Маданиятское нефтяное месторождение, открытое в 1977 г., расположено в западной части Ферганского НГБ. Здесь сочленяются крупные взбросонадвиги, по которым Тогапский и Гузанский блоки надвинуты (до 2 км и более) на автохтонные образования Центрально-Ферганской структурной зоны [3]. Вертикальная амплитуда разрыва, по которому мезозойско-кайнозойские и палеозойские образования Каратаусского поднятия надвинуты на кайнозойские отложения Маданиятской антиклинали, превышает 3000 м. Здесь, в поднадвнговой автохтонной части, в непосредственной близости к юго-востоку и северо-западу от открытого Маданиятского месторождения, выявлены новые скопления нефти во II пласте палеогена еще на двух открытых месторождениях: Обишифо (1984 г.) и Восточный Ниязбек (1987 г.)

Бурением, проведенным в 1977–1982 гг., подтверждено блоковое строение Маданиятского поднятия. Северный блок его опущен относительно южного, сводовая часть находится на 250 м ниже. Большая часть свода и юго-западная периклиналь южного блока расположены под аллохтонными образованиями Каратаусского массива (рис. 1). Поперечное сечение поднятия не превышает 3 км. Размеры локальных антиклиналей северного блока составляют 4,5х1, южного – 6х1,5 км. Их амплитуды достигают 200– 250 м. Углы падения северного крыла 8–10, южного до 20 °.

Изменение литологических особенностей и характер распределения толщин палеогеновых отложений свидетельствуют о различии палеоструктуры поднятия в палеогене и антропогене. Современному наиболее приподнятому своду, расположенному в районе скв. 3 и 6, в палеогене соответствовала наиболее прогнутая часть рассматриваемого участка бассейна седиментации, опущенного по сравнению с северным блоком на 18–20 м. Современное же положение свода южного блока по кровле палеогеновых отложений оказалось более чем на 200 м выше северного. Все это свидетельствует о постседиментационном характере Маданиятского поднятия, сформированного в послепалеогеновое время. Основные структурообразующие процессы протекали здесь в неогене – антропогене. Месторождение очень молодое, содержит УВ-флюиды, поступившие сюда в процессе переформирования ранее существующих скоплений [2].

При фонтанировании скв. 1 на забое 3848 м был получен приток нефти из пласта II сумсарских слоев олигоцена, достигающий 412 м³/сут (при 6-мм штуцере).

Последующим бурением здесь выявлено четыре залежи нефти в сумсарских (пласт II), риштанских (пласт IV) и туркестанских (пласты V и VI) слоях палеогена, залегающих на глубинах 3650–4060 м. В северном блоке установлена нефтеносность всех названных пластов, в южном – только II и IV, а пласт VI оказался водоносным, несмотря на его приподнятое положение.

Промышленные притоки безводной нефти получены лишь из песчаного пласта II параметрической скв. 1 (северный блок), а также в поисковых скв. 3 и 7 (южный блок), позволивших передать их в эксплуатацию с начальными суточными дебитами соответственно 8,4 и 3,2 т/сут. В пластах IV, V и VI палеогена установлены небольшие дебиты безводной нефти.

Все выявленные залежи относятся к типу пластовых сводовых, в северном блоке – частично тектонически экранированных. Нефти северного и южного блоков различаются по физико-химическим свойствам. В южном блоке она более качественная, менее тяжелая и менее сернистая. Продуктивные пласты характеризуются довольно низкими ФЭС, представлены преимущественно мелко- и среднезернистыми песчаниками (пласты II, IV), песчано-алевритовыми толщами с прослоями известняков, ракушечников и глин (пласт VI) и карбонатных пород (пласт V). Эффективная нефтенасыщенная мощность их колеблется от 2,5–3 (пласты II, V) до 3,5–8 м (пласты IV, VI). Продуктивные пласты характеризуются слабой проницаемостью (0,1–35,3)*10^-3 мкм². В то же время фактические данные позволяют прийти к выводу о тенденции увеличения проницаемости пород в скважинах, вскрывших дизъюнктивные нарушения, рассекающие поднятие на блоки, или расположенных поблизости от них. Именно благодаря наличию в трещиноватой зоне Маданиятского сброса, в которой оказался забой скв. 2, в процессе бурения был получен значительный фонтан нефти из пласта II. Лабораторные данные показывают здесь также наиболее высокую проницаемость (340–1230)*10^-3 мкм².

Гидродинамическая система Маданиятского месторождения состоит из нескольких высоконапорных комплексов, характеризующихся параметрами и линиями зависимости величин начальных пластовых давлений от абсолютных глубин их замеров (рис. 2). Наиболее высоким гидродинамическим потенциалом обладают палеогеновые отложения в районе скв. 2, где отчетливо выделяются четыре обособленные нефтенасыщенные системы пластов II, IV, V и VI. Наименьшее давление (55,9 МПа на глубине 3911 м) зафиксировано в нефтенасыщенной системе пласта II, а наибольшее (67,3 МПа на глубине 4020) – в пласте VI. Аналогичные напоры наблюдаются и в других участках месторождения, но их величины меньше (на 7–12 МПа), чем в нефтенасыщенной системе пласта II скв. 2. Из сказанного следует, что, во-первых, гидродинамическая система пласта II – принимающая по отношению к нижележащим (отдающим) водо- и нефтенапорным комплексам, во-вторых, в районе скв. 2 гидродинамический блок, очевидно, обособлен. Минимальные величины приведенных к уровню ВНК пластовых давлений пласта II отмечены в районе скв. 7 (36) и скв. 6 (36,9 МПа), максимальные – в скв. 2 (55,1) и скв. 4 ВН (45,3 МПа). Такая же закономерность, наблюдаемая по другим нефтенасыщенным пластам, указывает на то, что современные гидронапоры возрастают с северо-запада на юго-восток.

Все это говорит о благоприятных факторах перспективности пласта II, который находится в лучших условиях аккумуляции УВ-флюидов. Это, на наш взгляд, и позволило обнаружить в процессе разведки промышленные притоки нефти именно в пласте II, который можно считать нефтеперспективным. Пробная эксплуатация пласта II, начатая поисковыми скв. 3 и 7 соответственно в 1980 и 1983 гг., позволила к настоящему времени добыть на месторождении более 14,3 тыс. т нефти. При этом скв. 3 практически полностью обводнилась, в скв. 7 продолжается глубинно-насосная добыча, суточные дебиты нефти не превышают 1 т/сут, а обводненность достигает 50 %. В то же время еще в 1985 г. из этой скважины, в среднем за год, добывали 5 т/сут, а обводненность ее составляла 10 %.

Для оценки перспектив нефтегазоносности палеогенового разреза и получения объективных данных о добычных возможностях пласта II в северном блоке необходимо бурение двух оценочных скважин глубиной 4050 м каждая со вскрытием нижнего продуктивного пласта VI. Одна из них намечается в районе параметрической скв. 1, давшей в процессе бурения довольно мощный фонтан безводной нефти. Вторую скважину в этом блоке следует заложить в 200–250 м южнее скв. 2. С учетом полученных данных и результатов опробования пластов в скв. 1 и 2 возможны промышленные притоки нефти из новых скважин. По результатам бурения и испытания этих скважин оцениваются добычные возможности нефтяных пластов и намечается план дальнейших работ в пределах северного блока.

На южном блоке, где доказана промышленная нефтеносность пласта II, необходимо подготовить проект ОПЭ месторождения. Для выявления характера распространения открытой залежи, уточнения деталей геологического строения пласта II, его фильтрационных характеристик по площади и добычных возможностей следует предусмотреть бурение трех опережающих эксплуатационных скважин глубиной 3700–3800 м, расположенных в пределах предполагаемого ВНК к северо-востоку, юго-западу и югу от скв. 3 и 7. Расстояния между скважинами должны составлять 0,7–1 км.

1. Карнаухов М. Л., Рязанов Н. Ф. Справочник по испытанию скважин.– М.: Недра, 1984.
2. Лебзин Е. В. Палеотектонические условия формирования крупных структурных элементов и связанных с ними зон нефтегазонакопления Афгано-Таджикской впадины и смежных областей // Труды ВНИГНИ.– 1972.– Вып. 133.– С. 3–34.
3. Лебзин Е. В., Ромов В. В., Арутюнов В. А. Геологическое строение Западной Ферганы и перспективы ее нефтегазоносности // Геология нефти и газа.– 1984.–№ 1.–С. 19–23.

1 – Маданиятский сброс; 2 – нефтяные пласты; 3 – палеозойские отложения; Qsh – отложения сохской свиты

Рис. 2. ГРАФИКИ ЗАВИСИМОСТИ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (P_ПЛ) ОТ АБСОЛЮТНОЙ ОТМЕТКИ (Н) СООТВЕТСТВУЮЩЕГО ВОДОНОСНОГО ИЛИ НЕФТЕНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА.

Точки замеров начальных пластовых давлений и номер скважины: 1 – нефтенасыщенной части пласта, 2 – водоносной части пласта. Римские цифры и буквы – пласты. ВН – Восточный Ниязбек