|
УДК 553.98(470.46) |
© Коллектив авторов, 1996 |
ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ГЛУБОКИХ ГОРИЗОНТОВ АСТРАХАНСКОГО СВОДА ПРИКАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЫ
Б.А.
Соловьев, А.Н. Кондратьев, О.С. Обрядчиков (ВНИГНИ), Н.И. Воронин (Астрахангеолком)В подсолевых карбонатах башкирского яруса Астраханского свода Прикаспийской впадины на глубине от 3700 до 4100 м в 1976 г. открыто крупнейшее в Европе Астраханское газоконденсатное месторождение (
рис. 1). На данный момент актуально установление нефтегазоносности более глубоких частей палеозойского разреза названного свода. По аналогии с другими районами Прикаспийской впадины в качестве перспективных следует рассматривать два глубокозалегающих комплекса в пределах Астраханского свода – среднедевон-нижнефранский терригенно-карбонатный и верхнедевон-турнейский карбонатный.Проведенные исследования подтвердили наличие благоприятных предпосылок формирования скоплений УВ в глубоких горизонтах подсолевого разреза Астраханского свода.
Свод относится к числу крупнейших положительных структур Прикаспийской впадины [1, 2 ]. Он четко выражен по кровле подсолевых отложений (отражающий горизонт
IП) в виде поднятия площадью ~ 20 тыс.км2 с амплитудой до 3 км. Глубина вскрытия подсолевого комплекса в наиболее приподнятой части свода несколько более 3700 м. Глубина залегания поверхности фундамента в пределах Астраханского свода оценивается различными исследователями неоднозначно: от 7,5-8,5 до 9-13 км. Согласно материалам ГСЗ-МОВЗ по профилю Краснодар – Эмба (Егоркин А.В., 1989) свод в рельефе фундамента выражен выступом с глубиной залегания его поверхности ~ 8,5 км. С юго-запада и северо-востока выступ ограничен узкими грабенами с глубиной погружения поверхности фундамента до 12-13 км.Структуру осадочного чехла Астраханского свода, помимо горизонта Ш, достаточно четко характеризуют горизонты
IIП' и IIП с глубиной залегания в наиболее приподнятой части структуры соответственно 6 и 7 км. Горизонты ПП и IIП' отвечают подошвам соответственно преимущественно терригенного живет-нижнефранского и карбонатного башкирско-среднефранского комплексов. В связи с особенностями геологического строения и развития право- и левобережных частей Астраханского свода горизонт ПП' фиксирует положение не стратиграфической, а формационной границы.Анализ буровых и сейсмических материалов позволяет предложить две модели строения нижних нефтегазоперспективных горизонтов Астраханского свода – седиментационную и тектоническую (
рис. 2, А,Б). Обе они базируются на одних и тех же данных о строении верхних горизонтов подсолевого комплекса Астраханского свода и учитывают геологические аналогии строения среднедевон-нижнефранского и верхнедевон-турнейского комплексов на изученных крупных структурах Прикаспийской впадины.Вскрытая скважинами верхняя часть разреза подсолевого комплекса Астраханского свода представлена маломощными, ~ 100 м, преимущественно глинистыми осадками раннепермского возраста. Ниже вскрыта толща башкирско-нижнекаменноугольных шельфовых карбонатов, включающая, очевидно, и подстилающие аналогичные верхнедевонские отложения.
Общая мощность подсолевого комплекса в пределах Астраханского свода достигает 4 км, а по другим вариантам интерпретации материалов сейсморазведки – 6-7 км. При этом мощность подсолевых отложений резко возрастает по периферии свода (до 8-9 км). В разрезе предполагается наличие среднедевонских и более древних образований раннего палеозоя – позднего протерозоя. Формационная характеристика и структура этих образований практически не изучены, но с большой долей вероятности можно говорить о преобладании в разрезе терригенной составляющей.
По данным сейсморазведки в строении право- и левобережной частей Астраханского свода намечаются определенные различия в соотношениях мощностей карбонатного и подстилающего его преимущественно терригенного комплексов. Это отчетливо проявлено на фрагментах временных разрезов через правобережье (скв. 1, 2 Воложковские) и левобережье
(скв.2 Володарская и скв. 1 Астраханская) (рис. 3). Так, Воложковский участок характеризуется сокращенной мощностью отложений, заключенных между горизонтами IIП' и IIП, по сравнению с Володарским участком. По скоростной характеристике этот комплекс сложен преимущественно терригенными породами предположительно раннефранско-эйфельского возраста. В то же время мощность вышележащей толщи карбонатов (между горизонтами IП и IIП') существенно больше на правобережье. В целом мощность подсолевого карбонатного комплекса на правобережье варьирует от 1700 до 3000 м, а терригенного – от 100 до 1000 м; на левобережье – соответственно от 1600 до 2400 и от 600 до 1400 м. Исходя из этих данных на правобережье Астраханского свода в эйфельское время существовало палеоподнятие, которое и обусловило сокращение мощности между горизонтами IIП' и IIП.Можно предположить по аналогии с западным и северным обрамлением Прикаспийской впадины, что активное формирование карбонатного шельфа Астраханского свода началось со средне-франского времени. Распределение мелководных карбонатных комплексов отражало, по-видимому, палеогеоморфологию дна раннефранского бассейна. На правобережной части р.Волга находилась область мелководного шельфа, а на левобережной – относительно глубоководная зона. В раннефранское время с юга поступали, вероятно, терригенные осадки, компенсировавшие область относительно глубоководной седиментации и расширявшие таким образом возможную зону последующего мелководного карбонатонакопления. В фамен-турнейское время шельфовые карбонатные отложения аккумулировались на всей площади Астраханского свода, обрамленного областями относительно глубоководного осадконакопления. На границах зон с различными режимами прогибания формировались системы органогенных построек. В визей-раннебашкирское время на Астраханском своде накапливались преимущественно мелководные карбонатные образования. При этом, возможно, произошло обособление собственно Астраханского карбонатного массива.
Верхнебашкирско-верхнекаменноугольные отложения на Астраханском своде отсутствуют, что объясняется, очевидно, подъемом уровня моря либо быстрым погружением последнего ниже уровня мелководной карбонатной седиментации. В раннепермское время на Астраханском своде сформировались маломощные депрессионные битуминозные осадки.
Приложение построенных моделей позволило объяснить особенности строения глубокопогруженного эйфель-нижнефранского комплекса Астраханского свода, обеспечившего предпосылки начала формирования карбонатного позднедевон-башкирского массива. Из седиментационной модели следует, что к началу карбонатной седиментации условия мелководья были созданы за счет накопления терригенных толщ конусов выноса, формировавшихся в результате разрушения складчатых структур, располагавшихся к югу от Астраханского свода. Тектоническая модель предполагает, что мелководная карбонатная седиментация – результат инверсионных положительных подвижек в предфаменское время. Впоследствии приподнятый участок морского дна обусловил накопление шельфовых карбонатов на протяжении фамен-башкирского времени. Подобная модель формирования структуры эйфель-нижнефранского этажа продуктивности установлена на месторождении Карачаганак, разведанном в северной прибортовой зоне Прикаспийской впадины.
Анализ современной структуры и особенностей палеоразвития Астраханского свода позволяет наметить участки, наиболее благоприятные для поисков залежей УВ в глубокопогруженных комплексах. В качестве наиболее перспективных участков для заложения сверхглубокой скважины можно рекомендовать районы скв. 1 Воложковская на правобережной и скв. 26 Астраханская на левобережной частях р.
Волга.По седиментационной модели район скв. 1 Воложковская располагается в зоне развития наиболее древних карбонатных образований (средне-верхнефранских) и возможной палеоловушки в терригенных отложениях среднего девона. Существование среднедевонского палеоподнятия в правобережной части Астраханского свода – благоприятный фактор для ранней аккумуляции УВ в терригенном среднедевон-нижнефранском комплексе, что в свою очередь способствовало сохранению в последнем коллекторов с удовлетворительными фильтрационно-емкостными свойствами при их погружении на большую глубину. В качестве покрышки для возможной залежи УВ в терригенных отложениях девона могут служить глинистые образования кыновского горизонта. Воложковской скважиной предполагается вскрыть девонские терригенные отложения на глубине 6,4 км.
Район скв. 26 Астраханская благоприятен для формирования залежей УВ в фамен-турнейских карбонатных отложениях, отделенных от верхнего карбонатного комплекса терригенными породами бобриковского горизонта. На этом участке предполагается наиболее высокое гипсометрическое залегание кровли фамен-турнейских карбонатов (5 км), а также среднедевон-нижнефранских преимущественно терригенных образований (6 км).
Несомненный интерес представляет и прогноз фазового состояния и состава УВ. Учитывая преимущественную нефтеносность среднедевон-нижнефранских и верхнедевон-турнейских отложений обрамления Прикаспийской впадины и открытых в ее пределах месторождений Карачаганак и Тенгиз, можно допустить, что и на Астраханском своде предполагаемые залежи в одновозрастных отложениях будут содержать значительные количества жидких УВ. Прогноз термобарических условий глубокозалегающих горизонтов Астраханского свода допускает такую возможность.
Подсолевые отложения Астраханского свода характеризуются жесткими термобарическими условиями. Во вскрытой бурением части подсолевого разреза на глубине 3800-4750 м пластовые температуры составляют 100-120 °С, а пластовые давления – 58-69 МПа (коэффициент аномальности 1,4-1,7).
При среднем геотермическом градиенте 2,6 °С/100 м в верхнедевон-турнейском комплексе пород на глубине 5-6 км прогнозируются температуры 130-155 °С, а в среднедевон-нижнефранском на глубине 6-7 км – 155-180 °С. Столь высокие температуры определяют максимальную реализацию генерационного потенциала глубокозалегающих горизонтов. В зависимости от соотношения жидких и газообразных УВ при определенных термобарических условиях происходят процессы растворения нефти в газе либо газообразных УВ в нефти. Одним из определяющих факторов формирования залежей УВ того или иного фазового состояния является фактор давления, противодействующий разрушающему влиянию температуры на дезинтеграцию жидких УВ.
Анализ данных по распределению залежей разного фазового состояния в зависимости от давления в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины показал преимущественное распространение нефтяных залежей при очень высоких давлениях, так как в таких условиях возрастает растворяющая способность жидких УВ и весь газ или значительная его часть может раствориться в нефти.
Поскольку с глубиной в подсолевом разрезе Астраханского свода коэффициент аномальности пластового давления снижается, можно предполагать, что на глубине 5-6 км он будет составлять 1,3-1,4, а пластовые давления – соответственно 70-80 МПа.
Таким образом, на глубоких горизонтах Астраханского свода можно ожидать наличие залежей УВ, характеризующихся существенным содержанием, а возможно, и преобладанием жидкой фазы.
Исходя из изложенного в среднедевон-нижнефранском преимущественно терригенном комплексе можно прогнозировать развитие в основном нефтяных залежей с высоким содержанием растворенного в нефти газа (летучая нефть) либо нефтяных с газоконденсатной шапкой, а в верхнедевон-турнейском карбонатном – газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. По сравнению с верхним карбонатным комплексом (нижне-среднекаменноугольным) в нижнем карбонатном комплексе предполагается существенное уменьшение концентрации кислых компонентов в составе газа
(H2S до 5 %, СО2 до 10-15 %), а в среднедевон-нижнефранском терригенно-карбонатном комплексе – отсутствие H2S и незначительное содержание СО2 (до 1-2 %). Концентрация серы в нефти и конденсатах ожидается менее 1 %.Таким образом, проведенными исследованиями обосновывается целесообразность опоискования глубоких горизонтов Астраханского свода с перспективой открытия масштабных залежей преимущественно жидких УВ без сероводородного заражения.
ЛИТЕРАТУРА
Available geologic-geophysical data on the Astrakhan arch allow us to assume the existence of hydrocarbon traps in deep-occurred deposits of the Middle Devonian-Lower-Frasnian terrigene-carbonate and Upper-Devonian-Tournaisian carbonate complex. Large oil and gas accumulations may be associated with the latter. Two alternative models of structure of the Astrakhan arch deep horizons have been proposed: sedimentational and tectonic whose realization is predetermined by accumulation and preservation conditions of hydrocarbon pools. The performed analysis of present-day structure and features of the arch paleodevelopment allowed to establish locations most favourable for hydrocarbon pools exploration in deep-seated complexes. Prognosis of phase state and hydrocarbon composition in the traps of the complexes discussed is given.
Рис.1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА СРЕДНЕДЕВОН-НИЖНЕФРАНСКОГО КОМПЛЕКСА АСТРАХАНСКОГО СВОДА (по данным Астраханской геофизической экспедиции)
1
- изогипсы по отражающему горизонту IIП' , км; 2 - тектонические нарушения; 3 - северная граница Астраханского свода (визей-башкирский карбонатный уступ); 4 - контур Астраханского газоконденсатного месторождения; 5 - изопахиты среднедевон-нижнефранского комплекса (между горизонтами IIП' и IIП), км; 6 - скважины поискового и разведочного бурения (В - воложковские и А - астраханские); 7 - сверхглубокие скважины: а - находящиеся в бурении, б - рекомендуемые; 8 - геологический профильРис.2. СЕДИМЕНТАЦИОННАЯ (
A) И ТЕКТОНИЧЕСКАЯ (Б) МОДЕЛИ СТРОЕНИЯ АСТРАХАНСКОГО СВОДА ПО ПРОФИЛЮ I - I
Отложения
1 карбонатные слоистые 2 карбонатные органогенные 3 глинисто карбонатные 4 крем нисто глинисто карбонатные, 5 преимущественно терригенные, б терригенно карбонатные, 7 соленое ные 8 кристаллический фундамент, 9 границы а согласные б эрозионные, 10 тектонические нару шения 11 скважины пробуренные (а) и рекомендуемые (б)Рис.3. ФРАГМЕНТЫ ВРЕМЕННЫХ РАЗРЕЗОВ
А - правобережье р.Волга, Б - левобережье р.Волга (по данным Л.Я.
Бродского и И.А. Миталева, 1993)