А. В. БОЧКАРЕВ (ВолгоградНИПИнефть), Л. В. КИРИНА, В. Н. ЕВИК (СевКавНИИгаз), А. А. СЕРКОВ (СУБР)

Арзгирский прогиб по триасовому комплексу пород – грабенообразная структура второго порядка в северной части Центрального Предкавказья (рис. 1). Прогиб является составной частью системы Манычских прогибов и ограничен разновозрастными выступами субширотного простирания. На севере он ограничен Зунда-Талгинской седловиной, на юге и востоке примыкает к Петропавловско-Прикумской системе поднятий, а на западе к восточному погружению Ставропольского свода (А. И. Летавин, 1980 г.).

Прогиб размером 170x30 км сложен отложениями всех трех отделов триаса, которые по литологическому признаку и перспективам нефтегазоносности условно делятся на малоперспективную вулканогенно-осадочную, карбонатно-терригенную пестроцветную толщи и на высокоперспективный карбонатно-терригенный сероцветный комплекс отложений. Известняки нижнего триаса и верхней перми, представляющие нередко единый нефтеносный комплекс пород и объект поисков, выделены в самостоятельную (нефтекумскую) свиту, которая вскрыта в восточной части прогиба и прогнозируется на больших глубинах в центральной и западной его частях. Подстилающие образования каменноугольного возраста глубоко метаморфизованы, дислоцированы и служат жестким основанием для вышезалегающих пород. По данным региональных (КМПВ, ОГТ) и площадных детальных сейсмических исследований, а также редких сверхглубоких скважин, общая толщина триасовых образований может достигать здесь 3–4 км на глубинах 4–7 км.

В восточной части Арзгирского прогиба выявлены Совхозное и Урожайненское нефтяные залежи в известняках нефтекумской свиты и оолитовых известняках анизийского яруса на глубине 3500– 4000 м. В западной части прогиба на Бойчаровской площади выявлены газоконденсатные залежи в сероцветах среднего триаса (см. рис. 1). Открытие их вывело Арзгирский прогиб в категорию наиболее перспективных нефтегазоносных районов Центрального Предкавказья.

Первые признаки газоносности на Бойчаровской площади получены в процессе бурения параметрической скв. 1, когда на глубине 4783 м произошел выброс глинистого раствора, после чего скважина заработала чистым газом. Интенсивные газопроявления наблюдались в процессе бурения на глубинах 4071–4810 м в скв. 2 Бойчаровской. В параметрической скв. 3 Бойчаровской среднетриасовые отложения опробованы пластоиспытателем в интервалах 4080–4092, 4080–4102 и 4104–4132 м, из которых были получены притоки газа с дебитами соответственно 70, 300 и 450 тыс. м³/сут. По данным испытаний выявлены два газонасыщенных пласта с АВПД, представленные карбонатными плотными аргиллитами.

В Арзгирском прогибе и прилегающих районах породы среднего и нижнего триаса являются материнскими, нефтегазогенерирующими. Органическое вещество встречено в них в дисперсном состоянии, а также в виде отдельных пятен, сгустков, микропрожилков с примесью детрита. В западной части прогиба ОВ характеризуется высокой степенью реализации нефте- и газоматеринского потенциала, на что указывают расчеты суммарного количества ОВ, ХБ и УВ. Остаточное содержание С_орг варьирует в зависимости от типа породы в пределах 0,27–2,14 %, редкие анализы дают 3 % и более. Высокая степерь его изменения, достигшая градаций позднего мезокатагенеза и начала апокатагенеза (MK₄¹ – АК₁²), указывает на завершение в триасовых отложениях процессов нефтеобразования и пребывание их в зоне газогенерации.

В восточной части прогиба и на территории Прикумской системы поднятий одновозрастные триасовые отложения находятся гипсометрически выше на 500–1500 м и более. На наиболее приподнятых участках глубины залегания кровли нефтекумской свиты соответствуют отметкам 3400– 3800 м. Степень изменения отложений этой свиты существенно ниже (МК₁² – МК₄¹), что свидетельствует о пребывании их в главной зоне нефтеобразования. На склонах Прикумской системы поднятий с погружением нижнетриасовых отложений и с ростом катагенеза органо-минеральных веществ на глубине 4000–6000 м до градаций МК₄¹ – МК₂¹ породы постепенно переходят в зону генерации и накопления газоконденсата. На восточном погружении системы в скв. 26 и I Севере-Кочубеевских из терригенных отложений триасового возраста, степень катагенеза которых достигла градаций MK₅¹ – АК₂¹, на глубине 4900–4940 и 5046–5092 м получены притоки газоконденсата. На Южно-Буйнакской площади в пределах северного склона системы такую же степень катагенеза имеют карбонатные породы среднего триаса, из которых с глубины 4460 м получены промышленные притоки газоконденсата. Промежуточное положение между нефтяными месторождениями присводовой части Прикумской системы поднятий и газоконденсатными скоплениями на ее погружениях занимают залежи, нефти которых имеют пониженные значения плотности, содержания асфальтенов, силикагелевых смол (Эбелекское месторождение) и более высокий газовый фактор (Восточно-Сухокумское месторождение).

От западного погружения Прикумской системы поднятий до западного борта Арзгирского прогиба с ростом глубины залегания и степени преобразования одновозрастных триасовых отложений происходит подобная описанной последовательная смена характера их нефтегазоносности: от нефтяных месторождений на востоке к газоконденсатным на западе прогиба. Промежуточное положение в данном случае будут занимать Урожайненское и Совхозное месторождения, которые по некоторым показателям физико-химических свойств нефтей близки к упомянутым месторождениям переходного типа (табл. 1). Закономерную смену фазового состояния и свойств УВ подтверждают также данные роста газового фактора в нефтях, степени катагенеза ОВ, пластовых температур и давлений.

Следует отметить идентичную характеристику газовой фазы газоконденсатных залежей Бойчаровской площади и месторождений Восточно-Кубанской впадины (юрские глубокозалегающие отложения), находящихся в сходных термобарических условиях (табл. 2). Приведенный факт можно рассматривать как дополнительный критерий преимущественной газоносности триасовых отложений западной части Арзгирского прогиба. При этом, подобно юрским залежам Восточной Кубани, в триасовых отложениях прогиба газоконденсатные скопления могут содержать нефтяные оторочки.

Под недислоцированным мел-кайнозойским платформенным чехлом в западной части Арзгирского прогиба по данным глубокого бурения и сейсмических исследований выявлена орогенная структура триасового комплекса пород, сформировавшаяся в условиях сжатия коры на этапе завершения герцинской фазы складчатости. Снятие сжимающих напряжений происходило за счет образования различных по амплитуде, морфологии и протяженности разрывных нарушений. На структурной схеме по поверхности разновозрастных отражающих сейсмических реперов среднего триаса, выбранных в качестве опорных, демонстрируется сложное разломно-блоковое строение отложений (рис. 2). Доминируют протяженные линейные дислокации диагональной ориентации, которые в разной мере отражаются также в виде градиентов силы тяжести и магнитных ступеней. Наиболее крупные дизъюнктивные нарушения представлены надвигами, вдоль мобильных зон которых формируются складчатые структуры. В пределах одного из блоков ведутся поисковые работы на высокоамплитудной Бойчаровской складке (рис. 3). В соответствии с представленным вариантом геологического строения складки скопления УВ сосредоточены в ловушке предположительно структурно-тектонического типа. С учетом аварийного выброса газоконденсата в скв. 1 Бойчаровской прогнозируется слоисто-массивный тип залежи с этажом газоносности более 500 м.

Строение, литология и стратиграфическая принадлежность осадочных пород поднадвиговых зон западной части прогиба на сегодняшний день не изучены бурением и сейсмическими исследованиями. Пологие надвиги и оперяющие их многочисленные нарушения отражают, преломляют и искажают волновое поле на временных разрезах ОГТ, что не позволяет восстановить достоверную картину строения глубокозалегающих отложений. По этой причине на указанных разрезах не отбивается граница фундамент – осадочный чехол и не прослеживается карбонатная толща нефтекумской свиты, уверенно картируемая в восточной части прогиба и в пределах Прикумской системы поднятий, где эти отложения, очевидно, менее дислоцированы.

На Бойчаровской площади емкостно-фильтрационные свойства пород в продуктивном разрезе среднетриасовых отложений определяются их трещиноватостью. Микротрещины в аргиллитах как эффективные, так и запечатанные, установленные в шлифах, имеют различные протяженность, конфигурацию и направление. Раскрытость их составляет от сотых долей до 1–2 мм, трещинная пористость может достигать 0,1–0,7 %. Густота трещин 100–400 ед/м. Проницаемость в трещиноватых породах варьирует от единиц до 300·10^-9 мкм².

Трещины в аргиллитах формировались в несколько этапов. Один из основных этапов сложился в период пребывания отложений в ГЗН, когда в аргиллитах за счет фазовых превращений при образовании УВ из твердых форм ОВ возникало АВПД. Последнее при соответствующих условиях обусловливало явление флюидоразрыва пород и образование преимущественно горизонтальных трещин [3]. Следующий по значимости этап трещинообразования связан с тектоническими явлениями и, прежде всего с тангенциальными напряжениями в массиве пород. Изгиб в своде складки представляет собой сложную деформацию - комбинацию сжатия и растяжения различных частей слоя (рис. 4). Контраст деформационных свойств создается за счет сложившейся до сжатия в слоях аргиллитов горизонтальной трещиноватости пород. Такие участки отличаются относительно большей плотностью пород [3]. Вторичная (наложенная) трещиноватость, закономерно ориентированная по отношению к элементам складки, развивается в относительно плотных породах, тогда как менее жесткие деформируются пассивно без видимых следов трещиноватости, подстраиваясь к изгибу жестких слоев. При формировании кливажа в процессе изгиба слои приобретают структурную и механическую анизотропию, которая наиболее ярко выражена в аргиллитах и алевролитах (В, Г. Талицкий, 1989 г.). Деформации поперек в таких породах затруднительны: слои легко сдвигаются в энергетически выгодном направлении, параллельном напластованию по имеющимся в пласте дефектам (например, плоскости седиментационной слоистости, первичная трещиноватость и др.).

Мелкозернистые песчаники достаточно уплотнены в направлении слоистости, но отсутствие совершенных плоскостей анизотропии, пересекающих весь слой, делает их устойчивыми к сдвигу. При изгибе пласта песчаника образуются прямой веер кливажа в его кровле за счет возникающих растягивающих усилий и уплотнение без сдвиговых деформаций и трещинообразования в подошве слоя, где действуют сжимающие напряжения. В нижней половине песчаного пласта, кроме того, возможны физико-химическое растворение и перестройка внутренней структуры вещества. Эта часть песчаника теряет за счет консолидации минеральной части пород межзерновую пористость и фильтрационные свойства и становится покрышкой для залежей УВ в подстилающих аргиллитах. Верхняя половина песчаника, где не исключена хаотичная трещиноватость породы, может служить коллектором и представлять интерес для опробования.

Послойное и зональное изменения тектонических усилий в силу разветвления вектора напряженности на локальных участках породного массива – наиболее вероятная причина вариаций значений пластового давления, физических свойств пород, их проницаемости и т. д. Максимальная концентрация трещин ожидается вдоль шарниров антиклинальных складок, особенно крутого изгиба. Участки с низкой плотностью сообщающихся трещин – распространенное явление в таком массиве. В качестве примера может служить незначительный приток газа из пачки аргиллитов в интервале 4280–4300 м (скв. 3). С уменьшением трещинной проницаемости снижается и градиент пластового давления. Так, в скв. 1 Бойчаровской газоносные пласты по характеру их проходки в процессе бурения и по данным ГИС имеют худшие показатели коллекторских свойств и более низкие пластовые давления в сравнении с теми же пластами в скв. 3 Бойчаровской, находящейся в 300 м от скв. 1. Если в скв. 3 газопроявляющий интервал не позволял снижать плотность глинистого раствора менее 2 г/см³, то в скв. 1 проявляющие газом пласты пройдены на глинистом растворе плотностью 1,5 г/см³.

Зоны повышенной трещиноватости и приуроченные к ним скопления УВ могут проявляться на временных разрезах ОГТ в виде “ярких пятен” (увеличение амплитуды отражения, снижение скоростей на разрезах ПАК). По площади и в пространстве объекты, приуроченные к зонам аномального поведения волнового поля, имеют неясные очертания и произвольную форму. В пределах такой аномалии находятся все газопроявляющие скважины Бойчаровской площади. В кровельной части Колинского объекта фиксируется область затухания сейсмической записи, интерпретируемая как предполагаемое разуплотнение (за счет трещиноватости) и газонасыщение пород.

Среди первоочередных перспективных объектов для постановки параметрического бурения приоритет отдается тем из них, которые установлены в гипсометрически наиболее приподнятых блоках (Колинский вал), подготовлены сейсмическими исследованиями (Колинская площадь) и имеют наибольшие размеры и амплитуду складки (Восточно-Колинская площадь).

Peculiarities in structure and formation of oil and gas pools in the Triassic of the Arzgir downwarp are reviewed in this paper. It has been established that fractured argillites are the reservoirs for accumulating gas-condensates in Middle Triassic sediments of the Boicharov area. General geologic, geochemical, structural-tectonic, lithofacies and geobaric prerequisites defining the petroleum potential of the region are given. The problems of further study of the Triassic rock erogenic sequence in the Arzgir downwarp are formulated.

Границы тектонических элементов: 1 – I, 2 – II порядков; 3 – изогипсы по поверхности фундамента, м; 4 – разломы; 5 – месторождения: а – газоконденсатное (Б – Бойчаровское), б – нефтяные (С – Совхозное, У – Урожайненское); I – Арзгирский прогиб; II – Ставропольский свод, III – система Манычских прогибов; IV – Петропавловско-Прикумская система поднятий

1- разрывные нарушения; 2 – изогипсы по отражающим сейсмическим горизонтам среднетриасовых отложений, м, 3 – скважины (а – проектные, б – поисковые, в – параметрические) площадей: Б – Бойчаровская, К – Колинская, ВК – Восточно-Колинская, Км – Каменская

1 – песчаник, 2 – аргиллит, 3 – разрывное нарушение, 4 – вектор изгиба складки, 5 – направление региональных тангенциальных напряжений, 6 – направление внутрислоевых напряжений, 7 – трещины