Углеводородный потенциал башкирских отложений Оренбургского Приуралья Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.(470.56)

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ОРЕНБУРГСКОГО ПРИУРАЛЬЯ

В.И.Ермолкин, А.С.Филин (Российский государственный университет нефти и газа им. И .М.Губкина)

На основании геолого-геохимических исследований карбонатного комплекса среднего — верхнего карбона — нижней Перми показано, что промышленным УВ-потенциалом обладают башкирские отложения Оренбургского Приуралья, сформировавшиеся в регрессивную фазу седиментационного цикла. Площадь, расположенная к юго-востоку от Оренбургского нефтегазо-конденсатного месторождения, является наиболее перспективной для успешного проведения поисково-разведочных работ.

Ключевые слова: УВ-потенциал; подсолевые башкирские отложения; геохимические особенности; Оренбургское Приуралье.

В настоящее время ООО "Газпром добыча Оренбург" имеет дефицит ресурсов газа и нефти, подготовленных к освоению. Вместе с тем в юго-восточной части Оренбургского Приуралья еще имеется ряд перспективных зон, с которыми связывается открытие газовых и га-зоконденсатных месторождений. Юго-восточное Приуралье в тектоническом плане приурочено к триаде парагенетически сопряженных надпорядковых структур: Восточно-Европейской платформе, Прикаспийской мегавпадине и Пред-уральскому мегапрогибу.

На западе Оренбургское Приуралье граничит с юго-восточной частью Восточно-Европейской платформы, на востоке — охватывает южную часть Предуральского краевого прогиба, западные края которого перекрыты аллохтонными складками Урала. На юге Оренбургское Приуралье примыкает к северным бортовым уступам Прикаспийской мегавпадины. В пределах этих границ прослеживаются пять субширотных ступеней, погружающихся по расчленяющим их региональным разломам фундамента. На севере это Чебеньско-Больше-икская ступень, на юге — Южно-Хобдинская (Урало-Илекская блоковая ступень), выделенные по геолого-геофизическим данным.

Литологический потенциал карбонатного комплекса среднего — верхнего карбона — нижней перми отличается внутренним регрессивным строением с широким развитием брекчиевидных доломитов, состоящих из неотсортированных обломков с зеркалами скольжения. Преимущественно карбонатные ви-зейско-башкирские отложения с прослоями терригенных пород в нижней части разреза сформировались в регрессивную фазу седиментационного цикла. Башкирские отложения в Оренбургском Приуралье развиты повсеместно, но с различной мощностью разреза, в котором размыта верхняя его часть, что нашло свое отражение в их литоло-го-геохимической характеристике. Башкирские известняки органоген-но-детритовые, часто оолитовые, во-дорослево-фораминиферовые, часто кавернозные с прослоями био-гермных пород.

В нижней части разреза в регрессивную фазу седиментационного цикла отложились преимущественно карбонатные башкирские образования с обилием органогенных остатков и прослоями терригенных пород. На Оренбургской, Севе-ро-Копановской, Южно-Оренбург-ской и Бердянской площадях верхнебашкирские отложения сложены биоморфными, водорослевыми из-

вестняками с прослоями биогерм-ных разностей (Леонов Ю.Г. и др., 1995).

Проведенные химико-битуми-нологические исследования [3] показали, что нефтегазоматеринская толща нижне-среднекаменноуголь-ных отложений с преимущественно гумусовым типом ОВ генерировала достаточно большое количество газообразных УВ, составляющих в среднем 0,3 кг УВ/м3 породы.

Об этом же свидетельствуют данные о превышении в 4-7 раз ресурсов газа над конденсатом башкирских отложений на площадях лицензионных участков Оренбургского Приуралья, подготовленных к бурению.

В Предуральской скв. П-106 выполнены замеры отражательной способности витринита в визей-ско-башкирских отложениях в интервале глубин 3400-4200 м, которые составили 0,5 1?0, что соответствует стадии катагенеза МК<| при среднем палеогеотермическом градиенте 27,9 °С/км. В этой же скважине отмечены нефтепроявления в виде выпотов и запаха нефти в серпуховских и башкирских (интервал глубин 3945-3938 м) известняках, в которых не выделены коллекторы в средних частях разрезов.

Вдоль западного склона Предуральского прогиба, морфологи-

чески выраженного Акбердинской соляной грядой, с севера на юг в башкирских коллекторах выявлены газоконденсатные месторождения — Рождественское, Чкаловское, Южно-Оренбургское, Теректинское, Ста-роключевское, Копановское, Бер-дянское, Нагумановское, Акобин-ское.

На Рождественском месторождении продуктивный интервал башкирских отложений по результатам опробования скв. 230, 233, 234, 236 установлен на глубине 2978-2924 м. Из этих скважин получены притоки конденсата до 15,75 т/сут и газа до

120 тыс. м3/сут при пластовых давлениях 33,0-33,8 МПа. В скв. 230 с глубины 2950 м получен приток нефти 33,1 т/сут плотностью 0,827 г/см3 на 5-мм штуцере. Еще большие де-биты конденсата и газа установлены в интервалах глубин 3073-3034 и 3129-3098 м в скв. 32 и 33 соответственно, где дебит газа составлял 629,6 тыс. м3 при пластовом давлении 34,0 МПа и температуре 51 °С. Южнее и ближе к западному борту Предуральского краевого прогиба на Староключевском газоконден-сатном месторождении в скв. 115 из башкирских отложений в интервале глубин 3432-3456 м получен приток газоконденсатной смеси

121 тыс. м3/сут на 10-мм штуцере при пластовом давлении 40,2 МПа и температуре 51 °С. В скв. 121 из интералов глубин 3407-3425 и 3442-3454 м получены промышленные дебиты газа и конденсата из известняков с хорошими коллекторами (/£ = 5,5 %, Кщ, = (0,032-81,105) • 10"3 мкм2). При данных термобарических условиях потенциальное содержание конденсата в газе составило 88,4 г/м3, газовый фактор — 54,53 м3/м3 с полужирным составом пластового газа (^жир = 17). Конденсат содержит до 71 % бензиновых фракций при плотности 0,7723 г/см3, содержание парафина составляет 4,61 %.

В скв. 171, расположенной на южной периклинали Акобинской структуры, из башкирских газона-

сыщенных отложений в интервале глубин 5195-5209 м получен промышленный приток конденсата и легкого метанового газа с содержанием Н2Б (3,18 %), С02 (1,89 %). При термовакуумной дегазации керна из этого интервала получен газ, в котором содержание метана составляет 98,7 %, а его гомологов С2+ — 1,3 %. Исследованные пробы данного сырого конденсата методом капиллярной газожидкостной хроматографии показали, что в от-бензиненной фракции конденсата в распределении нормальных алка-нов с числом атомов ряда Сю-Сгэ преобладают низкомолекулярные алканы С10-С15, составляющие 69 % этого ряда. Отношение генетического показателя пристана к фита-ну низкое — 1,045, что характерно для УВ-флюидов Урало-Поволжья. Исследования высокомолекулярных УВ-биомаркеров (стеранов и гопанов) методом хромато-масс-спектрометрии показало их низкую концентрацию во фракциях, выкипающих при температуре > 400 °С. Содержание газоконденсата в газе составляет 76 г/см3, пластовое давление — 56 МПа, температура — 91,5 °С. Все эти геолого-геохимиче-ские и термобарические показатели позволяют отнести УВ-скопления Ако-бинского месторождения к первичному генетическому типу газокон-денсатных залежей (Ермолкин В.И., Чахмахчев В.А., Филиппов В.П. и ДР., 2003).

В скважинах Теректинского га-зокондесатного месторождения в башкирских отложениях в интервале глубин 3400-3300 м отмечались нефтепроявления в виде пятен нефти в известняках.

В сверхглубокой параметрической скв. Вершиновская-501 при некачественном испытании в интервале глубин 5283-5345 м из башкирских отложений получен приток пластовой воды с содержанием до 0,3-3,8 м3/м3 УВ-газа с повышенными концентрациями сероводорода. Характерно, что с турне-верей-

ским подкомплексом связано наибольшее число сероводородсодер-жащих залежей Южного Оренбуржья. На территории южной части Вельской впадины залежи с сероводородом составляют около 40 % общего числа залежей газа. Глубо-копогруженные залежи башкирских отложений с градациями катагенеза МК3_4 содержат сероводород, образовавшийся, вероятно, в результате разложения сероорга-нических соединений.

В соответствии с установленной экспериментальной зависимостью, отражающей уменьшение количества стабильного конденсата при увеличении пластового давления и температуры (рис. 1), и влиянием эффекта разбавления жидкой фазы УВ, газовая составляющая преобладает в несколько раз над жидкой в среднекаменноугольно-нижнепермском комплексе Оренбургского Приуралья. В результате вдоль западного склона Предуральского прогиба [1] выделены газоконденсатные зоны (рис. 2, см. зоны /, II).

Приведенные показатели характерны для газоконденсатных зон с метанонафтеновым УВ-составом. Эта газоконденсатная зона (см. зону / на рис. 2) прогнозируется авторами статьи и в северной части Урало-Хобдинской тектонической ступени на структурах Крючков-ская, Буранчинская, Цветочная Бе-ляевского лицензионного участка.

Нефть из башкирских отложений Северо-Копановского месторождения (скв. 130), как и нефть Майоровского месторождения, имеет низкое отношение пристана к фи-тану и пристана к н-С17 с одномода-льным молекулярно-массовым распределением м-алканов и преобладанием в них низкомолекулярных гомологов, что свидетельствует о генерации их ОВ, накопленным в морских условиях бассейна с карбонат-но-эвапоритовой седиментацией.

Характерной особенностью газоконденсатных и газоконденсат-

Рис. 1. ГРАФИК ЗАВИСИМОСТИ СОДЕРЖАНИЯ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА ОТ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ (с использованием данных А.С.Великовского и др.).

Vu/Vt, cmj/m3

Т, "С: 1 - 105, 2 - 85, 3-60, 4 - 21

но-нефтяных месторождений в карбонатных подсолевых резервуарах является фиксирование при хими-ко-битуминологическом анализе в межзерновом пространстве коллекторов большого количества окисленной нефти, наблюдаемой в керне чаще всего в виде отдельных пачек и линз.

При погружении регионально продуктивных башкирских известняков газоконденсатные месторождения встречены в более чем 2000-м глубинном интервале — от 2903 (Рождественское) до 5034 м (Акобинское — где пластовое давление составляет 56 МПа, температура — 91,5 °С). Состав пластового газа в этой зоне накопления газоконденсата метановый (СН4 — 91,5 %), легкий, кислых компонентов — 5,07 %. Эти характерные, но далеко не полные геолого-геохими-ческие показатели позволяют отнести выявленные УВ-скопления к низко-конденсатным залежам, недонасы-щенным газоконденсатом с газокон-денсатным фактором 50-100 г/см3. Не исключается наличие нефтяной оторочки со смолистой тяжелой

нефтью, образующей небольшое количество высокомолекулярных УВ. Подобного типа газоконденсатные залежи ожидаются на структурах площадью от 27 до 70 км2 — Новоорловской, Северо-Корнилов-ской, Ушаковской (см. рис. 2), расположенных к востоку от Акобин-ского месторождения на глубине отражающего горизонта Б > 5500 м. Это предположение должно подтвердиться в ближайшее время при бурении поисковых скважин на данных площадях. Конденсаты разных зон нефтегазонакопления неодинаковы по своим физико-химиче-ским и геохимическим параметрам. В южной погруженной части Оренбургской зоны нефтегазонакопления распространены преимущественно утяжеленные конденсаты. Их плотность 0,75-0,80 г/см3 при содержании бензиновых фракций до 50-75 % и метановых УВ 30-50 %. На западе области на глубине 1900 м при пластовом давлении 21 МПа и температуре 28 °С в Оренбургском газоконденсатном месторождении начальная газоконденсатная характеристика газоконденсатов башкир-

ских и артинских отложений указывает на наличие бензиновых фракций в отдельных пробах от 61 до 99 % при их метанонафтеновом составе. Плотность конденсата 0,70 г/см3, выход стабильного конденсата 93 см3/м3, или 66 г/м3. Конденсат Оренбургского месторождения (скв. 467) отличается высоким значением генетического показателя отношения пристана к фитану, равным 3,3, при средних значениях 0,59-1,26 для региона. При относительно высоком содержании изоструктур и отношении циклогексана к циклопен-тану (1,68) эти показатели связываются со спецификой исходного гу-мусово-сапропелевого ОВ.

В несколько более жестких термобарических условиях недр с возрастанием глубины до 4000-5000 м при температуре > 80 °С и давлении > 50 МПа прогнозируются залежи утяжеленных и тяжелых бензиновых конденсатов метанового состава, сернистых и высокосернистых.

Для уточнения генетических источников состава и свойств УВ-скоплений требуется продолжить углубленное изучение ОВ, группового и индивидуального состава (биомаркеров) УВ-флюидов.

За пределами выявленных месторождений в Предуральском краевом прогибе пробурен еще целый ряд скважин, в которых установлена нефтегазоносносгь башкирских отложений. Непромышленный приток нефти 0,44 м3/сут из башкирских отложений получен на Буран-чинской площади в скв. 250 из интервала глубин 3590-3601 м, где в образцах керна пористость изменяется от 1,2 до 13,0 %. Признаки наличия УВ в башкирских известняках отмечены в скв. Слудногор-ская-640, Буртинекая-120, Преду-рапьские-104-106, 110. На участках, охарактеризованных бурением, по данным исследования фильтраци-онно-емкостных свойств визей-ско-башкирских отложений, установлены высокоемкие коллекторы

OIL AND GAS POTENTIAL AND SUBSTANTIATION OF EXPLORATION TRENDS

Рис. 2. ГЕОХИМИЧЕСКАЯ КАРТА ПРОГНОЗА ЗОН НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ ОРЕНБУРГСКОГО ПРИУРАЛЬЯ

(масштаб 1:50 ООО)

шоръевская

>рская

Оренбург

Прнразломная

Западно^"— Рождественское

Рождественск<

Новакраснохолмское Севе ро-Димитро вская

О

Вахитовское/, ^^^Ко/

Китаяско$,-~""ve? Ьлагодаровское

Восточио-Калгановская ¥

Колгановское

J^ Cobxi

, 9о

о. Бузулукская

Восточно-Дачная Славнопольская

С Марье вс кал

__«р* Гjjw

^ ^ -СП Восточно-Каргалкнская

Новоалекскандровекая

Новочебеньковская

Восточно-Родниковская

арнносвкое Лаптеве кая "л rsHu--'

Днецко-Сыртовская КаРгали

Дне ц к о-Сы рювек.

Красноголянская Южно-Сыртовская

Восгоч но-Ди н итровс кая

О

Димнтровское

ЮжноДнмитровская Восточно-Песчаная

Северо-Копанск!

Берлинское

Южно-Оре н буржекое

Теректинское

Л

«7

| Ьстарсжл.чевсое Копанское

Беляевка

Маховая х> и Донголкжская

Соль-Илецк

О

Буранная \

Южно-Л и невская

Нагумановское

Акбулак

А

Новой ваноаское

Чиликсайская\

Северо-Хобдинская Хобди некая

, Восточ но-Хобд^ская

С ^ сь

Южно-Хобдинская

■ Западно-ШаповаловАая

Веселая Дкобинская

U

о

Корнилове кая

Верш и невская

1 - структуры, разбуренные и подготовленные к поисково-разведочным работам; месторождения: 2- газовые, 3-газоконден-сатные, 4 - нефтегазовые, 5- нефтяные; границы: 6 - структурно-тектонических элементов, 7- Оренбургскою разлома; геохимические зоны: I- газоконденсатная метанонафтеновош состава с плотностью конденсата 0,80-0,85 /см3, П- газогазокон-денсатная с преимущественно метановыми УВ плотностью 0,85-0,86 г/см3, Ш- преимущественно нефтенакопления метано-нафтенов ароматического состава УВ с плотностью нефтей 0,85-0,87 г/см3

с /Сп = 10-15 % и покрышками, роль которых выполняют верейско-верх-некаменноугольные темно-серые шламово-мелкодетритовые глинистые, битуминозные известняки.

Очевидно, что этими открытиями не исчерпана возможность обнаружения новых, дифференцированных по фазовому состоянию, УВ-месторождений. Одной из ближайших поисковых задач в регионе является открытие месторождений-спутников, прилегающих к крупным тектоническим сводам, что уже практически осуществляется при проведении поисково-разведочных работ. Внутренние районы Прикаспийской впадины с глубиной залегания кровли подсолевых отложений 5,5-6,0 км практически не изучены, очевидно, и здесь будут обнаружены крупные зоны нефтега-зонакопления, связанные с Центра-льно-Прикаспийским суббассейном.

Таким образом, УВ-потенциал башкирских отложений исследованной территории определяется ее нахождением на стыке региональных геоструктурных элементов, зональными структурно-тектониче-скими, литолого-фациальными и геохимическими особенностями строения подсолевых нефтегазоносных комплексов.

Наибольший интерес в настоящее время представляют поиск и разведка структурно-литологиче-ских ловушек, с которыми связывается нахождение газовых, газокон-денсатных и газонефтяных залежей в башкирском ярусе южнее и восточнее Оренбургского нефтегазо-конденсатного месторождения. Эта территория простирается от р.Урал до Нагумановского месторождения и к юго-востоку от него до оси Пред-уральского краевого прогиба к Южно-Хобдинской ступени. Выделенная Нагумановско-Вершинов-ская зона связана с сокращенными мощностями палеогипергенных био-кластических башкирских известняков на рифогенных постройках группы Акобинских структур и це-

почке структур, смещенных к западу от них, таких как Кызлобинская, Карасаийская, Бортовая и др. Их продуктивность связывается с вторичными трещиновато-гипергенны-ми коллекторами, образованными при селективном выщелачивании и трещинообразовании, на бортовых уступах Оренбургского Приуралья. В его юго-восточной части, ранее отнесенной к зонам с невыявленны-ми перспективами, уже установлена продуктивность этих отложений на Акобинском месторождении. При детальной геолого-геофизической изученности в этом районе возможно открытие газовых и газоконден-сатных месторождений в башкирском ярусе, аналогичных ранее открытым 12 месторождениям (Рождественскому, Чкаловскому, Южно-Оренбургскому, Копановскому, Акобинскому и др.).

Проведенные комплексный геолого-геохимический и экономический анализы [2] показали нерентабельность освоения в ближайшее время возможных ресурсов на глубине > 6 км, где отсутствуют крупные структуры и промышленно значимые коллекторы. На Вершинов-ской, Нагумановской, Каинсайской площадях на этой глубине вскрыты доломиты и известняки депресси-онных фаций с пористостью 1-3 %, трещиноватой проницаемостью 0,45 • Ю-3 мкм2 с высоким содержанием нерастворимого остатка.

В Приуралье нет крупных и средних по ресурсам УВ-структур. Однако в его юго-восточной части

имеется до 20 структур, близких к средним. Они расположены достаточно близко к магистральным трубопроводам и газопромысловым объектам Оренбургского газокон-денсатно-нефтяного месторождения, их УВ-потенциал может быть использован для укрепления минерально-сырьевой базы.

Литература

1. Деркач A.C. Строение западной прибортовой зоны Предуральского прогиба на Совхозно-Белозерском участке по данным сейсморазведки МОГТ / А.С.Деркач, Ш.З.Хусаинов, Н.Г.Постовалова // Каротажник. — 2004. - № 5-6.

2. Короткое B.C. Стратегия поис-ково-разведочного процесса в Прикаспийской впадине / Б.С.Коротков, Н.Ф.Медведев // Проблемы геологии природного газа России и сопредельных стран: сб. науч. тр. — 2-е изд., переработанное. — М.: Изд-во ВНИИгаза, 2007.

3. Навроцкий O.K. Литолого-гео-химические особенности черных карбонатных пород в пределах Линевского структурного блока (Оренбургская область) / О.К.Навроцкий, В.Б.Щеглов, В.В.Гонтарев. — Саратов: Изд-во НВНИИГГ, 2003. - Вып. 35.

О В.И.Ермолкин, А.С.Филин, 2009

Виктор Иванович Ермолкин, заведующий лабораторией, доктор геолого-минералогических наук, Ermolkin@gubkin.ru;

Анатолий Сергеевич Филин,

заместитель заведующего кафедрой, кандидат геолого-минералогических наук, Filin@gubkin.ru.

HYDROCARBON POTENTIAL OF BASHKIRIAN DEPOSITS OF ORENBURG URAL REGION

Ermolkin VJ., Filin AS. (Russian State University of oil and gas named after LM.Gubkin)

From geological and geochemical studies of carbonate complex of Middle-Upper Carboniferous-Lower Permian it is shown that Bashkirian deposits of Orenburg Ural region being formed during regressive phase of sedimentation cycle hold HC potential. The area located to south-east of Orenburg oil-gas-condensate field looks most promising for successful prospecting and exploration activity.

Key words: HC-potential; subsalt Bashkirian deposits; geochemical peculiarities; Orenburg Ural region.