CC BY
111
ГЕОЛОГИЯ
УДК (551.734.5+551.736.1):553.98
ВЕРХНЕДЕВОНСКО-НИЖНЕПЕРМСКИЙ КАРБОНАТНО-ТЕРРИГЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ КОМПЛЕКС ЮГА ПРЕДУРАЛЬСКОГО ПРОГИБА, ВОСТОКА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ И ЗОНЫ ПЕРЕДОВЫХ СКЛАДОК УРАЛА
© 2014 г. М. А. Политыкина, А. М. Тюрин, В. В. Дроздов
ОАО "Оренбурггазгеофизика"
1. Выделение нового нефтегазоносного комплекса (НГК)
В оренбургских сегментах Предуральско-го прогиба и зоны передовых складок Урала по заказу Федерального агентства по недропользованию МПР РФ и ОАО «Газпром добыча Оренбург» в последние годы выполнен большой объем ГРР: региональные и поисковые сейсморазведочные работы МОГТ, бурение и НИР. Полученные фактические данные позволили нам выполнить на новом информационном уровне обобщение комплекса геолого-геофизических данных, характеризующих нефтегазоносность карбонатно-терригенной толщи верхнедевонско-нижнепермского возраста.
В пределах юга Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала, Актюбин-ского Приуралья, Примугоджарья и востока Прикаспийской впадины залегает гигантская клиноформная карбонатно-терригенная толща, сложенная песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками и мергелями. Возраст слагающих ее отложений - верхнеде-вонско-саранинский. Длина толщи до 900 км, ширина (в пределах Оренбургской области) до 100 км. Достоверно оцененная мощность достигает 7,5 км.
Представляется целесообразным всю толщу карбонатно-терригенных отложений выделить в единый нефтегазоносный комплекс -верхнедевонско-нижнепермский. В пределах юга Предуральского прогиба он соответствует ранее выделенному верхнекаменноугольно-
нижнепермскому флишоидному НГК. В зоне передовых складок Урала вновь выделенный НГК включает карбонатно-терригенные отложения верхнедевонско-саранинского возраста. В Актюбинском Приуралье и Примугод-жарье, а также на востоке Прикаспийской впадины имеются свои номенклатуры разделения рассматриваемой толщи на НГК.
Верхняя стратиграфическая граница верх-недевонско-нижнепермского НГК - кровля саранинского горизонта кунгурского яруса нижней перми (сейсмический репер А). Его нижняя граница - подошва отложений зилаир-ской свиты фаменского яруса верхнего девона (сейсмический репер D?). НГК включает два сейсмостратиграфических комплекса - верхний и средний [13]. Возможно, внутри комплекса имеется стратиграфическое несогласие, приуроченное к сейсмическому реперу С2 (кровля отложений среднего карбона).
Нефтегазоносность карбонатно-терриген-ной толщи верхнедевонско-нижнепермско-го НГК в пределах оренбургских сегментов Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала проанализирована нами по результатам анализа данных ГИС, ГТИ, керна и опробования 24 скважин. Нефтегазонос-ность толщи в пределах башкортостанских сегментов Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала, а также Актюбин-ского Приуралья, Примугоджарья, востока Прикаспийской впадины и Зилаирского син-клинория рассмотрена по фондовой и опубликованной литературе. За карбонатно-терри-
генной толщей, залегающей в пределах юга Предуральского прогиба, закрепилось название «флишоиды».
2. Оренбургский сегмент Предуральского прогиба В пределах Оренбургской области общая площадь развития флишоидов составляет 8,0 тыс. км2 (рис. 1). Их условия залегания охарактеризованы временным разрезом ОГТ по профилю 300506-07 (рис. 2). На нем индексом А обозначен сейсмический репер, приуроченный к кровле флишоидов, индексом Б - к их подошве. Толща флишоидов оренбургского сегмента Предуральского прогиба вскрыта бурением 25 скважин (включая скв.117 Предуральс^ю, которая вскрыла фли-
шоиды в зоне передовых складок Урала). Суммарная проходка по флишоидам составила 37118 м, при этом с отбором керна пройдено 2365 м, что составляет 6,4 %. Вынос керна в целом по разрезу - 49,5 %. Таким образом, вскрытый скважинами разрез охарактеризован керном лишь на 3,2 %. Семь скважин из 25 вскрыли наибольшую толщину флишоидов: 4045,5 м (скв.4 Петровская), 3742 м (скв.71 Активная), 2863 и 2755 м (скв.21 и 20 Большеикские), 2750,6 м (скв.117 Предуральская), 2530,5 м (скв.10 Саракташская), 2406 м (скв.73 Активная). Проходка с отбором керна по этим скважинам составила от 3,9-5,6 % (скв.71 и 73 Активные, скв.21 Большеикская, скв.4 Петровская) до 9,0-11,0 % (скв.117 Предуральская
Рис. 1. Структурно-тектоническая схема Предуральского прогиба
и скв.20 Большеикская). Из приведенных данных видно, что разрез флишоидов охарактеризован керновым материалом чрезвычайно скудно.
По данным ГИС содержание пластов-коллекторов в разрезах 23 скважин, вскрывших нижнепермские флишоиды, варьируется от 1,0 до 18,6 %, среднее 6,2 %. Достоверно оценить пористость коллекторов по ГИС затруднительно.
По керну изучено наибольшее количество образцов терригенных пород (304 образца песчаников, 46 образцов алевролитов, 24 образца аргиллитов). Пористость пород достигает 11,6 %, проницаемость изменяется от 0 до 13,6х10-3 мкм2. Исследования карбонатных пород (известняков и мергелей) проведены по 47 образцам. Пористость пород -до 12,0 %, проницаемость - до 4х10-3 мкм2.
В изучаемом разрезе выделены два типа коллекторов: трещинно-поровые и трещинно-низкопоровые. Пористость коллекторов тре-
щинно-порового типа изменяется от 6,0 до 12,0 %, средняя 7,9 %. Доля пород с пористостью 6 % и выше в массиве данных составила 5,8 %. Условно принято, что в первом приближении это отвечает среднему содержанию пластов-коллекторов этого типа в разрезе флишоидов. Пористость коллекторов тре-щинно-низкопорового типа изменяется от 2,0 до 6,0 %, средняя 3,0 %. Предполагается, что процент образцов низкопорового типа пористости (63,2 %) соответствует объему трещиноватых низкопоровых флишоидов в разрезе. Это гипотетическая оценка, поскольку, как уже упоминалось, разрез в целом охарактеризован керном лишь на 3,2 %.
Одним из первых исследователей, давших высокую оценку перспективам нефте-газоносности флишоидов восточной зоны Предуральского прогиба Оренбургской области, был И. А. Шпильман. Им был выделен Сакмаро-Большеикский вал как крупная нефтегазоносная зона с ориентировочными запа-
Рис. 2. Фрагмент временного разреза ОГТ по региональному профилю 300506-07
сами свободного газа в количестве 1 трлн м3 [14]. Анализируя результаты бурения по фли-шоидам, он отмечал: «Проходка их во всех скважинах сопровождалась проявлениями горючего газа в виде разгазирования промывочной жидкости, выброса пачек разгази-рованной жидкости, появлением пачек газа на устье при закрытом превенторе. Даже при значительном увеличении плотности промывочной жидкости в 1,9 раз газопроявления усиливались по мере углубления скважин, из-за чего полностью вскрыть газоносную толщу флишоидов и определить характер подстилающих пород ниже глубины 5467 м не удалось. По техническим причинам не удавалось провести полноценное опробование скважин. В силу этих и ряда других обстоятельств промышленные притоки газа из скважин не получены».
Характерно снижение дебитов газа во времени, так в скв.71 Активной дебит газа и конденсата при опробовании интервала 3135-3150 м первоначально составил 3050 тыс. м3/сут. За 134 часа дебит газа снизился до 7 тыс. м3/сут. При закрытой скважине Ртр поднялось от 36 до 149 атм, Р от 15 до 170 атм. Снижение дебитов
затр
И. А. Шпильман связывает с выпадением конденсата в пластовых условиях при снижении забойного давления ниже давления насыщения. Выпавший конденсат закупоривает низкопоровое пространство газовых пластов. Для успешного завершения работы необходимы специальные технологии вскрытия и опробования флишоид-ных низкопоровых и матрично низкопроницаемых коллекторов.
По данным бурения водоносных пластов в толще флишоидов не выявлено. Для разрезов скв.20, 21 Большеикских, скв.3, 4 Петровских, скв.10 Саракташской, скв.70, 71, 73 Активных, скв.102 Оренбургской, скв.201 Донголюкской, скв.117 Предураль-ской сделан вывод: все вскрытые пласты-коллекторы являются газоносными. В скв.71 Ак-
тивной, скв.21 Большеикской, скв.4, 3 Петровских проведены испытания интервалов флишоидов. Притоки газа дебитами от сотен до нескольких тысяч кубических метров в сутки получены в трех скважинах. В скв.71 Активной, мощность интервала испытания 648 м (суммарная мощность коллекторов 20,6 м), получен приток газа дебитом 30-50 тыс. м3/сут. В скв.4 Петровской при мощности интервала перфорации 8 м (Нэф = 4,6 м) получен приток газа дебитом 29,7 тыс. м3/сут. При совместном испытании двух интервалов перфорации (суммарная мощность 72 м, Нэф =10,2 м) в скв.3 Петровской получен слабый приток газа дебитом около 100 м3/сут.
На основе вышеперечисленных фактов вывод авторов однозначен: вся толща флишои-дов оренбургского сегмента Предуральского прогиба является единым газовмещающим резервуаром. Наибольшая глубина повышенных газопоказаний зафиксирована в скв.210 Дон-голюкской - 4426 м.
Пробы свободного газа из флишоидов отобраны при исследовании скв.20 Большеикской, скв.71 Активной, скв.3, 4 Петровских. Относительный удельный вес газа по воздуху изменяется в пределах 0,762-0,606. Содержание метана в нем - 75,1-88,6 %, этана - 4,3610,9 %, пропана - 2,1-6,4 %, бутана - 0,135,3 %, пентан+высшие - 0,09-0,67 %, гелия -0,02-0,057%, сероводорода - от 0,19 до 2,33,1 %, углекислого газа - 0,17-2,52 %. Сумма углеводородов в газе составляет в среднем 94 %, неуглеводородных компонентов - 6 %.
Газоносные флишоиды юга Предураль-ского прогиба до самого последнего времени рассматривались как нетрадиционный резервуар газа [3, 5-9]. Ситуация изменилась после начала в США и Канаде промышленной добычи газа из сланцев и плотных песчаников. Сегодня газоносные карбонатно-терригенные отложения региона следует рассматривать как резервуар, добыча газа из которого по специальной технологии вполне рентабельна [10,
11]. Ресурсы газа флишоидов (без категории) оценены на основе параметров разрабатываемых газосланцевых полей США и Канады. Для оренбургского сегмента Предураль-ского прогиба получены гигантские цифры (Политыкина М. А., Тюрин А. М., 2012 г.), сопоставимые с ресурсами самых больших газосланцевых полей США - Хайнесвилл и Марцеллус. Результаты прошли апробацию в геологической службе ОАО «Газпром».
3. Башкортостанский сегмент Предуральского прогиба
Нефтегазоносность флишоидов башкорто-станского сегмента Предуральского прогиба изучена в пределах Подгорновско-Беркутов-ской и Таушско-Бикбердинской зон, где пробурено более 65 скважин. Возраст флишоидов сакмаро-артинский (по новой схеме - сакма-ро-саранинский), залегают на известняках ас-сельского яруса.
На Подгорновской площади флишоиды опробованы испытателем пластов в одной скважине - 75 Смаковской. Притока не получено. Скважина расположена в приподнятом блоке Саратовско-Беркутовского взбро-со-надвига за пределами связанного с ним валообразного поднятия.
На Саратовской площади в разрезе фли-шоидов суммарная мощность песчаников достигает 252 м (скв.4 Саратовская). Их пористость колеблется от 0,7 до 10,7 %. Породы практически непроницаемые. В разрезе скв.7 Саратовской средняя пористость песчаников от 2,6 до 4,5 %, в скв.12 при толщине песчаных прослоев до 200 м пористость песчаников от 1,7 до 5,8.
Разрез опробован в скв.4, 12 Саратовских, в первой - испытателем пластов, во второй -в колонне. Притоков в них не получено. Скважины расположены в приподнятом блоке Са-ратовско-Беркутовского взбросо-надвига.
На Исимовской площади при бурении скв.9 Исимовской отмечалось разгазирование бурового раствора в верхней части разреза флишоидов. Пористость песчаников скв.18 Иси-
мовской изменяется от 0,67 до 11,5 %, составляя в среднем 6,3. В колонне опробовано три интервала, притока не получено.
В скв.27 Исимовской опробовано четыре интервала. Нижняя часть разреза, представленная переслаиванием, в основном, песчаников и мергелей, изредка известняков, и 124 м карбонатов верхней части ассельского яруса, опробована испытателем пластов. Получен слабый приток воды дебитом 0,45 м3/сут. Три интервала опробованы в колонне, сложены песчаниками с прослоями мергелей и реже известняков. Получен приток конденсата дебитом 0,37-0,75 м3/сут с незначительным выделением газа. Плотность конденсата -0,809 г/см3, цвет - коричневый, содержание воды - 0,09 %, содержание серы - 0,25 %. При опробовании интервала 1115-1170 м отмечен слабый подъем уровня за счет притока пластовой воды. Qв = 1,56 м3/сут, удельный вес -1,1 г/см3. В скв.22 Исимовской в колонне опробовано три интервала, притока не получено.
На Беркутовской площади повышенные газопоказания при бурении отмечались начиная с Ш песчаниковой пачки до подошвы сакмар-ского яруса. Наиболее интенсивные газопоказания приурочены, как правило, к песчаным прослоям. Их интенсивность увеличивается по разрезу сверху вниз, достигая максимальных значений в VII и IX терригенных пачках переслаивания. Пористость песчаников колеблется в пределах 1,4-7,5 %. Определения проницаемости отсутствуют.
В скв.45 Беркутовской в колонне из пачки IX (интервал 3100-3160 м) получен фонтанный приток газа дебитом 25 тыс. м3/сут через 5-мм диафрагму. В скв.67 Беркутовской, находящейся на расстоянии 2,6 км от скв.45, притока не получено.
В скв.10 Назаркинской в колонне из интервала 2770-2930 м, примерно соответствующего VII пачке на Беркутовской площади, получен фонтанный приток конденсата и газа. Дебит газа - 53 тыс. м3/сут на 15-мм штуце-
ре. Пластовое давление на глубине 2940 м -176,7 атм, плотность конденсата - 0,781 г/см3.
При пробной эксплуатации скв.45 Берку-товской и скв.10 Назаркинской дебиты газа значительно снизились. В газах нижней части флишоидов не содержится сероводорода.
Из вышеизложенного следует:
1. Флишоиды Подгорновско-Беркутовской и Таушско-Бикбердинской зон имеют ярко выраженное слоистое строение. В их толще выделяются песчанистые пачки и пачки переслаивания, часть из которых коррелируется по разрезам скважин.
2. Опробование флишоидов в скважинах выполнено «фрагментарно».
3. Наиболее вероятно предположить, что флишоиды в пределах Подгорновско-Берку-товской зоны газоносны во всей их толще. Газоносность контролируется только региональной покрышкой - гидрохимическими осадками кунгурского яруса. Возможно, имеются локально обводненные объемы флишоидов.
4. Наиболее высокие газопоказания при бурении и притоки углеводородов при опробовании скважин получены в зонах повышенной трещиноватости флишоидов. Последние контролируются осями антиклинальных перегибов.
5. Характерно уменьшение дебитов со временем.
4. Оренбургский сегмент зоны передовых складок Урала
В оренбургском сегменте зоны передовых складок Урала пробурена только одна скважина - параметрическая 117 Предуральская [12]. Видимая мощность вскрытых карбонат-но-терригенных отложений ассельского яруса 2755 м, фактическая (с учетом углов наклона слоистости пород) - 1555 м. По данным ГИС выделены пласты-коллекторы мощностью 56,5 м. Из них - 37,3 м песчано-алевритовые породы и 19,2 м - известковистые, доля коллекторов в разрезе 6,8 %. Имеются результаты пяти анализов ФЕС керна, пористость трех песчаников изменяется от 5,4 до 7,4 %, про-
ницаемость - 0,001-0,275 х 10-3 мкм2. У двух образцов известняка пористость 6,5 и 7,0 %, проницаемость - 0,002 и 0,003 х 10-3 мкм2. По керну признаков нефти и газа не отмечено.
В процессе бурения скв.117 Предуральской отмечалось разгазирование раствора в пяти интервалах. По данным ГТИ газопоказания достигали 34,0 %, даже при утяжелении бурового раствора до 1,9 г/см3.
В интервале 1351-1352 м газопоказания достигали 11,5 % при фоне 1,5-2,0 %. При достижении глубины 1359 м газопоказания увеличились до 46 %. В интервале газопоказаний по данным ГИС выделены пласты возможных коллекторов, представленные песчанистыми аргиллитами. При достижении глубины 1579 м газопоказания составили 12,5 % при фоновых - 3,8 %. По данным ГИС пласт-коллектор находится на 3 м выше зоны газопроявления и представлен песчанистым аргиллитом. На глубине 1680 м газопоказания достигли 34,0 % при фоне 2,7 %. Интервал 1676-1686 м сложен песчанистыми аргиллитами с прослоями гравелитов. Коллекторами являются гравелиты и аргиллиты.
5. Башкортостанский сегмент зоны передовых складок Урала В зоне передовых складок Урала на территории республики Башкортостан возле границы Оренбургской области пробурены скв.53 и 63 Акбердинские. Скважина 63 вскрыла рифогенные известняки нижнего-среднего девона мощностью 1466 м с вкраплениями битумов в порах и кавернах [15]. В перекрывающих риф карбонатах серпуховского и башкирского ярусов в процессе бурения отмечалось разгазирование промывочной жидкости, уменьшение ее плотности и повышение газопоказаний. В скв.53, расположенной севернее скв.63 Акбердинской, при испытании в колонне из этих отложений получены непромышленные притоки газа.
6. Зилаирский синклинорий В Зилаирском синклинории зилаирская свита фаменского яруса верхнего девона
(предполагается, что она слагает нижнюю часть верхнедевонско-нижнепермского НГК) представлена мощной толщей аргиллитов и граувакковых песчаников. Породы интенсивно деформированы и уплотнены. Их пористость варьируется от 0,4-0,8 до 2,1-3,5 % и редко достигает 8-9 % (в естественных обнажениях). Особенностью пород свиты является широкое развитие кливажа.
В скв.2 Асташской из трещиноватых известняков среднего карбона получен приток газа, первоначальный дебит которого составил 300 тыс. м3/сут. Содержание метана - 92,2 %. В скв.11 Асташской из карбонатной толщи франского и фаменского возраста получен непромышленный приток газа. Содержание метана - 87,4 %. Слабые притоки газа получены из карбонатов нижнего и среднего карбона.
Из отложений зилаирской свиты приток газа дебитом 10 тыс. м3/сут получен в скв.3 Асташской. В процессе бурения в интервале 1870,0-1874,7 м произошел выброс промывочной жидкости и ее разгазирование. Скважина фонтанировала в течение шести суток. Состав газа: метан - 88,5 %, этан - 9,55 %, азот - 2,94 %, удельный вес - 0,6188 г/см3. Коллекторами являются трещиноватые аргиллиты и алевролиты, залегающие в непосредственной близости от надвигового нарушения. При опробовании скв.1 Асташской дебит газа составил 325 м3/сут. В скв.4 Асташской также получены притоки газа.
На одном из обнажений зилаирской свиты - Вазямском, пробурена скв.8, прошедшая по тонкотрещиноватым аргиллитам верхнего девона до глубины 437 м. После прекращения бурения из скважины стала выделяться вода с газом и пленкой нефти. Начальный дебит воды составил 50 л/мин, который затем снизился до 4 л/мин.
7. Актюбинское Приуралье и Примугоджарье
Подсолевой комплекс терригенных и карбонатных пород, вскрытый скважинами в Актюбинском Приуралье и Примугоджарье,
расчленяется на четыре НГК: тульско-тур-нейский, верхневизейско-нижнемосковский, верхнемосковско-гжельский и ассельско-ар-тинский.
Ассельско-артинский комплекс почти повсеместно распространен на восточной окраине Прикаспийской впадины и в полном разрезе содержит восемь нефтеносных горизонтов мощностью 12-135 м, представленных песчаниками и алевролитами с прослоями гравелитов, с поровыми и порово-трещинны-ми коллекторами. Пористость коллекторов изменяется от 6,4 до 19,8 % при проницаемости (0,37-1,4) х 10-12 м2 и нефтенасыщеннос-ти до 75,3 %. Промышленные залежи нефти установлены на месторождениях Кенкияк, Бозоба, Кокжиде, Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Нефтепроявления отмечались на площадях Арансай, Остансук и Кумсай.
В регионе на 40 выявленных и подготовленных к глубокому бурению подсолевых поднятиях проведено параметрическое, поисковое и разведочное бурение, открыты промышленные залежи нефти и газа [2].
Все выявленные антиклинали связаны с субмеридиональными взбросо-надвигами, обусловленными уральской орогенией. Надвиги имеют более пологие восточные крылья и более крутые западные. В восточных антиклинальных линиях обнажены верхнекаменноугольные отложения, к западу в сводах последовательно выходят на поверхность нижнепермские докунгурские, а затем кунгурские и верхнепермские отложения.
Поисковое бурение проводилось на Александровской, Северо-Петропавловской, Жи-лянской и других площадях Актюбинского Приуралья. Александровская складка имеет длину около 25 км, ширину - около 1,5 км. Вскрыто 700 м касимовских, 900 м гжельских и около 1300 м ассельско-сакмарских терригенных пород с углами падения до 70° на западном крыле и до 40-45° на восточном крыле. С глубиной углы падения уменьшаются. По данным треста «Актюбнефтегазразведка»
особенно интенсивные нефтегазопроявления в верхнекаменноугольных отложениях наблюдались в скважинах Г-16 и Г-14. В скв.Г-16 при совместном опробовании трех объектов получен приток бессернистого углеводородного газа дебитом 200 м3/сут. В скв.Г-14 из двух интервалов получены 3000 и 450 м3/сут. В этой же скважине встречены песчаники, пропитанные жидкой нефтью.
На Северо-Петропавловской структуре с 1950 по 1959 гг. пробурено 17 разведочных скважин глубиной до 3 км. По западному крылу проходит надвиг с восточным падением, по нему восточное поднятое крыло смещено на 1 км. На восточном крыле обнажены ар-тинские породы, на западном - кунгурские. Скважинами изучен разрез ассельско-артин-ских и верхнекаменноугольных терриген-ных отложений толщиной 2,7-3,0 км. Углы падения пород 25-35°. Признаки нефти и газопроявления установлены почти во всех глубоких скважинах, из верхнекаменноугольных отложений получен приток газа дебитом 260 м3/сут. На Северо-Петропавловской площади в нижнепермских отложениях наблюдалось наибольшее количество нефтегазо-проявлений. Особо следует отметить результаты опробования скв.Г-18, в которой из интервала 1201-960 м получен приток газа. Сначала дебит газа равнялся 50000 м3/сут (в течение 40 мин), затем упал до 5000 м3/сут и впоследствии установился в пределах 480500 м3/сут. Газ бессернистый с 53,7 % углеводородной составляющей. В других скважинах из разных интервалов получены притоки газа дебитом от 120-500 до 8000-10000 м3/сут. Газ бессернистый с 77 % углеводородной составляющей. Отмечено 2 метра песчаника, пропитанного нефтью.
Жилянская антиклинальная зона также обусловлена надвигом (Западно-Ащисай-ским). По нему происходит погружение до-кунгурских отложений, а кунгурские соле-носные отложения на западных крыльях зоны имеют большие мощности и формируют
соляные субмеридиональные гряды. Вдоль Западно-Ащисайского надвига расположены приразломные узкие и протяженные антиклинали - Джурун, Табантал, Подгорненская, Жилянская, Джуса и другие. В Оренбургском Приуралье на его продолжении выявлены аналогичные структуры: Активная, Петровская, Большеикская и далее в Башкирии - Берку-товская, Исимовская, Саратовская, Подгор-новская.
В Актюбинском Приуралье наиболее изученной является Жилянская складка длиной более 15 км при ширине 2,8 км, здесь выполнено структурное бурение, сейсморазведка РНП-МОВ, пробурены в 1948-1954 гг. 23 разведочные скважины глубиной 1000 м (20 скважин) и 2500-3000 м (3 скважины). В своде обнажены конгломераты артинского яруса, на крыльях - соленосные отложения кунгура и терригенные верхней перми. Западное крыло крутое (до 65°), осложнено взбросом амплитудой 500 м, восточное крыло надвинуто на западное. В своде углы падения артинских пород не превышают 10°, на восточном крыле они возрастают до 45°. Признаки нефти и газа на Жилянской площади отмечались по тер-ригенным нижнепермским отложениям, их толщина составляет около 2500 м. В песчано-глинистых отложениях ассельско-сакмарского возраста ряда скважин отмечались признаки нефтегазоносности в виде пропитанности керна нефтью, выпотов, запахов и незначительных притоков нефти, разгазирования и выбросов глинистого раствора, притоков газа дебитом 100-750-2000 м3/сут. Наибольший приток 5000-6000 м3/сут получен из артин-ских отложений в скв.Г-4. Газ бессернистый, углеводородный. Нефть малосернистая, смолистая, парафиновая.
На Актюбинской структуре и ее продолжении к югу Биштамакской в 50-х годах прошлого века проведены поисковые работы МОВ-РНП и глубокое бурение. Особенностью Актюбинско-Биштамакской складки (как и других в этой полосе) является смеще-
ние свода по кунгуру по отношению к своду по артинским отложениям на 1,5-2 км к западу, что связано как с пологим надвигом, так и с приуроченностью купола к западному крылу надвига. Здесь отмечены многочисленные признаки нефтегазоносности артинских отложений в виде примазок, пленки и незначительных притоков нефти и газа.
Многочисленные признаки нефтегазонос-ности верхнекаменноугольно-нижнепермских отложений зафиксированы в скважинах Под-горненской, Белогорской, Борлинской, Джу-синской, Георгиевской площадей [4].
Карбонатно-терригенные отложения Ак-тюбинского Приуралья и Примугоджарья нефтегазоносны от верхнего карбона до ар-тинского яруса нижней перми.
8. Восток Прикаспийской впадины
На востоке Прикаспийской впадины выделены две зоны нефтегазонакопления (ЗНГН) -Кенкиякско-Жанажольская и Акжарско-Кара-тюбинская. В подсолевых отложениях установлена промышленная нефтегазоносность четырех комплексов:
- терригенного турнейско-визейского возраста;
- карбонатного (КТ-П) поздневизейско-раннемосковского возраста;
- карбонатного (КТ-[) раннемосковско-ка-симовского возраста;
- терригенного позднекаменноугольно-раннепермского возраста.
В терригенном НГК турнейско-визейского возраста выделяется до семи продуктивных горизонтов. Пласты-коллекторы гранулярного типа сложены песчаниками и алевролитами. Их мощность достигает 40 м [2]. Пористость нефтеносных коллекторов 8,5-25,1 %, проницаемость до (0,83-0,95) х 10-12 м2 и нефтена-сыщенность 65-90 %. К комплексу приурочено два промышленных месторождения нефти - Лактыбай и Жанатан. Нефтепроявления различной интенсивности отмечались на площадях Западный Кожасай, Каратюбе, Курсай, Восточный Акжар, Тортколь, Кокбулак и Ка-
раулкельды. Залежи нефти характеризуются АВПД, превышающим гидростатическое в 2 раза. Нефть сингенетична вмещающим породам, имеет коричневато-зеленый цвет, бен-зинокеросиновая, метанонафтенового типа.
Месторождения Лактыбай и Жанатан расположены за бортовым карбонатным уступом поздневизейско-раннемосковского возраста. Залежи нефти локализованы в песчаниках и алевролитах визейского яруса. Пористость коллекторов 7-16 %, проницаемость до 0,04 мкм2. Мощности нефтенасыщенных пластов от 7 до 33 м. Дебиты нефти от 8 (Жа-натан) до 110 м3/сут (Лактыбай). В тектоническом отношении месторождения приурочены к принадвиговым субмеридиональным антиклинальным структурам амплитудой 250400 м и протяженностью 15-17 км при ширине до 5-6 км. Нефтяные пласты расположены на глубинах 3,7-4,0 км и перекрыты депрес-сионными глинистыми известняками (С^ -С2т1, мощность 150-250 м). Выше известняков залегает глинисто-алевролитовая толща (С3 (?) - Р1). Месторождения мелкие (первые миллионы тонн). Дебит нефти на Лактыбае достигал 288 м3/сут при давлениях: трубном -27,8 МПа и затрубном - 28,8 МПа на 5-мм штуцере [2].
Незначительные притоки нефти и газа из терригенной толщи турнейско-визейского возраста получены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Уль-кентобе юго-западное, где в процессе бурения скважина 2 при забое 5140 м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70 м3/сут. На месторождении Тортай обнаружено четыре нефтегазоносных горизонта, залежь нефти выявлена на площади Шолькара - приток нефти дебитом 8-16 м3/сут.
В КТ-П промышленные залежи нефти и газа установлены на месторождениях Жа-нажол, Восточный Жагабулак, Алибекмо-ла, Восточный Мортук, Кожасай, Жанатан, Кенкияк, Кокжиде, Башенколь и Лактыбай.
На Жанатане дебит нефти и конденсата достигал 720 м3/сут, газа - 18 тыс. м3/сут [2]. КТ-П является аналогом бухарчинской свиты зоны передовых складок Урала.
В КТ-1 месторождения нефти, конденсата и газа установлены на площадях Урихтау, Жанажол, Восточный Жагабулак, Алибекмо-ла, Синельниковская и др., где дебит нефти -16-111 м3/сут, конденсата - 28,5-96,0 м3/сут и газа - до 2 тыс. м3/сут [2].
В терригенной толще ассельско-артин-ского НГК пласты-коллекторы установлены на площадях Кенкияк, Кумсай и в Акжар-Курсай-Каратюбинской зоне, представлены песчаниками и алевролитами, гравелитами и конгломератами. Всего выделено семь продуктивных горизонтов: один - в ассельском, четыре - в сакмарском и два - в артинском ярусах [1]. Их промышленная нефтегазонос-ность установлена на месторождениях Кен-кияк, Восточный Акжар и Каратюбе.
Каратюбе-Акжарская зона нефтегазона-копления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Ка-ратюбе. Залежи нефти приурочены к ассель-ско-артинским отложениям. Их мощность составляет 315-320 м, на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68 %. Высокоде-битный приток был получен в скв.5 Восточный Акжар - 749-1200 м3/сут. Пористость пластов-коллекторов по ГИС изменяется от 11,9 до 22,0 %. Матричная проницаемость колеблется в пределах 0,2-0,4 мкм2.
Продуктивные пласты песчаников и алевролитов на месторождениях Кенкияк и Восточный Акжар залегают на глубинах от 4300 до 5000 м, характеризуются невысокими ФЕС: пористость 7-10 %, проницаемость не более 0,003 мкм2; АВПД (коэффициент аномальности) до 1,7, изменчивый дебит нефти (от первых до 100-150 м3/с). При таких ФЕС коллекторов очевидно, что дебиты нефти обеспечены трещинной составляющей проницаемости.
9. Обобщенные данные по верхнедевонско-нижнепермскому НГК
1. Верхняя стратиграфическая граница НГК - кровля саранинского горизонта кунгур-ского яруса нижней перми (сейсмический репер А), нижняя - подошва отложений зилаир-ской свиты фаменского яруса верхнего девона (условно - сейсмический репер D?). В пределах зоны передовых складок Урала карбо-натно-терригенные отложения комплекса выходят на дневную поверхность. НГК сложен аргиллитами, алевролитами, песчаниками, известняками и мергелями.
2. Вся карбонатно-терригенная толща верхнедевонско-нижнепермского НГК оренбургского сегмента Предуральского прогиба является единым газовмещающим резервуаром. Дебит газа при опробовании интервалов толщи достигал 30-50 тыс. м3/сут. Этот же вывод можно сделать и для толщи башкор-тостанского сегмента. Дебит газа достигал 53 тыс. м3/сут, конденсата - 0,75 м3/сут.
3. В оренбургском сегменте зоны передовых складок Урала газоносен весь разрез ас-сельского яруса (до глубины 2755 м), вскрытый скв.117 Предуральской. Данных о неф-тегазоносности карбонатно-терригенной толщи в башкортостанском сегменте зоны не имеется.
4. В Зилаирском синклинории притоки газа получены из терригенных отложений зилаир-ской свиты в скв.1, 3 и 4 Асташских. Дебит достигал 300 тыс. м3/сут.
5. В Актюбинском Приуралье и Примугод-жарье бурением установлена нефтегазонос-ность отложений от верхнего карбона до ар-тинского яруса нижней перми. Дебит газа достигал 50 тыс. м3/сут.
6. На востоке Прикаспийской впадины промышленная нефтегазоносность терриген-ных отложениях визейско-артинского возраста установлена на пяти площадях (Лактыбай, Жанатан, Кенкияк, Восточный Акжар и Кара-тюбе).
Таким образом, карбонатно-терригенные отложения выделенного нами верхнедевон-ско-нижнепермского НГК нефтегазоносны на всей территории его развития: юг Предураль-ского прогиба, зона передовых складок Урала, Зилаирский синклинорий, Актюбинское Приуралье, Примугоджарье и восток Прикаспийской впадины. В пределах оренбургских сегментов Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала в отложениях нижней перми бурением водоносных пластов-коллекторов не выявлено.
На основе вышеизложенного можно сделать следующие основные выводы:
1. Вся карбонатно-терригенная толща верх-недевонско-нижнепермского возраста оренбургских сегментов Предуральского прогиба и зоны передовых складок Урала представляет единый газовмещающий резервуар, за исключением самой верхней части толщи в зоне передовых складок.
2. При опробовании наблюдалось уменьшение дебитов газа в течение нескольких суток.
3. Выделено два типа коллекторов: тре-щинно-поровый и трещинно-низкопоровый. В Предуральском прогибе покрышкой для газоносной толщи являются ангидриты кун-гурского яруса нижней перми (региональная покрышка в Прикаспийской впадине и на юге Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). В зоне передовых складок Урала региональной покрышки не установлено.
Первоочередной научной задачей дальнейшего изучения вещественного состава, условий залегания и перспектив нефтегазонос-ности верхнедевонско-нижнепермской карбо-натно-терригенной толщи региона является интеграция новых данных в региональную модель верхнедевонско-артинских отложений юго-востока Русской плиты, разработанную авторами публикации [16].
Л и т е р а т у р а
1. Абилхасимов Х. Б. Закономерности пространственного размещения природных резервуаров Прикаспийской впадины //Геология нефти и газа. - 2007. - № 6. - С. 11-17.
2. Дальян И. Б. Особенности тектоники подсолевых комплексов восточной окраины Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью //Геология нефти и газа. - 1996. - № 6. - С. 8-17.
3. Состояние геологоразведочных работ и перспективы нефтегазоносности Оренбургского участка Предуральского прогиба /В. И. Днистрянский, М. А. Политыкина, В. В. Дроздов, А. М. Тюрин, Р. А. Сюмбаева //Материалы XV координационного геолог. совещания. - М.: ОАО «Газпром», 2010. -С. 162-176.
4. Замарёнов А. К. Средний и верхний палеозой восточного и юго-восточного обрамления Прикаспийской впадины. - Л.: Недра, 1970. - 172 с.
5. Карнаухов С. М., Политыкина М. А., Тюрин А. М. Перспективы геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах юга Предуральского прогиба. Оценка перспектив нефтегазоносности сла-боизученных территорий Оренбургской области и определение направлений по их исследованию. -М., 2002. - С. 43-55.
6. Политыкина М. А., Тюрин А. М. Нижнепермские флишоиды восточного борта юга Предуральского прогиба - возможный объект промышленной добычи газа //Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии. - Санкт-Петербург, 2002. - С. 76-77.
7. Политыкина М. А., Тюрин А. М. Толща нижнепермских флишоидов восточного борта юга Преду-ральского прогиба - нетрадиционный нефтегазовмещающий резервуар //Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ. - М., 2002. - С. 411-413.
8. Политыкина М. А., Тюрин А. М. О постановке параметрического бурения на нижнепермские тер-ригенные отложения юга Предуральского прогиба //Новые идеи в науках о Земле. - М., 2003. - Т. 1. -С. 170.
9. Юг Предуральского прогиба - новое направление поисковых работ на нефть и газ /М. А. Политыкина, А. М. Тюрин, С. М. Карнаухов, В. М. Черваков, В. И. Гореликов //Стратегия развития и освоения сырьевой базы основных энергоносителей России. - Санкт-Петербург, 2004. - С. 74-76.
10. Политыкина М. А., Тюрин А. М., Дроздов В. В. Нижнепермские флишоиды юга Предуральского прогиба и природный сланцевый газ //Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акваторий. - Санкт-Петербург: ВНИГРИ, 2010. - С. 358-363.
11. Политыкина М. А., Тюрин А. М., Дроздов В. В. Углеводородное сырье нетрадиционных источников - перспектива развития ООО «Газпром добыча Оренбург» //Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2010. - № 12. - С. 48-51.
12. Литология и коллекторские свойства отложений ассельского яруса нижней перми зоны передовых складок Южного Урала по результатам бурения параметрической скв.117 Предуральской /Т. В. Силаги-на, В. В. Дроздов, А. М. Тюрин, М. А. Политыкина //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2012. - Вып. 72. -С. 12-19.
13. Тюрин А. М. Сейсмогеологическая модель Актакальской площади //Недра Поволжья и Прикас-пия. - 2012. - Вып. 72. - С. 6-12.
14. Шпильман И. А. Опыт разведки и направления открытия уникальных и крупных месторождений нефти и газа. - Оренбург: Оренбург. кн. изд-во, 1999. - 168 с.
15. Щекотова И. А. Особенности строения Призилаирской полосы передовых складок Южного Урала и перспективы ее нефтегазоносности //Геология нефти и газа. - 1987. - № 12. - С. 40-45.
16. Формирование среднедевонско-артинского нефтегазоносного этажа юго-востока Русской плиты (Прикаспийская мегавпадина и ее обрамление) /С. В. Яцкевич, В. Я. Воробьёв, Ю. И. Никитин, Ю. С. Кононов, Е. В. Постнова //Недра Поволжья и Прикаспия. - 2010. - Вып. 63. - С. 3-16.
УДК 551.248.1
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
В ПОМОЩЬ ГЕОФИЗИКЕ
© 2014 г. Ю. Д. Горьков
Изучение геологического строения недр с целью поисков месторождений нефти и газа осуществляется в основном геофизическими, преимущественно - сейсморазведочными методами. Получаемые при этом сведения часто недостаточны для воспроизведения строения геоструктур. Возникают затруднения в интерпретации таких материалов, нередко допускающих построения двух и более вариантов той или иной геоструктуры. Известны случаи пропуска геоструктур - разрывных нарушений, локальных поднятий и других дислокаций. Недостающая информация в подобных
случаях пополняется обычно результатами отработки дополнительных сейсмопрофилей.
Существуют и другие, менее дорогостоящие по сравнению с сейсморазведкой методы изучения геотектонического строения недр. К ним относятся методы структурного и па-леоструктурного анализов:
- метод построения структурных карт и карт изопахит;
- метод схождения;
- метод приведения;
- метод искусственных срезов;
- метод анализа мощностей отложений;
