|
© Г.П. Сухорев, 2004 |
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В АСТРАХАНСКОМ СВОДЕ
Г.П. Сухорев (ДООО “Бургаз”)
Промышленная газоносность Астраханского свода связана с карбонатными коллекторами башкирского возраста. Промышленная добыча газа на Астраханском газоконденсатном месторождении составляет основу газовой индустрии Астраханской области. В этой связи имеются соответствующая инфраструктура газодобычи, переработка и транспортировка сырья (рис. 1).
В последнее время стало актуальным установление нефтегазоносности более глубоких горизонтов девонского комплекса, в первую очередь терригенно-карбонатной части нижнедевон-нижнефранского и карбонатной части верхнефранско-турнейского возраста.
В пределах Астраханского свода к настоящему времени в различной стадии строительства находятся поисковые скв. 1, 2, 3 Девонские, 1 Табаковская, 2 Володарская, 1 Правобережная и 1 Северо-Астраханская.
Разрез девонских отложений полностью вскрыт скв. 2 Девонская, достигшей забоя 7003 м. В забойной части наблюдаются додевонские отложения предположительно бавлинской серии позднепротерозойского возраста (рис. 2).
Анализ фактических материалов, включающих сейсморазведку новейших модификаций и глубокое поисковое бурение, позволяет с достаточной уверенностью предполагать и рассматривать две модели строения нижних нефтегазоперспективных девонских горизонтов Астраханского свода - седиментационную и тектоническую.
Обе модели базируются на данных строения верхних горизонтов подсолевого комплекса Астраханского свода, учитывая аналоги строения нижнедевон-нижнефранского и верхнедевон-турнейского комплексов на изученных структурах Прикаспийской впадины, а в настоящее время и непосредственно в пределах свода.
Бавлинская серия (верхний протерозой) сложена преимущественно песчано-глинистыми образованиями с преобладанием кварцевых песчаников светло- и зеленовато-серых, реже буровато-серых мелко- и среднезернистых с включением гравийных частиц кварца, переходящего в гравелит с включениями глауконита, пирита и темно-серого битуминозного вещества. Аргиллиты от темно-серого до черного цвета, алевритистые, плотные, часто известковистые имеют подчиненное значение. Пористость песчаников в основном колеблется в пределах 2-3 % и в единичных случаях достигает 24 % (интервал 6813,6-6814,2 м). В основании вскрытой части (6860 м) и до забоя (7003 м) преобладают глинистые разности пород с прослоями песчаников. Некоторые исследователи относят указанную толщу к эмскому ярусу, но данный вопрос требует дальнейшего изучения.
Вышележащие отложения бийского и клинцовского горизонтов эйфельского яруса среднего девона залегают в интервале 6573-6773 м и представлены (снизу вверх): глинисто-карбонатными породами, аргиллитами от темно-серого до черного цвета, известняками темно-серыми до черного цвета, глинистыми, битуминозными, известняками серого и светло-серого цвета, скрытокристаллическими, глинистыми и известково-доломитовой породой темно-буровато-серого цвета скрытокристаллической текстуры с прослоями аргиллитов темно-серых, известковистых.
Следует особо отметить интервалы глубин 6677-6692 м с высокой пористостью (до 20 %) и 6735-6788 м с пористостью 15,5 %, представленные темно-серыми битуминозными известняками, условно отнесенными к бийскому горизонту. Породы, залегающие в интервале 6365-6583 м, отнесенные нами к мосоловскому горизонту эйфельского яруса, представлены чередованием аргиллитов и песчаников с прослоями известняков.
В кровле преобладают аргиллиты. Мощности этих пород при чередовании не превышают 2-3 м. Аргиллиты серые, буровато-серые до черных, часто алевритистые, известковистые, сланцеватые. Песчаники серые от тонко- до крупнозернистых полимиктовых, кварцевых с включениями гравийных частиц кварца, иногда слабоизвестковистых. Известняки серые, скрытокристаллические, пелитоморфные, плотные, глинистые. Песчаники в интервале 6459-6516 м характеризуются как пористые (Кп = 9,7-22,0 %).
Разрез эйфельского яруса завершается отложениями черноярского горизонта, вскрытого в интервале 6317-6365 м, представленного известняками, глинистыми известняками и глинистыми сланцами темно-серой и черной окраски, битуминозными. В пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и прибортовых частях Прикаспийской впадины указанные породы считались нефтематеринскими.
Отложения живетского яруса начинаются воробьевским горизонтом, залегающим в интервале 6185-6317 м, и сложены в основном терригенными породами с прослоями глинистых известняков. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые с глинистым цементом. Аргиллиты серые, темно-серые, алевритистые, часто известковистые, плотные. Известняки серые, темно-серые, органогеннообломочные, тонкокристаллические, глинистые, плотные. Коллекторские свойства пород оцениваются как низкие.
Живетский ярус представлен породами воробьевского, ардатовского и муллинского возраста, залегающими в интервале 6089-6317 м, сложенными глинистыми образованиями с прослоями известняков, алевролитов, реже песчаников. Аргиллиты от серого до темно-серого цвета, алевритистые, известковистые, пиритизированные. Песчаники серые, светло-серые, кварцевые от тонко- до крупнозернистых с глинисто-карбонатным цементом. Известняки серые, темно-серые, светло-серые, глинистые, иногда органогенно-обломочные, тонко- и скрытокристаллические.
Верхняя часть (муллинский горизонт) целиком сложена глинистыми образованиями. В этой части разреза коллекторы не выделяются.
Отложения франского яруса можно разделить на три толщи:
I толща включает отложения пашийского, кыновского и саргаев- ского горизонтов (интервал 5977-6089 м):
· пашийский горизонт залегает в интервале 6054-6089 м. По данным скв. 2 Девонская он полностью представлен песчаниками серыми, зеленовато-, желтовато-серыми от мелко- до грубозернистых (гравелитов) кварцевых, хорошо отсортированных, участками переходящими в алевролиты. Пористость песчаников составляет 8-9 %. Следует отметить, что в других скважинах (3 Девонская, 1 Правобережная, 1 Табаковская) в разрезе пашийского горизонта преобладают глинистые разности пород, так же как аргиллиты и алевролиты, а толщина прослоев песчаников не превышают 1,0-1,5 м, реже 2 м;
· тиманский (кыновский) горизонт, вскрытый в интервале 5977-6054 м, в основании сложен известняками темно-серыми доломитизированными, глинистыми с прослоями от 0,1-0,3 до 2,0 м глинистых сланцев и аргиллитов, а в верхней части полностью представлен известняками;
· саргаевский горизонт представлен известняками доломитизированными, переходящими в доломит, кристаллически-зернистыми, массивными.
II толща, включающая семилукский и петинский (мендымский) горизонты (так называемая доманиковая фация), залегает в интервале 5849-5962 м и сложена темно-серыми до черного (антрацитового) цвета известняками глинистыми, скрытокристаллическими, доломитизированными, переходящими в доломиты с редкими маломощными прослоями глинисто-известковистых сланцев. В целом толща сильно битуминозная и считается нефтематеринской.
III толща франского яруса, вскрытая в интервале 5460-5849 м, представляет собой карбонатный комплекс отложений, сложенных в основном известняками и доломитами от светло-серого до темно-серого цвета, кристаллических, скрытокристаллических, плотных и трещиноватых разностей в средней и верхней частях органногенно-обломочных с рифобразующими органическими остатками. Преобладающая пористость этих пород (включая трещинную пористость) 2-5, реже до 14-17 %.
Разрез девонских отложений венчает фаменская карбонатная толща. Среди известняков кристаллических, скрытокристаллических, глинистых встречаются доломиты и доломитизированные известняки, известняковая брекчия и рифогенные органогенные разности пород. Редко отмечаются прослои глинистых сланцев. Породы обладают в основном низкими коллекторскими свойствами (пористость до 5-7, редко 10-12 %).
Девонские отложения подстилаются породами турнейского яруса, сложенными известняками и доломитами с прослоями глинисто-известковистых сланцев темно-серой окраски, сильно битуминозными, которые считаются нефтематеринской толщей и покрышкой фаменских залежей нефти и газа в прибортовых частях Прикаспийской впадины.
Поисково-разведочные работы и обобщающие исследования последних лет подтверждают наличие благоприятных предпосылок формирования и накопления УВ-сырья в глубоких горизонтах девонского возраста в пределах Астраханского свода, который относится к числу крупнейших структур Прикаспийской впадины. Свод четко выражен по подсолевым отложениям, особенно по кровле башкирского структурного этажа, где в его вершинной части ведется эксплуатационное бурение на башкирскую газоконденсатную залежь. По данным сейсморазведки размеры указанного свода составляют 200x100 км с амплитудой до 3 км.
Глубина залегания кристаллического фундамента различными исследователями оценивается неоднозначно: от 7,5 до 12,0-13,0 км. Результаты бурения скв. 2 Девонская, вскрывшей отложения додевонской бавлинской серии на глубине 5870 м, свидетельствуют о нивелировке поверхности фундамента.
С северо-запада и северо-востока выступ фундамента ограничен узкими грабенообразными прогибами с глубиной погружения фундамента 13-15 км (данные сейсморазведочных работ).
Внутреннюю структуру осадочного чехла Астраханского свода (с учетом отражающего горизонта IП) достаточно уверенно характеризуют горизонты IIП' и IIП с глубиной залегания 5-7 км; горизонты IIП и IIП', на наш взгляд, отвечают соответственно кровле терригенно-карбонатного девона и древних бавлинских отложений.
Следует подчеркнуть, что данные по первым глубоким скважинам подтверждают материалы сейсморазведки и являются основным методом подготовки структур к поисковым работам.
Нами предполагается, что структурный этаж терригенно-карбонатного комплекса может не соответствовать каменноугольному, так как на формирование последнего оказали влияние условия седиментации, рифообразования и эрозии как в позднедевонское, так и в каменноугольно-пермское время, особенно соляной тектогенез.
Девонский структурный этаж, по нашему мнению, будет более расчлененным на отдельные блоки и поднятия. Изучение его глубоким бурением в комплексе с сейсморазведкой (как скважинной, так и полевой) позволит с высокой эффективностью вести дальнейшие геолого-разведочные работы в пределах Астраханского свода. По первым результатам поисково-разведочных работ на нефть и газ можно высоко оценивать перспективы нефтегазоносности девонских отложений. Так, в процессе бурения скв. 2 Девонская значительные газопроявления были отмечены на забое (6518 м), а также при бурении интервала 6570-6577 м (мосоловский горизонт эйфельского яруса). В первом случае повысилось газосодержание в промывочной жидкости, увеличился объем бурового раствора в мерниках, давление снизилось от 12 до 4 МПа. При наблюдении за скважиной был зажжен факел, который горел пламенем желто-оранжевого цвета.
Состав газа из выкидной линии, %: С1-97,5; С2 - 0,44; С3 - 0,46; С4 - 0,7; С5 - 0,90. Максимальные значения газосодержания промывочной жидкости при включении циркуляции составили: С1 = 13,9 %, SC1-5 = 14 %. При этом следует учесть, что при движении газа с забоя происходило его растворение, особенно жидкой фазы. Признаки нефтегазонасыщения были отмечены также в керне, отобранном из интервала 6520,8- 6528,8 м. Газопроявление было ликвидировано закачкой утяжеленного бурового раствора с плотностью от 1,75 до 2,03 г/см3. Во втором случае газосодержание в промывочной жидкости повысилось в 21 раз по сравнению с фоновыми значениями. Испытание пластов в процессе бурения по девонским отложениям не проводилось.
Комплексная обработка материалов и анализ интерпретации ГИС позволили наметить интервалы для испытания на приток нефти и газа в эксплуатационной колонне:
· 6795-6835 м (верхний протерозой) - плотные кварцевые песчаники с прослоями глинистых песчаников. Рекомендуются к опробованию для изучения коллекторских свойств пород;
· 6735-6745 м - доломитовые коллекторы. Пласт рекомендуется к опробованию для количественной и качественной оценок коллекторов (Кп до 15,5 %);
· 6677-6692 м - доломиты с пористостью до 20 % и коэффициентом насыщения 0,73. Пласт уверенно рекомендуется к опробованию;
· 6553-6592 м - известняки с Кп = 18,6-20,0 %. Пласт рекомендуется к опробованию с целью оценки коллекторских свойств;
· 6459-6522 м - пласты-коллекторы (песчаники) характеризуются как продуктивные (Кп- 9,7-22,0 %, Кнг = 0,67-0,79, Hэф = 13,2 м). Пласт однозначно рекомендуется к опробованию.
Необходимо опробовать также интервал 6348-6366 м черноярского горизонта, представленный известняками и характеризующийся как возможный коллектор с пористостью Кп = 11-20 %. Промышленный приток нефти из данных отложений получен из нескольких скважин на Зайкинской площади Оренбургской области (северный борт Прикаспийской впадины) с дебитом до 50 т/сут нефти и 50 тыс. м3/сут газа. Из этих же отложений притоки нефти наблюдались в Татарии и Самарской области (Дерюжовская и Сосновская площади). Необходимо лишь отметить, что продуктивность указанного горизонта не имеет регионального значения, а носит лишь локальный, эпизодический характер.
В связи с нефтегазопроявлением на забое 6518 м и утяжелением бурового раствора до 2,03 г/см3 не исключается глубокое проникновение фильтрата бурового раствора в пласт с развитой трещиноватостью и поровыми коллекторами с коэффициентом пористости свыше 15 %, что затрудняет оценку насыщения пластов. Поэтому рекомендуемые к опробованию пласты для оценки коллекторских свойств заслуживают самого пристального внимания и, на наш взгляд, должны быть опробованы если не в первой скважине, то обязательно в последующих.
В вышележащих отложениях живетского, франского и фаменского ярусов в скв. 2 Девонская надежных пластов для опробования не выделяется, хотя это не означает, что они бесперспективны для поисков в них залежей нефти и газа. Об этом хорошо свидетельствуют результаты бурения скв. 1 Табаковская, 2 Володарская, 1 Право- бережная и др. на прилегающих территориях Прикаспийской впадины.
В первую очередь наличие в разрезе воробьевско-ардатовского и пашийского горизонтов пластов-коллекторов, представленных песчаниками, которые при благоприятных структурных условиях следует рассматривать как потенциальные объекты на приток нефти и газа, потому что именно эти отложения являются объектами добычи нефти и газа в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции и прибортовых частях Прикаспийской впадины (Волгоградская, Саратовская, Самарская, Оренбургская области, северные и восточные регионы Казахстана).
Кроме того, слабые притоки газа из ардатовского и пашийского горизонтов были получены в скв. 1 Табаковская при довольно низких значениях фильтрационно-емкостных свойств слагаемого разреза. Следовательно, в скв. 2 Девонская выделенные для опробования пять объектов являются лишь первым этапом освоения и не являются исчерпывающей программой последующего испытания.
В скв. 1 Табаковская на приток нефти опробовались известняки и доломиты верхнефранского подъяруса с пористостью до 17 % (воронежский горизонт). В результате испытания получен непромышленный приток газа дебитом до 10 тыс. м3/сут с содержанием тяжелых фракций С4-С6 до 70 % без содержания сероводорода. В скв. 2 Володаровская из этих же отложений (при забое 5961 м) в процессе бурения получено самопроизвольное нефтегазопроявление. Максимальное давление на устье достигло 16 МПа, при этом здесь выходили газ и нефть. В настоящее время скважина ликвидируется из-за наличия в верхней части эксплуатационной колонны труб коррозионно-нестойкого исполнения, трех стволов и некачественного цементирования технических и эксплуатационной колонн. Результаты ее опробования неоднозначны и не исключаются межколонные перетоки (возможно, получение башкирского газа по затрубному пространству).
Все эти данные учтены при строительстве скв. 1 Правобережная, 3 Девонская, 1 Северо-Астраханская. Их опробование не началось, после окончания бурения все материалы будут проанализированы и положены в основу программы геолого-разведочных работ на Астраханском своде на перспективу.
Подсолевые отложения Астраханского свода, особенно девонский комплекс, характеризуются жесткими термобарическими условиями. Во вскрытой части девонских отложений на глубине 5500-7003 м температура составляет 170-200 °С, пластовые давления достигают 120 МПа.
В зависимости от соотношения жидких и газообразных фракций УВ при определенных термобарических условиях происходят процессы растворения нефти в газе либо газообразных УВ в нефти.
По Н.И. Воронину и др., одним из определяющих факторов формирования залежей УВ того или иного фазового состояния является фактор давления, противодействующий разрушающему влиянию температуры на дезинтеграцию жидких УВ.
Анализ фактических материалов и данных по распределению залежей фазового состояния в зависимости от давления показывает преимущественное распространение нефтяных залежей при очень высоких давлениях (месторождения Карачаганак, Тенгиз и др.).
Теоретические споры по данной проблеме продолжаются до настоящего времени. Мы не исключаем, что в глубоких горизонтах девонского комплекса отложений Астраханского свода можно ожидать наличие залежей УВ, характеризующихся существенным содержанием, а возможно, и преобладанием жидкой фазы. Кроме того, с глубиной предполагается существенное уменьшение концентрации кислых компонентов в составе газа (H2S, СO2 и др.).
Таким образом, на основании проведенных исследований и результатов поискового бурения (незаконченных) обосновывается целесообразность дальнейшего опоискования девонского комплекса отложений Астраханского свода с перспективой открытия крупных залежей УВ-сырья без сероводородного заражения. Тем более что Астраханский свод считается крупнейшей зоной нефтеобразования и нефтегазонакопления.
Analysis of seismic prospecting materials and new geologic-geophysical data enable to clarify some pecularities of structure of deep-occurring complexes of Paleozoic formations of Astrakhan arch, give litho-petrographic characteristics and stratigraphic dissection of the first drilled-in Devonian formations.
Рис. 1. КАРТА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИЙ
1 - месторождения: а - газовые, б- газоконденсатные, в - нефтяные; 2- локальные структуры, перспективные на нефть и газ; 3- лицензионные участки (1 - Правобережный, 2- Георгиевский, 3- Еленовский, 4 - Северо-Астраханский); 4 - сверхглубокие скважины: а - проектные, б- бурящиеся; 5 - тектонические элементы II порядка; 6- границы крупных тектонических элементов; 7- газопроводы; 8- нефтепроводы; 9- административные границы
Рис. 2. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЙ ПРОФИЛЬ ЧЕРЕЗ скв. 1Г - 17А
