CC BY
31
УДК 553.98
РЕЗУЛЬТАТЫ И НАПРАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ В ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ
А.К.Токман (ООО "Газпром добыча Астрахань"), В.С.Коваленко (ООО "Севморнефтегаз"), Б.С.Коротков, С.Б.Коротков (ООО "Газпром Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий")
По мнению авторов, статьи в глубокопогруженных горизонтах Прикаспийской впадины прогнозируются в основном газовые залежи. На древних платформах только сульфатно-галогенные толщи могут рассматриваться в качестве безусловно надежных региональных покрышек для газовых залежей на любой глубине.
При прогнозировании зон (участков) концентрации ресурсов и запасов УВ на больших глубинах на первое место следует ставить критерий покрышка для газа, который является определяющим при обосновании целевых пластов и глубины скважины.
Целевым горизонтом должен быть первый природный резервуар под региональной покрышкой. Все нижезапегающие пласты должны быть исключены из проекта глубокого бурения, что существенно снизит риски, позволит сократить затраты на строительство скважины и сроки работ.
Учитывая очень высокую стоимость строительства глубоких и сверхглубоких скважин, практический интерес могут представлять только крупные и высокодебитные залежи УВ-сырья. Основными критериями, которыми следует руководствоваться на начальной стадии оценки кондиционности глубокопогруженных залежей и поисковых объектов, должны быть удельная плотность запасов УВ-сырья и рабочие дебиты скважин. Промышленные залежи могут быть связаны только с достаточно мощными пластами, толщина которых измеряется многими десятками и сотнями метров. Как правило, это массивы карбонатных пород.
Мощный аккумулирующий пласт, в свою очередь, требует наличия крупной высокоамплитудной структуры, которая может вместить в себя всю эффективную газонасыщенную толщину пласта. Для каждого конкретного объекта делается свой расчет, но в любом случае амплитуда структуры по критическому направлению должна быть не менее 100-150 м.
Вторичное пустотное пространство наиболее активно развивается на участках стратиграфических несогласий, пространственно тяготеющих к крупным валам и сводам. Примером могу служить Астраханское, Тенгизское и ряд других месторождений Прикаспийской впадины, где региональная покрышка с большим стратиграфическим несогласием перекрывает карбонатный резервуар каменноугольного возраста. Приуроченность залежей, особенно крупных и гигантских, к зонам крупных стратиграфических несогласий является одной из установленных закономерностей. Длительные периоды перерывов в осадконакоплении сопровождались процессами разрушения и разрыхления пород, выведенных на дневную поверхность. При последующих погружениях на большие глубины в этом слое дольше сохраняется первичное пустотное пространство и создаются благоприятные условия для вторичного разуплотнения.
Ключевые слова: газ; бурение скважин; коллекторы; перспективы; бортовая зона.
Принятые ОАО "Газпром" долгосрочные обязательства по газификации страны и экспортным поставкам газа диктуют необходимость непрерывного восполнения и развития ресурсной базы. Основные объемы геолого-разведочных работ постепенно переориентируются в восточные районы страны, где будут создаваться новые газодобывающие центры.
Вместе с тем не прекращаются геолого-разведочные работы на европейской территории — в Преду-ральском прогибе, Прикаспийской впадине, Предкавказье. Хотя по масштабам выполняемые здесь ра-
боты не сопоставимы с сибирскими, они превышают суммарные объемы геолого-разведочных работ всех других нефтяных компаний, зарегистрированных в РФ. Что касается глубокого и сверхглубокого параметрического и поискового бурения, то ОАО "Газпром" является абсолютным лидером.
На европейской территории перспективы открытия новых крупных и средних по запасам залежей газа связываются в основном с глу-бокопогруженными горизонтами Предуральского прогиба и Прикаспийской впадины. В молодых депрессиях Предкавказья на боль-
шой глубине прогнозируются и газ и нефть (рисунок). На всех площадях предприятия ОАО "Газпром" проводят поисково-разведочные работы для восполнения объемов добычи газа. К приоритетному направлению относится Прикаспийская впадина, конкретно, ее северная бортовая зона с примыкающей южной частью Предуральского краевого прогиба и Астраханский свод. Здесь расположены Оренбургский и Астраханский газохимические комплексы федерального значения, требующие долгосрочного обеспечения сырьевыми ресурсами.
ПЛОШАЛИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ГЛУБОКОПОГРУЖЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
НА СРЕЗЕ-5 ни
, ЕЗг Шз ЕЗ4
1 - изо гипсы осадочного чехла ниже среза -5 км; 2- граница Восточно-Европей-ской платформы с герцинским складчато-надвиговым обрамлением Западного Урала и кряжа Карпинского; границы: 3- выхода разновозрастных геологических образований на плоскость среза -5 км, 4 - РФ; 5 - бортовой уступ Прикаспийской впадины
На Астраханском своде основной целью работ является поиск бессернистого газа. Добыча высокотоксичного газа из основной башкирской залежи уникального Астраханского газоконденсатного месторождения ограничена по экологическим причинам, что сдерживает наращивание мощностей газохимического комплекса. Для увели-
чения производства товарного топливного газа необходимо иметь месторождения бессернистого газа, которые прогнозируются в глубоких горизонтах девона.
Нефтегазопоисковый интерес к девонскому комплексу Астраханского свода возник еще в последней четверти прошлого столетия, практически сразу после открытия
и разведки гигантской серогазокон-денсатной залежи в отложениях башкирского яруса, залегающей на глубине 3,8-4,0 км, непосредственно под нижнепермской покрышкой. Однако практическая реализация этого направления была начата только в середине 90-х гг.
По сейсмическому отражающему горизонту ИП*, приуроченному к подошве карбонатной формации {средний карбон — верхний девон), на глубине около 6 км была оконтурена крупная положительная структура, которая прослеживалась также по сейсмическому горизонту ПП на глубине около 7 км.
В феврале 1994 г. Астраханская нефтегазоразведочная экспедиция начала бурение первой на Астраханском своде "девонской" скважины проектной глубиной 6,5 км. Скважина была заложена в своде Володарского локального поднятия, расположенного в северо-вос-точной части Астраханского свода, за контуром башкирской залежи. Буровые работы велись при поддержке "Астраханьгазпрома". По техническим причинам бурение скважины было прекращено на глубине 5974 м в карбонатных отложениях верхнего девона. Общая вскрытая мощность карбонатных каменноугольных и верхнедевонских отложений составила 1628 м. В июне 1997 г. на глубине 5961 м отмечалось мощное газонефтепро-явление, которое в итоге привело к серии аварий и ликвидации скважины. Получение на устье мощного фонтана газа с нефтью, продолжавшегося более 3 ч, усилило оптимистические ожидания и способствовало форсированию геолого-раз-ведочных работ на девон.
В 1995 г. ВНИИгазом был составлен "Комплексный проект поискового бурения на девонские отложения в юго-западной части Прикаспийской впадины", который предусматривал на площади горного отвода Астраханского месторождения пробурить одну параметриче-
скую скважину на технически доступную глубину 7 км и две зависимые поисковые скважины глубиной по 6,5 км. В ноябре 1997 г. была забурена первая из них — параметрическая скв. Девонская-2 (Д-2). Две другие проектировались как зависимые от ее результатов. Для ускорения оценки потенциала девонского комплекса решением руководства ОАО "Газпром" поисковые скв. Д-1 и Д-3 были начаты бурением до завершения строительства скв. Д-2, а в правобережной части Астраханского свода в 1999 г. забурена параметрическая скв. Право-бережная-1 по специальному проекту ВНИИгаза. Компанией "Аст-ран" в 2,5 км к северо-западу от скв. Володарская-2 пробурена сверхглубокая скв. Северо-Астра-ханская-1 глубиной 6849 м.
Наиболее ценная информация получена по параметрической скв. Д-2. Основными задачами ее строительства являлись изучение геологического строения, литолого-стратигра-фическая привязка сейсмических отражающих горизонтов и оценка перспектив нефтегазоносности неизученных бурением нижних горизонтов девонских отложений. Проектная глубина 7000 м должна была обеспечить вскрытие отражающего горизонта ИП, отождествлявшегося на стадии проектирования работ с подошвой девонского комплекса. Фактическая глубина скважины составила 7003 м.
Скв. Д-2 впервые на Астраханском своде вскрыла полный разрез карбонатной формации в стратиграфическом объеме от башкирского яруса среднего карбона до франского яруса верхнего девона. Нижнекаменноугольные отложения вскрыты в интервале 4148-5045 м, представлены известняками и доломитами с прослоями аргиллитов. Фаменский ярус верхнего девона сложен аналогичным набором пород. Отложения франского яруса (с глубины 5564 м) представлены чередованием известняков, частич-
но доломитизированных, глинистых, доломитов и аргиллитов. Отложения среднего девона в составе жи-ветского и эйфельского ярусов сложены преимущественно аргиллитами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Керн из интервала глубин 6458-6456 м (из этого интервала при испытании получен приток метанового газа) представлен песчаником светло-серым, крепкосцементированным. Мощность отложений среднего девона составляет 386 м. Отложения нижнего девона в объеме эмсского яруса вскрыты на глубине 6570 м, представлены песчаниками и аргиллитами без прослоев карбонатных пород. С глубины 6627 м и практически до забоя бурение осуществляли без отбора керна. По описанию шлама и данным ГИС, характер разреза существенно не изменился: плотные аргиллиты с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Забойный керн (7001-7003 м) представлен крепкими "сливными" гру-бообломочными песчаниками, предположительно раннедевонского или додевонского возраста. Именно к этой границе раздела приурочен отражающий горизонт МП.
Параметрическая скв. Правобережная-1 (ПРИ) заложена на западном погружении подсолевых отложений Астраханского свода для изучения природы аномалии сейсмической записи (АСЗ), выражающейся в прекращении прослеживания на сейсмических разрезах отражающих границ внутри карбонатной формации. Данная АСЗ отождествлялась некоторыми геофизиками и геологами с крупным рифовым телом, в котором прогнозировалась гигантская нефтяная залежь. При проектировании параметрического бурения (ВНИИгаз, 1997) авторы, критически настроенные к такого рода геологическим интерпретациям АСЗ, в качестве базовой приняли традиционную плоско-параллельную модель строения каменноугольных и девонских отложений на участке АСЗ, что пол-
ностью подтвердилось бурением. Внутри карбонатной формации целевого "рифового" объекта не оказалось, в связи с чем было принято решение углубить скважину ниже проектной отметки 6500 м до технически возможной глубины. Скважину удалось пробурить до глубины 6645 м. Из карбонатной формации скважина не вышла. Первоначально предполагалось, что скважина вскрыла отложения франского яруса. Однако по последующим заключениям специалистов компании "ЭНИ-Аджип" по аналогичной части разреза скв. Се-веро-Астраханская-1 этот интервал разреза отнесен к нижнему девону. По данным изучения конодонтов такой же вывод сделан позднее по скв. ПР-1. Отложения среднего девона из разреза выпадают.
В процессе строительства в скважинах выполнен полный комплекс исследований, включающий промыслово-геофизическое, геолого-технологическое изучение разрезов, вертикальное сейсмическое профилирование, отбор и анализ керна, опробование перспективных объектов. За годы строительства параметрических и поисковых скважин в пределах Астраханского свода проводились детализационные геофизические исследования со сгущением сети сейсмопрофилей на Правобережном лицензионном участке, а также на левобережной части Астраханского свода к востоку от скв. Девонская-2. В последние 3 года площадь Правобережного участка и практически вся площадь горного отвода Астраханского га-зоконденсатного месторождения (левый берег) покрыта сейсморазведкой 30. Этот богатейший материал еще полностью не обработан.
Несомненно, данные по сверхглубоким скважинам и сейсморазведке 30 будут долгое время востребованы при разработке стратегии дальнейших геолого-разведочных работ не только на Астраханском своде, но во всей юго-запад-ной части Прикаспийской впадины.
Приведем наиболее значимые результаты регионального этапа геолого-разведочных работ на отложения девона.
Доказано наличие крупного сводового поднятия в так называемом терригенном девоне, который характеризуется сейсмическими отражающими горизонтами ИП', МП", МП. Внутри него выделяются два комплекса: верхний терригенно-кар-бонатный (ниже горизонта ИП') и нижний преимущественно терриген-ный (между горизонтами ИП" и ИП).
В нижнем комплексе выделяются три толщи (снизу вверх): тер-ригенно-вулканогенная прибрежно-морская; глинисто-карбонатная относительно глубоководная; песча-но-глинистая с прослоями туфоген-ных пород, мелководная. На западе, в правобережной части свода, отложения среднего и большей части нижнего девона размыты. На левобережье свода разрез в северном направлении становится преимущественно карбонатным.
Отражающий горизонт ИП' приурочен к подошве карбонатной формации. Ниже этой границы залегает переходная, латерально неоднородная терригенно-карбонат-ная литофациальная толща ранне-среднефранского возраста.
Установлена газоносность нижнего, преимущественно терри-генного комплекса, вскрытого в центральной части свода скв. Д-2. Покрышкой для УВ является глинистая толща старооскольского под-горизонта живетского яруса.
Вскрытый скв. Д-2 разрез тер-ригенного девона оценивается как плотный, и только в нижней части выделяются пласты-коллекторы.
Коллекторами являются маломощные прослои песчаников и алевролитов нижней части живетского яруса, а также пропластки карбонатных пород эйфельского яруса среднего девона и эмсского яруса раннего девона. Песчаники в основном мелко- и тонкозернистые, низкопоровые, слабопрони-
цаемые. Литолого-фациальный анализ показывает, что их накопление происходило на значительном отдалении от источника выноса обломочного материала. Карбонатные породы трещиноватые, их фильтра-ционно-емкостные свойства изучены недостаточно.
Вышележащие отложения тер-ригенно-карбонатного комплекса и перекрывающие их карбонатные отложения позднедевонского возраста в центральной части свода характеризуются значительной уплотненностью пород. Возможно, коллекторы будут присутствовать на склоновых участках Астраханского свода.
Установлена природа Правобережной АСЗ, которая связана не с органогенной постройкой ("риф"), а представляет собой субвертикальную систему трещиноватых пород. Данный вывод чрезвычайно важен как в теоретическом, так и практическом аспектах. Во-первых, урок геофизикам, которые повсеместно подобные АСЗ трактуют как "рифы" или органогенные постройки. Во-вто-рых, подкрепляется научный тезис о том, что на больших глубинах существуют транзитные субвертикальные каналы, которые обеспечивают миграцию УВ и формирование залежей в глубокопогруженных горизонтах. В-третьих, становится понятным, почему при наличии коллекторов по всему разрезу получены притоки воды с растворенным газом, а дебит достигал 120 м3/сут.
Отсутствие надежной покрышки внутри карбонатного массива привело к тому, что все высокотрещиноватые пласты в скв. Правобе-режная-1 оказались обводненными, а весь газ мигрировал до региональной нижнепермской сульфатно-галогенной покрышки. Непосредственно под покрышкой в башкирских отложениях открыто Западно-Астраханское газоконден-сатное месторождение принципиально нового типа: ловушка представляет собой структурный нос, осложняющий северо-западный
склон Астраханского свода. По данным ГИС, газонасыщенные карбонатные породы прослеживаются в скв. ПР-1 до глубины 4300 м, что более чем на 150 м ниже раздела газ — вода в соседних продуктивных скважинах Астраханского га-зоконденсатного месторождения (правый берег). Соответственно гипсометрически ниже и кровля башкирского резервуара. В качестве временной рабочей модели принят вариант с тектоническим экранированием залежи. Залежь находится в разведке.
Месторождения аналогичного типа — спутники Астраханского га-зоконденсатного месторождения, скорее всего, будут открыты по всему периметру башкирской залежи. Ранее на правом берегу были открыты Еленовское и Табаковское месторождения, наблюдались многочисленные газо- и нефтепроявле-ния в скважинах, пробуренных за контуром газоводяного контакта. Однако поиск залежей, содержащих сероводород, не является целью ОАО "Газпром", поскольку такой газ в избытке (с учетом разрешенных объемов годовой добычи) имеется на Астраханском газокон-денсатном месторождении. Необходимо найти бессернистый газ. Данные бурения "девонских" скважин вселяют оптимизм.
При испытании в колонне интервала глубин 6459-6522 м, представленного песчаным пластом с прослоями аргиллитов (D2ef), получен приток сухого метанового газа. Пористость песчаников, по данным ГИС, варьирует от 16 до 22 %, газонасыщенность — от 67 до 79 %. Дебит газа составил 10 тыс. м3/сут на штуцерах 1,98-1,58 мм при устьевых давлениях 2,7-2,9 МПа и забойных — от 7,250 до 0,885 МПа. Замеренное на глубине 6387 м пластовое давление равнялось 129,07 МПа, температура — 178,6 °С. Состав газа: метан — 99,48 %, этан-бутан — в сумме около 0,50 %, сероводород отсутствует.
По нижезалегающим объектам, рекомендованным геофизиками к испытанию, данные противоречивы: либо технически не удалось испытать (самый нижний объект 6835-6795 м), либо не удалось вызвать приток. Слабый приток метанового газа в виде столба в на-сосно-компрессорных трубах на устье высотой 100-300 м со снижающимся во времени темпом набора (от 24 до 36 ч) отмечался при испытании интервала глубин 6553-6592 м. Пласт представлен известняками пористостью от 11 до 20 %.
Следует заметить, что работы по испытанию скв. Девонская-2 проводила компания "Халибуртон", но из-за сложнейших горно-геоло-гических условий даже такой известной компании не удалось выполнить их качественно. Коэффициент аномальности пластового давления (в сравнении с условным гидростатическим) близок к 2, температура составляет около 180 °С.
Применяемая компанией "Халибуртон" технология вторичного вскрытия перспективных пластов в колонне не позволяла эффективно контролировать качество вскрытия и гибко применять различные схемы вызова притока. Учитывая многочисленные сбои в работе оборудования, контрольных приборов и длительный период простоя скважины, результаты испытания карбонатных пород среднего и нижнего девона, представляющих наибольший интерес с точки зрения неф-тегазоносности, не могут быть признаны достоверными.
После получения данных о термобарических условиях в скв. Девонская-2, которые по объему существенно превышали проектные, было принято решение об остановке бурения поисковых скв. Девон-ские-2, 3 в связи с их техническим состоянием.
Основные цели по геологическому изучению новых глубокопогру-женных горизонтов девона достиг-
нуты. Доказано наличие бессернистого метанового газа. Полученная информация в настоящее время анализируется совместно с огромным массивом данных сейсморазведки. К 2010 г. планируется создать современную трехмерную модель Астраханского свода, на ее основе разработать комплексный проект дальнейших поисково-раз-ведочных работ.
Рассмотрим результаты работ на глубокозалегающих горизонтах в Южном Оренбуржье. В период 1993-2006 гг. геолого-разведочные работы проводились в соответствии со следующими последовательно принятыми документами.
1. "Программа проведения геолого-разведочных и научно-иссле-довательских работ для обеспечения сырьевой базы Оренбургского газового комплекса", срок действия 1993-2000 гг. Утверждена в июне 1993 г. руководством федерального Комитета природных ресурсов и РАО "Газпром".
2. "Проект подготовки промышленных запасов УВ-сырья в подсолевых отложениях юга Оренбургской области на период 2000-2010 годов" (разработчик "Волго-УралНИПИгаз", 1999).
3. "Проект подготовки промышленных запасов УВ-сырья для обеспечения работы ОГХК на период до 2030 года" (разработчик "Волго-УралНИПИгаз", 2002).
До 1992 г. РАО "Газпром" самостоятельно не проводил широкомасштабные геолого-разведочные работы, опыта их проектирования не было. Поэтому разработка первой программы геолого-разведочных работ была поручена ведущим научно-исследовательским институтам бывшего Мингео СССР, занимавшимся Прикаспийским регионом. Программа прошла многоуровневую экспертизу. Последующие зональные проекты, а также проекты параметрического и поискового бурения по лицензионным участкам составлял институт "Вол-
го-УралНИПИгаз". Однако "генеральная линия" во всех упомянутых проектах принципиально не менялась.
Главной стратегической задачей ставился поиск месторождений карачаганакского типа (крупных и с большой плотностью запасов), которые связывались с органогенными (рифовыми) постройками, прогнозировавшимися в бортовой зоне Прикаспийской впадины и на смежной территории Предуральского прогиба. Предполагалось, что рифы в этой зоне имеют широкое распространение, причем в весьма широком стратиграфическом диапазоне (от нижней перми до нижнего девона). В период с 1993 по 2004 г. на реализацию главного стратегического направления геолого-разве-дочных работ были затрачены основные финансовые средства и объемы глубокого и сверхглубокого бурения, а также 20 и ЗО-сейс-моразведки.
С 1993 по 2006 г. было пробурено 17 скважин глубиной более 5000 м: параметрические — Южно-Линевская-1 (6145 м), Каинсайская-1 (6516 м), Буранная-1 (6504 м), Вер-шиновская-501 (7005 м), Нагума-новская-1 (6007 м); поисковые — Каинсайская-2 (6581 м), Песчаная-17 (5126 м), Песчаная-20 (5701 м), Восточно-Песчаная-30 (4926 м, проектировалась на 5030 м), Чилик-сайская-35 (6302 м), Нагуманов-ская-2 (4850 м, проектировалась на 5000 м), Нагумановская-3 (5000 м), Корниловская-150 (5710 м), Ако-бинская-171 (5330 м), Кзылобин-ская-161 (5215 м). Практически все глубокие и сверхглубокие скважины пробурены до проектных отметок (некоторые даже глубже), испытаны и ликвидированы по геологическим причинам как выполнившие свое назначение.
В бортовой зоне Прикаспийской впадины открыты два месторождения: Песчаное газоконден-сатно-нефтяное и Восточно-Песча-
ное нефтяное. -
Выявлены новые залежи нефти: одна — на Нагумановском месторождении в отложениях башкирского яруса; две — на Западно-Оренбургском участке Оренбургского газоконденсатного месторождения (в песчаниках верхнего девона и плойчатых доломитах филиппов-ского горизонта кунгурского яруса нижней перми). Все открытые залежи относятся к категории мелких.
В Предуральском прогибе в 2006 г. пробурены три скважины: Корниловская, Акобинская, Кзыло-бинская, соответственно по одной на каждой структуре. Открыто Ако-бинское газоконденсатное месторождение, получены обнадеживающие результаты по Кзылобинской структуре. Поисково-разведочные работы продолжаются.
Главная цель проводившихся в Южном Оренбуржье геолого-раз-ведочных работ — открытие крупных месторождений УВ карачага-накского типа в бортовой зоне Прикаспийской впадины и смежных участках Предуральского прогиба — пока не достигнута.
Разработка стратегии геоло-го-разведочных работ в любом регионе базируется на прогнозной геологической модели, отражающей совокупность сложившихся "официальных" представлений о геологическом строении данного участка недр, типах поисковых объектов и величине перспективных ресурсов. В условиях острого дефицита информации на начальной стадии работ подбираются возможные аналоги. Под прогнозные модели адаптируется методика проведения геолого-разведочных работ, составляются проекты поискового бурения. По ходу проведения геолого-разведочных работ часто обнаруживается, что аналоги были подобраны неудачно (в геологии полных аналогий не бывает), а прогнозные модели не отражают реальные геологические объекты.
Проведенный ВНИИгазом анализ позволяет сделать выводы, что
ошибки стратегического планирования, притом на всей территории российского сегмента Прикаспийской впадины независимо от ведомственной принадлежности геолого-разведочных предприятий, обусловлены неадекватными представлениями (моделями) о геологическом строении бортовой зоны Прикаспийской впадины, недоучетом качественных изменений фильтрационных и емкостных свойств горных пород на больших глубинах, влияющих на картину распределения залежей нефти и газа.
Основные перспективы открытия крупных месторождений в под-солевом комплексе, как отмечалось, связывались с органогенными постройками ("рифами"). В последние 15-20 лет теме рифы и УВ посвящено огромное число докладов, публикаций, диссертаций. Геофизики стали выделять на сейсмопрофи-лях аномалии "типа риф", картировать их и готовить к поисковому бурению с выдачей официального паспорта на поисковый объект. Причем подобных "объектов" стало гораздо больше, чем традиционных локальных антиклинальных структур.
Прогнозы на рифовые объекты потерпели полный крах, причем по всему периметру российского сегмента Прикаспийской впадины. Не подтверждаются они и на новых площадях южной части Предуральского прогиба, где в настоящее время ведутся поисковые работы. Данные бурения убедительно свидетельствуют о том, что борт Прикаспийской впадины не является набором разновременных седимен-тационных уступов, включающим органогенные постройки (прогнозная модель). Бессмысленно искать здесь рифы карачаганакского и прочих типов. Геологические интерпретации геофизических аномалий типа риф оказались ошибочными.
Важнейшим критерием прогноза залежей У В (особенно газа) на больших глубинах является наличие в разрезе надежной покрышки. Бо-
льшинство известных типов покрышек (глины, глинистые известняки, ангидриты) с глубиной утрачивают газоупорные свойства. Только сульфатно-галогенные покрышки могут удерживать коммерчески значимые залежи газа практически без ограничения по глубине. В Прикаспийской впадине и ее обрамлении все известные уникальные и крупные месторождения газа и нефти контролируются кунгурской региональной сульфатно-галогенной покрышкой (Оренбургское, Астраханское, Карачаганак, Тенгиз, Кашаган и др.). Отсюда следует практический вывод, что поисковый интерес представляет первый природный резервуар, залегающий под региональной покрышкой. Залегающие глубже так называемые нефтегазоносные комплексы при опробовании в лучшем случае будут давать только притоки пластовой воды с растворенным газом.
Однако далеко не факт, что под региональной покрышкой обязательно будут присутствовать коллекторы, способные вмещать залежь промышленного значения. На больших глубинах меняется облик коллекторов. Первичное поровое пространство с глубиной редуцируется, а вторичное трещинно-кавернозное пустотное пространство развивается дискретно (очагами). Трещинный тип коллектора, по сравнению с поровым, характеризуется малой удельной емкостью, в связи с чем может вмещать промышленно значимые запасы УВ только при достаточно большой толщине пласта (например, больше 100 м). На больших глубинах таким требованиям могут отвечать преимущественно карбонатные толщи.
Условие мощный пласт — коллектор предполагает соответствующее значение амплитуды локального поднятия. Залежь промышленного значения может сформироваться при наличии крупной и высокоамплитудной (сотни метров) структуры. Так, высота Карачаганакского поднятия (карачаганакский тип поисковых объектов) составляет около 1500 м.
Таких структур в подсолевой толще северной бортовой зоны Прикаспийской впадины пока не выявлено. Это не означает, что они не будут найдены в будущем. Применяемые полевые геофизические методы пока еще недостаточно эффективны для соля-но-купольных областей и больших глубин. В первую очередь, это относится к основному методу — сейсморазведке. Не подтверждаются бурением не только АСЗ типа риф, но и подготовленные сейсморазведкой локальные структуры.
По поводу тезиса о первом под-солевом резервуаре оппоненты обычно приводят факты получения притоков нефти и газа на месторождении Карачаганак из интервалов девонского разреза, залегающих ниже водонефтяного контакта основной залежи. Факты эти никто не отрицает, но нужно оценивать их объективно. Всего на месторождении Карачаганак пробурено около десятка глубоких скважин на девон с целью поиска залежей УВ ниже водонефтяного контакта основной газоконденсатно-нефтяной залежи, принятой на абсолютной метке -5163 м (скв. 15). В скв. Д-5 ниже водонефтяного контакта базовой залежи до глубины 6245 м (забой) в интервале залегания отложений нижнего карбона, среднего и верхнего девона было испытано 10 объектов. Результаты: либо сухо, либо небольшие притоки воды с пленками нефти и растворенным газом. В скв. Д-1 (забой 6256 м) из терриген-ных отложений среднего девона (интервал опробования 6120-6256 м, открытый ствол) был получен приток парогазонефтяной смеси, при этом доля нефти оценивалась в 114,4 м3/сут. Однако после установки цементного моста и перфорации колонны в интервале глубин 6210-6190 м, проведения соляно-кислотной обработки, замены бурового раствора на воду, аэрации получен лишь незначительный приток пластовой воды. В скв. 15 из интервала глубин 5647-5754 м (открытый
ствол) получено до 78 м3/сут нефти и 38 тыс. м3/сут газа. Из вышезале-гающих отложений девона (но ниже водонефтяного контакта основной залежи) получены незначительные притоки нефти, газа и воды. Приведенные данные свидетельствуют о том, что нижние горизонты девона остаются недоразведанными, геологической модели нет. Не ясно, вскрыты залежи промышленного значения или разрозненные непромышленные скопления нефти и газа.
Итак, в рассматриваемом регионе основным поисковым объектом является первый от региональной покрышки природный резервуар. Лучше, если он будет представлен мощной карбонатной толщей предпочтительно чистых известняков и (или) доломитов. Если имеет место стратиграфический перерыв, то перспективы открытия залежи повышаются, поскольку больше вероятность развития вторичных коллекторов.
В качестве первоочередного объекта для продолжения поисковых работ в бортовой зоне рекомендуется Л и невская структура, расположенная на Каинсайском лицензионном участке ООО "Орен-бурггазпром". Согласно официальному паспорту структуры, амплитуда Линевской структуры по разным отражающим горизонтам варьирует от 100 до 350 м, площадь — больше 20 км2. В пределах структуры кол-лекторские свойства пород могут иметь кондиционные значения. Проектная глубина скважины 6200 м. Кроме поискового назначения, на скважину возлагаются важные параметрические задачи. Геологическое строение бортового уступа Прикаспийской впадины остается недостаточно выясненным, что допускает неоднозначность интерпретации геофизических данных. Для построения адекватной модели строения северной бортовой зоны Прикаспийской впадины необходимо иметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологиче-ский разрез с полноценными дан-
ными по скважинам. С этих позиций положение проектной скважины в своде Линевской структуры и одновременно на сейсмопрофиле ШП 3, наиболее информативному в бортовой зоне, может считаться оптимальным. Для уверенной геологической интерпретации данных по этому сейсмопрофилю на участке резкого уклона борта впадины необходимо пробурить еще одну скважину, зависимую от результатов бурения Линевской скважины.
На Вершиновской площади в скв. 501 при опробовании получен непромышленный приток газа из первого подсолевого резервуара раннепермского возраста. Свод структуры, по данным новой сейсморазведки, находится несколько южнее пробуренной скважины. В настоящее время находится в бурении поисковая скважина на нижнепермский резервуар (с вскрытием башкирского яруса на забое). В более глубоких горизонтах коллектор-ские пласты могут присутствовать, но из-за отсутствия газоупоров промышленные скопления УВ не прогнозируются.
В Предуральском прогибе на подсолевые отложения пробурены поисковые скважины на Корнилов-ской, Акобинской и Кзылобинской структурах. Открыто Акобинское месторождение газа в первом резервуаре под региональной покрышкой. По результатам сейсморазведки 3D ранее выполненные структурные построения, заложенные в поисковые проекты, не были кондиционными. Работы в этом районе необходимо продолжить.
Первоочередной практический интерес вызывает восточное погребенное продолжение Оренбургского вала. Территория очень слабо изучена. Необходимо провести сей-сморазведочные работы с полноценным изучением подсолевых отложений до глубины не менее 7,0 км, а также пробурить как минимум две параметрические скважины глубиной не менее 6,5 км.
Выводы
В глубокопогруженных горизонтах Прикаспийской впадины прогнозируется в основном газ. Газ в глубоких горизонтах находится, как правило, под большим давлением. Коэффициент аномальности достигает значений 1,8-2,0. Отсюда повышенные требования к качеству покрышек. На древних платформах только сульфатно-галогенные толщи могут рассматриваться в качестве безусловно надежных региональных покрышек для газовых залежей на любой глубине.
Что касается всех других известных типов покрышек (глинисто-аргиллитовые, карбонатные), то на больших глубинах они частично или полностью утрачивают газоупорные свойства. Экранирующие свойства глинистых пород определяются структурно-минеральными особенностями и минеральным составом, степенью насыщенности водой, значениями порового давления. По мере погружения в глинистых пластах происходят изменения, ведущие к потере экранирующих свойств. В результате дегидратации, изменений минерального состава глины трансформируются в трещиноватые аргиллиты, проницаемость которых на несколько порядков больше по сравнению с глинистыми породами верхних частей разреза. В определенных условиях они могут быть коллекторами (баженовская свита в Западной Сибири, майкопская толща в Предкавказье).
Глины мелководного генезиса утрачивают газоупорные свойства на глубине около 3 км, а глубоководные (батиальные) — 5 км. На территории Восточно-Европейской платформы в разрезе палеозойских отложений батиальных глин нет. Наличие посторонних примесей в глинах, например карбонатного материала, усиливает процесс трещи-нообразования, что ведет к ухудшению качества покрышки. При содержании в глинах 10 % пелитоморф-
ного кальцита коэффициент пластичности снижается более чем в 3 раза. Герметизирующие свойства глинистых известняков сохраняются до глубины не более 3 км, а чистых известняков — еще меньше. Игнорирование этих положений является одной из главных причин низкой достоверности прогнозов нефтега-зоносности глубокопогруженных структур, в их пределах — целевых объектов глубокого бурения.
Таким образом, при прогнозировании зон (участков) концентрации ресурсов и запасов УВ на больших глубинах на первое место следует ставить критерий покрышка для газа, который является определяющим при обосновании целевых пластов и глубины скважины.
Целевым горизонтом должен быть первый природный резервуар под региональной покрышкой. Все нижезалегающие пласты должны быть исключены из проекта глубокого бурения, что существенно снизит риски, позволит сократить затраты на строительство скважины и сроки работ. Между тем в практике поисково-разведочных работ нередко закладываются глубокие скважины без учета этого положения. В частности, весьма распространенной ошибкой является выбор в качестве перспективных объектов так называемых рифов, выделяемых сейсморазведчиками в волновом поле как аномалии типа риф по признаку "прозрачности" отражений. Позиция сервисных геофизических компаний, заинтересованных в выявлении для заказчика любых объектов в качестве поисковых, понятна. Подразумевается, что риф обладает повышенной емкостью пустотного пространства, может вмещать залежь, а окружающие его плотные карбонатные породы будут служить своеобразными стенками резервуара. Однако теоретически, экспериментально и на практике доказано, что на глубине > 4,5 км плотные известняки, доломиты, мергели, аргиллиты не
являются экранами для газа. В лучшем случае риф будет насыщен водой с растворенным газом, который, выделяясь на устье скважины в свободную фазу, образует "марево". Несмотря на массовые отрицательные результаты разбуривания таких объектов, инерцию мышления трудно преодолеть. Рифы продолжают будоражить воображение геологов, сейсморазведка продолжает выявлять новые аномалии типа риф на глубине 6,7 и 10,0 км.
Однако следует иметь в виду, что непосредственно под региональной покрышкой не всегда залегают коллекторские пласты. Напротив, чаще всего скважины вскрывают плотные породы, включающие маломощные пласты-коллекторы, которые могут содержать относительно небольшую залежь газа.
Учитывая очень высокую стоимость строительства глубоких и сверхглубоких скважин, практический интерес могут представлять только крупные и высокодебитные залежи УВ-сырья. Основными критериями, которыми следует руководствоваться на начальной стадии оценки кондиционности глубокопогруженных залежей и поисковых объектов, должны быть удельная плотность запасов УВ-сырья и рабочие дебиты скважин. Согласно расчетам, выполненным с учетом действующих нормативов ОАО "Газпром", коммерчески привлекательной является залежь газа со следующими минимально допустимыми параметрами: удельная плотность запасов ~1 млн т усл. топлива на 1 км2 площади резервуара, рабочие дебиты газа эксплуатационных скважин от 300 тыс. м3/сут. При изменениях мировых цен на УВ-сырье показатели будут меняться, но не в прямой зависимости, поскольку одновременно подвергаются колебаниям затраты на производство геолого-раз-ведочных работ. Например, в последние годы рост цен на трубы, цемент и другие товары значительно обгонял рост цен на нефть и газ.
Зная предельно допустимые экономические показатели, рассчитываются минимально допустимые параметры природного резервуара и ловушки. Горные породы с глубиной претерпевают значительные изменения, ведущие к уменьшению первичной пористости и проницаемости. На больших глубинах вероятность обнаружения коллекторов гранулярного типа с эффективной емкостью > 5 % ничтожно мала. Преобладающими на этих глубинах становятся коллекторы трещинно-кавер-нозного и трещинного типов, эффективная емкость которых на один-два порядка меньше по сравнению с пер-вично-поровыми коллекторами, залегающими на традиционных глубинах. Промышленные залежи могут быть связаны только с достаточно мощными пластами, толщина которых измеряется многими десятками и сотнями метров. Как правило, это массивы карбонатных пород.
Мощный аккумулирующий пласт, в свою очередь, требует наличия крупной высокоамплитудной структуры, которая может вместить в себя всю эффективную газонасыщенную толщину пласта. Для каждого конкретного объекта делается свой расчет, но в любом случае амплитуда структуры по критическому направлению должна быть не менее 100-150 м. Это означает, что в платформенных условиях при относительно малых углах наклона площадь структуры должна быть достаточно большой. На глубине > 4,5 км структуры размером, например, 6x9 км и высотой до 100 м, которые обычно "выдает" сейсморазведка, не могут содержать залежь промышленного значения и потому не подлежат разбуриванию.
Вторичное пустотное пространство наиболее активно развивается на участках стратиграфических несогласий, пространственно тяготеющих к крупным валам и сводам. Примером могут служить Астраханское, Тенгизское и ряд других месторождений Прикаспийской впадины, где региональная покрышка с большим
стратиграфическим несогласием перекрывает карбонатный резервуар каменноугольного возраста. Приуроченность залежей, особенно крупных и гигантских, к зонам крупных стратиграфических несогласий является одной из установленных закономерностей. Длительные периоды перерывов в осадконакоплении сопровождались процессами разрушения и разрыхления пород, выведенных на дневную поверхность. При последующих погружениях на большие глубины в этом слое дольше сохраняется первичное пустотное пространство и создаются благоприятные условия для вторичного разуплотнения.
В заключение следует отметить, что процесс промышленного освоения новых глубокопогруженных горизонтов будет развиваться независимо от того, как относятся к данной проблеме те или иные ученые. Вся история развития нефтегазовой промышленности тому подтверждение. Задача — сделать процесс управляемым, избегать явных ошибок и излишних затрат. Проблема должна
решаться не только "кабинетными" методами, но и путем бурения новых сверхглубоких "научных" скважин, проведения глубинных геофизических исследований. Прикладные исследования, базирующиеся на результатах фундаментальных исследований, должны обеспечивать научное обоснование программ и планов, сопровождение геолого-разведочных работ всех уровней, вплоть до проектов глубокого бурения на конкретных лицензионных участках.
О Коллектив авторов, 2009
Александр Константинович Токман, заместитель генерального директора, [email protected];
Валерий Сергеевич Коваленко, начальник Управления, кандидат геолого-минералогических наук,
Борис Сергеевич Короткое, начальник лаборатории, кандидат геолого-минералогических наук, [email protected];
Сергей Борисович Короткое, заместитель директора центра Тазовые ресурсы", кандидат геолого-минералогических наук, [email protected].
RESULTS AND EXPLORATION TRENDS IN PRE-CASPIAN DEPRESSION
Tokman AK. (OOO "Gazprom dobycha Astrakhan"), Kovalenko V.S. (OOO "Sevmorneftegaz"), Korotkov B.S., Korotkou SB. (OOO "Gazprom Scientific-research institute of natural gases and gas technologies")
The authors believe that in deeply buried horizons of Pre-Caspian depression it is mainly forecasted gas. On ancient platforms just sulfate-halogene sequences could be considered as a reliable regional caps for gas pools at any depth. While forecasting zones of resource concentration and HC reserves at larger depths a priority should be given to criteria of a cap for gas what is the principal in substantiating the target beds and well depth.
The target horizon is the first natural reservoir beneath regional cap. All the underlying beds should be excluded from deep drilling project that allows to decrease risks as well as costs of well construction and operation terms.
However one should remember that directly under regional cap the reservoir beds are not always occur. The main criteria are specific density of HC raw material and well production rate. The thick accumulation bed requires for the presence of large high-amplitude structure which may enclose all the effective gas-saturated thickness of the bed. For each specific object it is done computation, however in any case the structures amplitude by critical direction should not be less than 100-150 m. The secondary pore space is most actively developed in areas of stratigraphic unconformities spatially connected with large swells and arches. Among examples are Astrakhan, Tengiz and other fields of Pre-Caspian depression where regional cap with large stratigraphic discordance overlies carbonate reservoir of Carboniferous age. Confineness of pools especially large and giant ones to zones of large stratigraphic discordances is among known regularities. Long periods of intervals in sedimentation were accompanied by processes of rocks destruction and loosening. In subsequent subsidence at larger depths this layer may preserve the primary pore space for longer period that is favorable for secondary disconsolidation.
Key words: gas; well drilling; reservoirs; prospects.
