К оглавлению	УДК 553.98:550.812(574.1)
	© Коллектив авторов, 1991

Филипповские отложения - новый перспективный горизонт на юго-западе Прикаспийской впадины

Н.И. ВОРОНИН, И.А. МИТАЛЕВ, А.М. МАКАРОВА (НВНИИГГ), Д.Н. ПРОСЯНКИН (Нижневолжскгеология)

Нефтегазоносность филипповских отложений установлена на участках северо-западной и северной бортовой и прибортовой зон Прикаспийской впадины.

Многочисленные нефтегазопроявления получены при бурении и опробовании филипповских отложений в юго-западной части впадины, в пределах ее Астраханско-Калмыцкого сектора. Впервые интенсивные газопроявления были отмечены на юге территории, в восточной части Каракульско-Смушковской зоны поднятий (скв. 5 Алексеевская), при вскрытии кунгурских сульфатно-карбонатных пород. Впоследствии в западной части этой зоны на Чкаловской площади были вскрыты кунгурские отложения толщиной 70-80 м. По материалам ГИС в скв. 3 (интервал 3668-3684 м) выделяется пласт-коллектор, сложенный переслаиванием известняково-доломитовых пород и ангидритов. При его испытании получен приток нефти дебитом около 8 м³/сут. Нефтеводопроявления получены также в западной части территории на Карасальской моноклинали.

В последние годы нефтегазопроявления из филипповских отложений зафиксированы в центральной части Астраханского свода в районе выявленного в башкирской карбонатной толще одноименного ГКМ. При его разведке и освоении интенсивные притоки нефти и газа, перетоки из межколонного пространства, примазки нефти в керне, а также газопроявления в виде разгазирования бурового раствора и повышенных показаний по газовому каротажу установлены в ряде поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Дебиты нефти в некоторых скважинах достигали 100 м³/сут. Полученная нефть темно-коричневого цвета плотностью 0,852 г/см³, с низким содержанием асфальтенов, парафина (9,1), серы (0,83 %).

Таким образом, на данной территории признаки нефтегазоносности филипповских отложений установлены практически в различных районах их распространения. Однако в связи с отсутствием целенаправленных работ остаются малоизученными структурные особенности филипповских отложений, характер распространения и развития в разрезе пород-коллекторов.

Наибольший практический интерес в настоящее время филипповские отложения представляют в центральной части Астраханского свода (рисунок). Нефтегазопроявления связаны с сульфатно-карбонатной пачкой, залегающей в нижней части разреза в интервале 3750-3900 м, которая повсеместно залегает на маломощных кремнисто- глинисто-карбонатных образованиях ассельско-артинского возраста и перекрывается сверху сульфатно-галогенными отложениями кунгурского яруса. Толщина пачки с юго-запада на северо-восток уменьшается от 50 до 30 м. По материалам ГИС в разрезе выделяются два доломитово-известняковых пласта, разделенных ангидритами, реже прослоями сульфатно-карбонатных пород.

Верхний пласт (Ф-1) наиболее четко прослеживается в восточной части свода в пределах левобережной части Астраханского месторождения. От вмещающих пород он отличается относительно повышенными показаниями гамма-активности и низкими значениями УЭС, что позволяет уверенно его опознавать в разрезах большинства скважин. В литологическом отношении пласт представлен доломитизированными известняками, перекристаллизованными участками, глинистыми, битуминозными, пористыми и трещиноватыми, толщиной в восточной части около 5 м, на западе он иногда отсутствует.

Нижний пласт (Ф-2) имеет более сложное строение. Представленный переслаиванием разноструктурных известняков и доломитов с прослоями сульфатных пород в основании, он имеет толщину в восточной части от 12 до 20 м, в западной и на южном склоне свода, где широко развит бессолевой тип кунгурского разреза и толщина отложений резко сокращается, однозначное выделение пластов затруднено.

Анализ материалов ГИС свидетельствует, что коллекторские свойства пород сульфатно-карбонатной пачки весьма изменчивы. По наиболее изученной восточной части свода пористость карбонатных пород пласта Ф-1, по данным АК, изменяется от 3-6 (скв. 2 Ахтубинская) до 10 % (скв. 8 Астраханская. Пористость пласта Ф-2 изменяется от 2,6 (скв. 2 Ахтубинская) до 6,5 % (скв. 48 Астраханская). Вместе с тем, несмотря на низкие в целом ФЕС пород, проведение работ по изучению нефтегазоносности филипповских отложений следует считать целесообразным. Важными в этом отношении являются отсутствие притоков пластовой воды из филипповской пачки и ВНК по материалам ГИС, наличие нефтегазопроявлений на значительной по площади территории, а также АВПД.

В этой связи дальнейшее направление работ во многом определяется структурными особенностями филипповской сульфатно-карбонатной пачки в центре свода. Проведенный с этой целью анализ геолого-геофизических материалов показал, что структурный план филипповской пачки в общих чертах унаследован от такового по поверхности башкирской толщи. Поскольку последняя достаточно надежно закартирована сейсморазведкой, можно выявить принципиальные особенности структурного плана филипповской пачки. Выполненные структурные построения показали, что в центральной части свода выделяется вытянутая в субширотном направлении крупная валообразная структура, оконтуренная изогипсой -3900 м и амплитудой около 150 м (см. рисунок). Наличие крупной структуры, к осевой части которой приурочены все зафиксированные нефтегазопроявления, позволяет уточнить район дальнейших буровых работ и оценить возможные масштабы продуктивности филипповской пачки в целом при рассмотрении соленосных отложений кунгура и глинистых толщ верхней перми - триаса в качестве покрышки. Есть основание считать, что филипповские отложения слагают здесь отдельный природный резервуар. Не исключено, что одним из источников УВ для них являются подстилающие битуминозные ассельско-артинские породы, большинством геологов относимые к числу нефтегазоматеринских.

С учетом изложенного дальнейшие работы должны быть направлены на изучение филипповских отложений в различных частях выявленной структуры. На данном этапе изученности в первую очередь рекомендуется бурение ряда скважин в восточной части по серии профилей вкрест простирания структуры. При низких в целом ФЕС филипповских отложений практическое значение приобретает выделение зон повышенной трещиноватости пород. Целенаправленные исследования по изучению нефтегазоносности филипповских отложений требуют разработки оптимальной технологии бурения, вскрытия и опробования пластов.

Таким образом, имеющиеся геолого-геофизические материалы по юго-западной части Прикаспийской впадины позволяют рассматривать филипповские отложения в качестве самостоятельного и перспективного объекта, с которым может быть связан дополнительный прирост жидких УВ на этой территории.

Abstract

On the basis of geological and geophysical data, the conclusions can be drawn as to the expediency of studies on Philipovian sediments in the southwestern part of the Pre- caspian depression. Evidence is presented for the framework, oil and gas indications, and reservoir properties of these sediments. It has been shown that at the top of the latter, in the central part of the arch, a major swell- shaped structure is being distinguished. To evaluate the petroleum potential of the Philipovian from the results of the research conducted, the drilling of a number of wells over a series of profiles across the strike of the structure must be recommended.

Рисунок Структурная схема филипповской пачки (а) и геологический разрез (б) нижнепермских отложений по профилю I-I.

1 - изогипсы по кровле филипповской пачки, км; 2 - отсутствие кунгурских отложений; 3 - линия профиля; 4 - скважины; 5 - поверхность размыва; 6 - известняки; 7 - доломиты; 8 - песчаники, алевролиты; 9 - глины, аргиллиты; 10 - кремнисто-глинисто-битуминозные отложения; 11 - ангидриты; 12 - гипс; 13 - соль