны с выявлением территории, доступной по глубинам для разбуривания этих отложений, и определялись уровнем достигнутых глубин проходки скважин в отдельные периоды времени. Примером этого служит освоение Актюбинского Приуралья, Ближнего Заволжья, восточного борта и юго-восточной части Прикаспийской впадины. Основная стратегия поиска определялась глубиной залегания подсолевого ложа и в лучшем случае палеогеографическими особенностями развития предкунгурского периода, восстановленного с учетом особенностей распределения глубины кунгурского солеродного бассейна осадконакопления. В дальнейшем эти геологические представления были трансформированы в теорию «карбонатного кольца» Прикаспийской впадины, что стимулировало проведение поисково-разведочных работ в ее бортовых частях. С указанным периодом связано открытие в подсолевых отложениях Астраханского, Кенкиякского, Карачаганакского и Жанажольского месторождений. Названные месторождения определяли географию поиска, но не всегда подтверждали наличие непрерывного карбонатного уступа, особенно в подсолевых палеозойских породах донижнепермского периода. В дальнейшем открытие нефтяного Тенгизского месторождения в пределах Южной Эмбы и накопление нового геологического материала по разведуемым подсолевым месторождениям указали на сложное распространение карбонатов, обусловленное палеозойской историей осадконакопления. При этом контуры палеозойских бассейнов, входящие в Прикаспийскую впадину, были значительно шире современных ее границ и включали обширные территории юго-востока Русской плиты Восточно-Европейской платформы и сопредельных герцинских геосинклиналей на востоке и юге.
На данной стадии изученности при анализе характера изменения толщин подсолевых палеозойских отложений в региональном плане, их литолого-стратиграфической характеристики на территории Прикаспийской впадины можно выделить два несколько обособленных друг от друга палеозойских бассейна, определявших особенности формирования палеозойского комплекса в целом. Разделяющим структурным элементом этих бассейнов являются обширные погребенные палеозойские своды, соответствующие системе выступов фундаментов, выделенной Н.В. Неволиным как Актюбинско-Астраханская.
Первый палеозойский бассейн, соответствующий территории Шукатского, Аралсорского и Хобдинского максимумов силы тяжести, очевидно, органически связан по нижнему структурному этажу с входящим на северо-западе в Прикаспийскую впадину Пачелмским прогибом. Бассейн характеризуется большими толщинами осадков (до 15 км), значительным развитием рифейских образований и наличием уже в конце среднего палеозоя (девон - карбон) глубоководных осадков в наиболее опущенных частях.
Второй бассейн - это область прогибания, ограничивающая с юга и юго-востока погребенные палеозойские своды: Енбекский, Кызылжарский, Жаркамысский, Биикжальский, Гурьевский, Северо-Каспийский и Астраханский. Формирование области было обусловлено развитием сопредельных герцинских геосинклинальных систем - Южно-Эмбинской и Уральской, представляющих собой своеобразную зону перикратонного опускания, образованную в геосинклинальный (доорогенный) этап развития герцинид.
Большое значение для формирования этих палеозойских бассейнов имела Актюбинско-Астраханская система выступов фундамента. В ее пределах толщина подсолевых палеозойских отложений в наиболее приподнятых частях составляет около 2 км, в то время как в сопредельных погруженных районах палеозойских бассейнов она увеличивается до 15 км к северо-западу и до 8- 10 км на юг и юго-восток. Как показал палеотектонический анализ, эта система погребенных палеозойских сводов, очевидно, вплоть до ранней перми представляла собой резко выраженный крупный положительный структурный элемент, включающий обширные обособленные своды. Не исключено, что в пределах отдельных сводов палеозойские отложения размыты до отложений девона и силура, на которых с резким угловым несогласием залегают образования нижней перми. Исследование внутренней структуры подсолевых отложений в пределах наиболее изученных склонов этого общего структурного элемента позволило установить резкое нарастание мощностей подсолевого комплекса, наблюдающееся особенно в периферийных частях выступов фундамента. С этими зонами резкого наращивания мощностей, как показали сейсмические исследования, связаны карбонатные породы, сформированные в мелководной зоне и содержащие многочисленные прослои органогенных известняков и биогермных фаций. Наличие таких «карбонатных зон», очевидно, свойственно не только южному и юго-восточному склонам, но и склонам, обращенным на запад и северо-запад, в сторону глубоких депрессионных зон северного палеозойского бассейна.
Выполненный литолого-фациальный анализ разреза отложений наиболее изученной юго-восточной части Прикаспийской впадины показал, что нефтеносность Жанажольской и Тенгизской площадей связана именно с карбонатными массивами, которые были определены восточными и юго-восточными склонами Актюбинско-Астраханской системы погребенных сводов. Площадь карбонатного массива, соответствующего Жанажольской, приурочена к восточному склону Жаркамысского погребенного свода, а площадь карбонатов Тенгизского месторождения (Приморская зона) располагается в пределах южного сложного склона Гурьевского свода. Более того, проведенные в XI пятилетке значительные поисково-разведочные работы вдоль юго-восточного бортового ограничения Южно-Эмбинского обращенного поднятия однозначно указали, что последний соответствует центральной части обширного палеозойского бассейна осадконакопления и генетически не связан с карбонатными зонами, относящимися к Жанажольской и Тенгизской площадям. Очевидно, эта полоса возможных карбонатных массивов, к которым приурочиваются Жанажольское и Тенгизское месторождения, располагается севернее центральной части Прикаспия и контролируется юго-восточным склоном Актюбинско-Астраханской системы. Возраст этих возможных карбонатных массивов в пределах склонов Гурьевского и Биикжальского палеосводов определен как верхний девон - нижний карбон, а на территории Жаркамысского палеосвода и его склонах - верхний - средний карбон и верхний девон. Глубины залегания кровли возможных карбонатных массивов в данных районах, а вернее, отдельных локальных структур в их пределах составляют около 5-6 км. В соответствии с прогнозом фазового состояния УВ палеозойских подсолевых отложений здесь можно ожидать наличия нефтяных и вторичных газоконденсатных залежей. Последние прогнозируются на глубине свыше 6,5 км.
Выделенная нами перспективная территория характеризуется весьма благоприятным региональным тектоническим положением. Она приурочена к южным и юго-восточным склонам Актюбинско-Астраханской системы погребенных сводов и обрамляется с юга глубокой палеодепрессионной зоной Южно-Эмбинского обращенного поднятия. Проведенный анализ толщин отложений показывает, что региональные наклоны палеозойских пород способствовали миграции сюда УВ из погруженных районов юго-восточной части, включая и территорию обращенного Южно-Эмбинского мегаподнятия, вплоть до ранней перми. Более того, несмотря на резкую перестройку регионального структурного плана данной территории в позднепермское и триасовое время, региональный наклон отложений на уровне верхнего девона сохранился и в настоящее время. Все это указывает на весьма благоприятные нефтегеологические предпосылки для формирования здесь обширных зон нефтегазонакопления, связанных с южным и юго-восточным склонами системы палеосводов, особенно с учетом возможного развития в этих районах карбонатных массивов. Последние же, принимая во внимание характер распределения толщин подсолевого палеозоя в пределах погруженных сводов, особенно на территории Жаркамысского и Енбекского, где они достигают 5 км, очевидно, будут занимать также и обширные сводовые части. Особенно это касается верхнедевонских карбонатных отложений. Указанное обстоятельство значительно расширяет площадь перспективных земель в отношении возможностей обнаружения скоплений нефти и газа в карбонатных образованиях.
Кроме того, выделенная перспективная территория в пределах Актюбинско-Астраханской системы погруженных сводов, как отмечалось выше, должна отличаться значительной концентрацией УВ, прежде всего нефти, до глубин 6,5 км. Здесь имеются весьма благоприятные условия обнаружения скоплений типа Тенгизского или Жанажольского. При новой количественной прогнозной оценке эти районы должны характеризоваться более высокой плотностью ресурсов. В то же время сделанная ранее прогнозная оценка Южно-Эмбинского обращенного мегаподнятия, включая его склоны, была сильно завышена, что и подтвердили поисково-разведочные работы XI пятилетки.
Дальнейшие геологоразведочные работы в пределах установленных перспективных территорий должны прежде всего выявить наличие карбонатных массивов и особенности их строения. Эти задачи следует решать в первую очередь системой региональных профилей различной модификации и профильным параметрическим бурением.
На стадии регионального сейсмического изучения рекомендуемых перспективных зон большое значение может иметь комплексное исследование; КМПВ-МОГТ, которое позволит не только проследить характер подсолевого ложа, но и выявить тип пород, залегающих под нижнепермской поверхностью. Для этого необходимо форсировать отработку поперечных рекогносцировочных профилей КМПВ и МОГТ на основе цифровой записи и машинной обработки материалов по одним и тем же направлениям, наиболее полно используя возможности каждого метода; комплексировать региональные сейсмические и опытно-методические исследования по программе прогноза геологического разреза для предварительной оценки вещественного состава и коллекторских свойств подсолевых отложений. Проведение профильного бурения параметрических скважин по выполненным сейсмическим профилям через наиболее интересные и сложные зоны позволит определить характер скоростной модели и сейсмогеологические условия для дальнейшего ведения детальных сейсмических работ.
Быстрое и целенаправленное изучение рекомендуемых районов позволит уточнить контуры распространения новых карбонатных массивов, в пределах которых имеется реальная возможность для выявления детальными сейсмическими работами не менее пяти-восьми подсолевых поднятий, перспективных прежде всего на нефть. Причем два или три из этих поднятий, как показывает соотношение структур в наиболее изученных районах Прорвинско-Каратонского карбонатного массива, будут сопоставимы с Тенгизской площадью или Приморским валом.
Имеющиеся нефтегеологические предпосылки данной территории указывают на то, что она должна явиться в XII пятилетке объектом форсированных комплексных региональных исследований. Именно здесь имеются наиболее реальные предпосылки для открытия скоплений нефти и нефтегазоконденсата.