К оглавлению

УДК 553.98.551.73/.761 (574.14)

Нефтегазоносность зон разуплотнения доюрских пород Южного Мангышлака

К. МАХУТОВ (Мангышлакнефть)

Высокие добывные возможности отдельных скважин, эксплуатирующих различные объекты триас-палеозойского разреза Южного Мангышлака, и несовершенство как методики поисково-разведочных работ, так и технологии вскрытия и опробования доюрских объектов, могут свидетельствовать о невыявленных резервах данной толщи. Несмотря на то, что целенаправленное изучение геологического строения и нефтегазоносности доюрского комплекса бурением ведется более 15 лет, еще не сложилось единого представления о модели залежей в этой толще, что соответствующим образом отражается на эффективности проводимых работ.

В доюрском разрезе Южного Мангышлака промышленно нефтегазоносными являются низкопроницаемые терригенные и карбонатные отложения триаса с различным содержанием туфогенного материала. Высокодебитные притоки нефти получены также из гранитоидных пород, интрудированных в позднепалеозойское время в толщу углисто-глинистых сланцев фундамента на площади Оймаша. Трудности освоения УВ-ресурсов доюрской толщи определяются главным образом сложным строением залежей при выдержанных мощностях и литологии вмещающих пород по площади. Латеральная неоднородность фильтрационно-емкостных свойств продуктивных горизонтов обусловливает нарушение морфологической связи залежей с контролирующими их локальными геологическими объектами, вследствие чего геометрические параметры последних не могут служить достаточной основой для оценки ресурсов и ведения поисков УВ в доюрском разрезе. В этих условиях оптимизация поисково-разведочных работ возможна только при положительном решении проблемы прогнозирования пространственного положения доюрских залежей еще до ввода площади в глубокое бурение.

Проведенный нами анализ информативности геолого-геофизических материалов показывает, что продуктивные участки доюрских пород Южного Мангышлака характеризуются строго определенными признаками на временных разрезах сейсморазведки МОП. На месторождениях Ракушечное, Оймаша, Южный Жетыбай, Тасбулат и площадях Сарсенбай, Адыр, Пионерская, Баканды и Западный Тасбулат скважины с промышленными притоками УВ из доюрской части разреза (включая границы на Оймаше), расположены на участках, отличающихся ухудшением интенсивности отражения и фазовой прослеживаемости горизонтов вплоть до полного исчезновения регулярной записи, прерывистостью, дифрагированием волн, сменой полярности фаз и др. [3]. Характеристика таких аномалий для продуктивных участков разреза подтверждается на примерах скважин, пробуренных как на упомянутых, так и на новых площадях (Уйлюк, Ташкум, Северный Карагие, м. Песчаный-Ащисор).

Отмеченные особенности волнового поля, на наш взгляд, нет оснований принимать за возможные прямые признаки залежей УВ в глубокозалегающих (более 3 км) плотных породах триаса со сложной структурой резервуара. Анализ современного состояния разработки прямых методов поисков нефти и газа показывает, что возможности сейсморазведки в этом отношении пока ограничены лишь верхней частью осадочного чехла с наиболее простыми сейсмогеологическими условиями [1].

Вероятно, эти аномалии обусловлены главным образом разуплотненным состоянием (повышенной трещиноватостью, раздробленностью, вторичной пористостью и кавернозностью) вмещающих залежь низкопроницаемых пород. Эти признаки на временных разрезах характерны для различного рода нарушения сплошности пород - трещинно-разрывные зоны, с которыми генетически и пространственно связаны вторичные коллекторы доюрского комплекса Южного Мангышлака [3]. При этом нельзя исключать интегрального характера наблюдаемого поля. Вполне возможно, что оно несет в себе информацию и о насыщающих данную среду УВ-флюидах. Эффект от последних по расчетам А.В. Журавлевой (1982 г.) на порядок меньше по сравнению с эффектом от вторичного разуплотнения коллектора, поэтому волновые аномалии нами принимаются в общем случае как признаки относительной разуплотненности пород на временных разрезах. На площадях Южного Мангышлака зоны разуплотнения доюрских пород, выделенные путем прослеживания по сейсмопрофилям с характерными особенностями волновой картины, в плане имеют разнообразную форму и занимают различное положение относительно структуры (рисунок). В большинстве случаев они пересекают ее сводовую часть. Примечательно, что зоны разуплотнения не всегда и не строго сопровождают разломы. Это, по-видимому, объясняется тем, что в структурной (нефтяной) сейсморазведке разломы картируются преимущественно по явному признаку вертикального смещения слоев, т. е. сбросового типа, и полной потере корреляции регулярных отражений. При любой возможности прослеживания горизонта признаки мало- и безамплитудного нарушения сплошности (разуплотнения) среды не принимаются во внимание и не фиксируются на картах.

Отмеченные признаки продуктивных участков доюрских пород на временных разрезах нередко прослеживаются, хотя и в менее выраженной форме, в волновом поле вышележащих толщ в виде субвертикальных полос, иногда достигающих верхних слоев осадочного чехла. Это указывает на необоснованность заведомо отрицательного отношения к подобным участкам, базирующегося на представлении об их «сквозной» вертикальной проводимости, что не обеспечивает герметичность ловушки, по крайней мере в доюрской низкопроницаемой толще. Очевидно, в определенных условиях локализация и сохранение скоплений УВ в таких зонах разуплотнения были возможны. Например, на участках повышенной трещиноватости у отдельных разностей низкопроницаемых пород из-за особенностей их литофизических, механических и других характеристик могла резко возрасти проницаемость (приемистость), превышающая вертикальную проводимость толщи в целом. Вследствие этого часть объема восходящих здесь флюидов могла внедриться в такие пласты и распределиться в них. Ограниченность эпигенетичного резервуара по латерали зоной влияния процессов разуплотнения, а сверху и снизу - значительно менее проницаемыми породами иного состава, благоприятствует консервации образовавшихся скоплений УВ. В доюрском разрезе Южного Мангышлака отмечается улучшение коллекторских свойств оолитово-комковатых, оолитовых доломитов, обломочно-полидетритовых известняков, аркозовых песчаников и туфопесчаников, а также катаклазированых гранитов, контролирующих залежи УВ.

К настоящему времени на Южном Мангышлаке немало скважин пробурено и продолжает буриться в пределах выделенных нами зон разуплотнения. Для подтверждения последних проанализируем данные по скважинам, заложенным после выделения зон разуплотнения. На начало 1986 г. на 14 площадях строительством было закончено 25 скважин, из которых 17 пробурено в контуре зоне разуплотнения и восемь - за их пределами. В зонах разуплотнения в семи скважинах получены фонтанные (16, 25 Оймаша, 1 Северный Карагие, 27 Тасбулат, 4 Сарсенбай, 1 Уйлюк) и переливающие (5 Ащисор) притоки нефти и газа из доюрского и низов нижнеюрского (скв. 4 Сарсенбай) разрезов; в восьми скважинах отмечались нефтегазопроявления, а «сухими» оказались только две. В то же время за контуром зон разуплотнения из восьми скважин, завершенных бурением и опробованием, лишь в скв. 31 Оймаша получен слабопереливающий приток нефти, прямые признаки нефти и газа имеются в четырех скважинах и три оказались непродуктивными.

В зонах разуплотнения, вскрытых пятью скважинами, находящимися в опробовании, в трех (скв. 1 Ташкум, 2 Северный Карагие, 40 Южный Жетыбай) из триасовых отложений получены фонтанные и переливающие притоки УВ; в восьми скважинах, находящихся в бурении (2 Ташкум, 4 Уйлюк, 3 и 5 Северный Карагие, 2 и 13 Баканды, 1 Саура-Сегенды и 1 Жангельды) отмечаются интенсивные газопроявления в триасовом разрезе. Из них в скв. 2 Ташкум, 3 и 5 Северный Карагие, 2 Баканды получены притоки нефти и газа при пластоиспытании, а скв. 1 Саура-Сегенды не доведена до проектной глубины из-за большого риска открытого фонтанирования газа.

Итак, статистика свидетельствует о явной связи нефтегазоности доюрских пород с зонами их разуплотнения. Приуроченность продуктивности к сводовым частям в данных условиях нельзя считать показателем морфологического контроля залежи структурой, так как такие случаи отмечаются при прохождении зоны разуплотнения через свод. Основным объектом поисков нефти и газа поэтому является не вся площадь структуры, а зона разуплотнения, в пределах которой может действовать только гипсометрический фактор. В подтверждение вывода можно привести скв. 24 Оймаша, пробуренную в своде за контуром разуплотнения, которая оказалась «сухой», хотя на более низких участках, но в зоне разуплотнения, в скв. 9 получен фонтан нефти из триасового горизонта (см. рисунок, а). Показательна в этом отношении и площадь Сарсенбай, где мощные фонтаны газа из нижнеюрского базального песчаника отмечены в неструктурных условиях в скв. 4 и 6, пробуренных в зоне разуплотнения, тогда как за пределами последней на более высоких гипсометрических отметках приток газа из этого пласта в скв. 2 более чем на порядок меньше (см. рисунок, б). В данном случае разуплотнению подвергнуты породы триаса и песчаники нижней части юры, вследствие чего отмечается резкая анизотропия свойств и гранулярных коллекторов.

Отрицательные результаты бурения в контуре зон разуплотнения могут быть объяснены в основном относительно более глубоким залеганием продуктивного горизонта (скв. 19 Жантанат, 23 Оймаша, 5 Сарсенбай, 4 и 10 Пионерские, 11 Западный Тасбулат, 4 Северный Карагие). Помимо этого, не исключается возможность недооценки нефтегазоносности отдельных скважин ввиду несовершенности методики выделения перспективных объектов в доюрском разрезе по комплексу ГИС. Например, скв. 19 Жантанат,5 Сарсенбай и 10 Пионерская, в процессе бурения которых наблюдались интенсивные нефтегазопроявления из доюрского разреза, были ликвидированы без опробования только потому, что по материалам ГИС в них не выделяются интервалы с признаками «обычных» (гранулярных) коллекторов. О характере насыщения низкопроницаемых пород судят практически только по результатам пластоиспытании. Однако в большинстве случаев из-за высокой кавернозности стволов скважин в доюрском разрезе исключается возможность как проведения качественного пластоиспытания, так и однозначной интерпретации промыслово-геофизических материалов.

Таким образом, результаты анализа позволяют в целом считать удовлетворительной достоверность выделения по сейсмическим материалам зон разуплотнения доюрских пород как потенциальных резервуаров нефти и газа. В этой связи можно предложить вариант оптимизации поисково-разведочных работ на площадях с прогнозной зоной разуплотнения.

На доюрских объектах подготовленного фонда Южного Мангышлака, подавляющее большинство которых имеет площадь менее 10 км², с учетом достаточно высокой подтверждаемости разбуренных структур можно успешно реализовать рекомендацию о необходимости опоискования одной скважиной небольших объектов с малыми ресурсами УВ [2]. Местом для ее заложения следует выбрать наиболее высокорасположенный участок зоны разуплотнения (а не структуры вообще). При отрицательном результате этой скважины дальнейшее разбуривание площади нецелесообразно. В случае получения в ней промышленного притока УВ прослеживание залежи необходимо вести вдоль оси зоны разуплотнения в направлении погружения продуктивного горизонта разведочными скважинами с «шагом», определяемым величиной приращиваемого в границах зоны разуплотнения запаса УВ. Достоверность контура залежи (выявленных запасов УВ) должна быть обязательно проверена заложением дополнительной скважины за пределами зоны разуплотнения на гипсометрическом уровне продуктивности. Отсутствие промышленного притока в этой скважине подтверждает принятый контур залежи и подсчитанные запасы УВ. При положительном результате залежь принимается как сводовая с полным контуром и соответственно производится пересчет запасов УВ.

Принципиально важное значение имеет заложение скважин непосредственно на линиях сейсмопрофилей, это обеспечивает возможность последующего совместного анализа результатов бурения и сейсморазведки [2]. Кроме того, в каждом случае следует предусматривать возможности сокращения разведочного этапа за счет использования вместо разведочных (хотя бы части) опережающих эксплуатационных скважин.

Подводя итог, необходимо оговориться, что рассмотренная методика прогнозирования зон разуплотнения на данном этапе имеет субъективный (качественный) характер. Для ее совершенствования требуется специальное изучение природы упомянутых волновых аномалий в целях выработки количественных геофизических критериев прогноза.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Авербух А.Г. Разработка прямых методов геофизических работ на нефть и газ в мире//РНТС ВНИИОЭНГ, нефтегаз. геол. и геофиз.-1982.-Вып. 12 (32).
2. Вопросы оптимизации поисково-разведочных работ в районах с высокой степенью освоения ресурсов нефти и газа / Н.Н. Лисовский, Н.А. Крылов, А.Г. Алексин и др. // Геология нефти и газа.- 1985.-№ 11. -С. 1-4.
3. Махутов К.А., Нугманов Я.Д., Тимурзиев А. И. Методика картирования трещинно-разрывных зон новейшей активизации - резервуаров нефти и газа в низкопроницаемых толщах (на примере Южного Мангышлака)//Изв. АН СССР. Сер. геол.- 1985.-№ 6.- С. 113-117.

Рисунок Структурные схемы площадей Оймаша (I) и Сарсенбай (II) с зонами разуплотнения доюрских пород:

1 - сейсмопрофили МОГТ; 2 - поисково-разведочные скважины, пробуренные до (А) и после (Б) выделения зоны разуплотнения: а - бесприточные, б - с незначительными притоками УВ, в - с промышленными притоками УВ, г - ликвидированные по техническим причинам; 3 - изогипсы, м: а - по реперу в среднем триасе, 6 - по кровле базального песчаника нижней юры; 4 - разломы; 5 - прогнозные зоны разуплотнения доюрских пород