CC BY
22
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 газокон-денсатном 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 нефтегазо-носности более глубоких горизонтов девонского комплекса, в первую очередь терригенно-карбонатной части нижнедевон—нижнефранско-го и карбонатной части верхне-франско-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 СевероАстраханская.
Разрез девонских отложений полностью вскрыт скв. 2 Девонская, достигшей забоя 7003 м. В забойной части наблюдаются додевон-ские отложения предположительно бавлинской серии позднепротеро-зойского 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 нефтегазоперспек-тивных девонских горизонтов Аст-
раханского свода — седиментацион-ную и тектоническую.
Обе модели базируются на данных строения верхних горизонтов подсолевого комплекса Астраханского свода, учитывая аналоги строения нижнедевон—нижнефран-ского 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 эмско-му ярусу, но данный вопрос требует дальнейшего изучения.
Вышележащие отложения бий-ского 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 светлосерого цвета, скрытокристалличе-скими, глинистыми и известково-до-ломитовой 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 эйфель-ского яруса, представлены чередованием аргиллитов и песчаников с прослоями известняков.
В кровеле преобладают аргиллиты. Мощности этих пород при чередовании не превышают 2-3 м. Аргиллиты серые, буровато-серые до черных, часто алевритистые, извест-ковистые, сланцеватые. Песчаники серые от тонко- до крупнозернистых полимиктовых, кварцевых с включениями гравийных частиц кварца, иногда слабоизвестковистых. Известняки серые, скрытокристалли-ческие, пелитоморфные, плотные, глинистые. Песчаники в интервале 6459-6516 м характеризуются как пористые (Ап = 9,7-22,0 %).
Рис. 1. КАРТА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ АСТРАХАНСКОЙ ОБЛАСТИ И ПРИЛЕГАЮЩИХ ТЕРРИТОРИИ
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
Разрез эйфельского яруса завершается отложениями чернояр-ского горизонта, вскрытого в интервале 6317-6365 м, представленного известняками, глинистыми известняками и глинистыми сланцами темно-серой и черной окраски, битуминозными. В пределах Волго-Ураль-ской 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 из-вестковистые, плотные. Известняки серые, темно-серые, органогенно-обломочные, тонкокристаллические, глинистые, плотные. Коллекторские свойства пород оцениваются как низкие.
Живетский ярус представлен породами воробьевского, ардатовско-
го 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, известкови-стые, 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 доло-митизированными, 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 доломити-зированными, переходящими в доломит, кристаллически-зернистыми, массивными.
II толща, включающая семи-лукский и петинский (мендымский) горизонты (так называемая домани-
ковая фация), залегает в интервале 5849-5962 м и сложена темно-серыми до черного (антрацитового) цвета известняками глинистыми, скрытокристаллическими, доломи-тизированными, переходящими в доломиты с редкими маломощными прослоями глинисто-известковистых сланцев. В целом толща сильно битуминозная и считается нефтемате-ринской.
Ill 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, скры-токристаллических, плотных и трещиноватых разностей в средней и верхней частях органногенно-обло-мочных 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 рифоген-ные 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-из-вестковистых сланцев темно-серой окраски, сильно битуминозными, которые считаются нефтематерин-ской толщей и покрышкой фамен-ских залежей нефти и газа в при-бортовых 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 200х100 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 доде-вонской 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 сейсмо-разведочных работ).
Внутреннюю структуру осадочного чехла Астраханского свода (с учетом отражающего горизонта 1П) достаточно уверенно характеризуют горизонты III' и 11П с глубиной залегания 5-7 км; горизонты 11П и III', на наш взгляд, отвечают соответственно кровле терри-генно-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-кар-бонатного комплекса может не соответствовать каменноугольному, так как на формирование послед-
него 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 нефтегазо-носности 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 % ЕЫ1_5 = 14 %. При этом следует учесть, что при движении газа с забоя происходило его растворение, особенно жидкой фазы. Признаки нефтегазонасыще-ния были отмечены также в керне, отобранном из интервала 6520,86528,8 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 (К 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, Нэф = 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 Зай-кинской 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 нефтегазопроявлени-ем 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 фамен-ского 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 Та-баковская, 2 Володарская, 1 Правобережная 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 нефтегазопроявле-ние. 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-Астра-ханская. 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 составля-
ет 170-200 оС, 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 содер-
жанием, а возможно, и преобладанием жидкой фазы. Кроме того, с глубиной предполагается существенное уменьшение концентрации кислых компонентов в составе газа (^Б, СО2 и др.).
Таким образом, на основании проведенных исследований и результатов поискового бурения (незаконченных) обосновывается целесообразность дальнейшего опо-искования девонского комплекса отложений Астраханского свода с перспективой открытия крупных залежей УВ-сырья без сероводородного заражения. Тем более что Аст-
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.
Г 75 лет Евгению Александровичу Козловскому
7 мая 2004 г. исполнилось 75 лет Евгению Александровичу Козловскому — доктору технических наук, профессору, академику Российской академии естественных наук, Международной академии минеральных ресурсов, Международной академии наук информатизации, информационных процессов и технологий, заслуженному деятелю науки и техники Российской Федерации, заслуженному геологу РФ, почетному профессору ряда зарубежных вузов.
После окончания в 1948 г. Минского артиллерийского училища и в 1953 г. Московского геологоразведочного института Е.А.Козловский начал трудовую деятельность в геологических организациях Дальнего Востока, где прошел путь от рабочего до начальника Комсомольской экспедиции и заместителя начальника геологического отдела Дальневосточного территориального геологического управления. При его непосредственном участии в Хабаровском крае был открыт и в рекордные сроки подготовлен к промышленному освоению Комсомольский оловорудный район. По материалам собственных исследований Е.А.Козловский защитил в МГРИ кандидатскую диссертацию.
В 1965 г. Е.А.Козловский назначается на должность начальника Технического управления Министерства геологии РСФСР, а в 1970 г. утверждается членом коллегии Министерства. С его приходом изменились подходы к осуществлению научных исследований в политике Министерства. По результатам исследований в 1973 г. он успешно защитил докторскую диссертацию.
В 1973 г. Е.А.Козловский переводится директором Всесоюзного института экономики минерального сырья и геологоразведочных работ (ВИЭМС). В 1974 г. Е.А.Козловский был назначен заместителем Министра геологии СССР, а в декабре 1975 г. — Министром геологии СССР. В этот период Е.А.Козловский уделял особое внимание анализу минерально-сырьевой базы и перспективам ее развития, научно-техническому прогрессу, техническому перевооружению геолого-разведочного производства.
Научная деятельность Е.А.Козловского характеризуется широким диапазоном исследований, среди которых можно выделить три главных направления: проблемы минерально-сырьевых ресурсов СССР и мира; методика и технология разведки полезных ископаемых и геологические проблемы окружающей среды.
Е.А.Козловский являлся научным руководителем международного проекта ЮНЕП/ЮНЕСКО/СССР "Охрана литосферы как компонента окружающей среды".
Профессор Е.А.Козловский, будучи Президентом XXVII сессии Международного геологического конгресса, проделал огромную работу по подготовке и проведению этого крупнейшего форума геологов мира.
Е.А.Козловский осуществляет большую научно-редакторскую деятельность. Значительное внимание уделяет Е.А.Козловский подготовке научных кадров. Под его руководством защищено 30 кандидатских и 5 докторских диссертаций.
В последние годы Е.А.Козловским организована и успешно работает Кафедра оптимизации геолого-разведочных процессов Московского государственного геолого-разведочного университета.
Е.А.Козловский — автор около 500 научных работ, в том числе 38 монографий. За большой вклад в развитие минерально-сырьевой базы Е.А.Козловский награжден 6 орденами и 30 медалями СССР, России и зарубежных стран, удостоен Ленинской (1964) и Государственных (1998, 2002) премий. Ему присвоены звания "Герой социалистического труда", "Заслуженный деятель науки и техники России", "Заслуженный геолог России", а также "Почетный разведчик недр", "Почетный нефтяник", "Почетный работник газовой промышленности", "Почетный работник угольной промышленности", он награжден знаком "Шахтерская слава" трех степеней.
Е.А.Козловский полон творческих сил, как всегда, устремлен на защиту геологии и системы исследования недр, сохраняя глубокое уважение к труду разведчика недр. Исключительная душевность, серьезность восприятия и понимание коллег — это отличительные черты выдающегося Ученого и Человека!
Дорогой Евгений Александрович, поздравляем Вас с юбилеем и желаем крепкого здоровья и дальнейших творческих успехов!
Московский государственный геолого-разведочный университет Редколлегия и редакция журнала Геология нефти и газа
А
раханский свод считается крупнейшей зоной нефтеобразования и нефтегазонакопления.
© Г.П.Сухорев, 2004
