К оглавлению журнала

УДК 553.98:551.734/.735.1(470.46)

© В.П. Орлов, Н.И. Воронин, 1999

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ДЕВОН-НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНОГО КОМПЛЕКСА АСТРАХАНСКОГО СВОДА

В.П. Орлов (МПР России), Н.И. Воронин (Астраханьгеолком)

Астраханский свод является наиболее крупной структурой Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП). По данным сейсморазведки он четко выделяется в подсолевом комплексе, имеет размеры 180х 120 км, амплитуду ~ 3 км, мощность подсолевого комплекса ~ 3,5 км. В карбонатах башкирского яруса в 1976 г. открыто разрабатываемое в настоящее время уникальное по запасам и составу флюидной системы Астраханское серогазоконденсатное месторождение. Сложность флюидной системы и особенно ее высокая насыщенность серой создают значительные трудности в отработке месторождения и сдерживают развитие объемов добычи.

В процессе геолого-разведочных работ отложения, залегающие ниже башкирского яруса, оказались не изучены, хотя геофизические и геологические предпосылки, а также продуктивность нижнекаменноугольных и девонских отложений в других и близких структурных условиях Прикаспийской НГП были благоприятны [1, 3-6].

Вопрос о перспективности нижних этажей Астраханского свода неоднократно обсуждался в печати. При этом наряду с положительными прогнозами присутствовали и сомнения, основанные на генетических и экономических соображениях. И в то же время наличие крупных залежей углеводородов в одновозрастных отложениях других частей Прикаспийской впадины (Тенгизское и Карачаганакское в Казахстане, месторождения нефти в Волгоградской, Саратовской, Оренбургской областях), низкая изученность бурением глубоких горизонтов, благоприятные геофизические данные сохраняли за Прикаспийской НГП возможность крупных открытий в интервалах глубин 5-7 км.

Выполненные ранее региональные палеотектонические реконструкции с учетом типа ОВ, литолого-фациальных условий и палеогидрогеологии свидетельствуют, что уже в палеозойское время Астраханский свод являлся крупной зоной нефтегазонакопления [1, 2]. Исследования, проведенные в последующие годы, позволили спрогнозировать и обосновать наличие на Астраханском своде как минимум четырех нефтегазоносных комплексов: одного в нижнем карбоне и трех в верхнем и среднем девоне. При этом ожидаемые термобарические условия и коллекторские свойства вмещающих отложений также оценивались как благоприятные для сохранения не только газовой, но и жидкой фазы.

Подтверждение прогноза означало бы решение целого ряда научных и практических задач и резкое расширение перспектив как Астраханского свода, так и других подсолевых структур Прикаспийской НГП. Объемы прогнозируемого УВ-потенциала измерялись миллиардами тонн условного топлива и создавали предпосылки для открытия крупных и уникальных месторождений. Если учесть, что к 1993 г. средний размер ежегодно открываемых месторождений нефти в России не превышал 5 млн т, то в сочетании с приведенными выше обоснованиями будет понятно, почему в условиях жесточайшего экономического кризиса и массового сокращения объемов геолого-разведочных работ в стране нами было принято решение о проведении дополнительных сейсмогеофизических работ и заложении структурно-параметрической скв. 2 Володарская глубиной 6,5 км. Скважина была заложена в 1993 г. на северо-восточном крыле Астраханского свода, на площади локального Володарского поднятия, но за пределами контура серо-газоконденсатного месторождения (рис. 1). К апрелю 1998 г. ее глубина составляла 5974 м; достижение проектной отметки и проведение всего комплекса испытаний ожидались к концу 1998 г. Однако полученные результаты позволяют констатировать реализацию качественного геологического прогноза, сделанного ранее, и высокую вероятность подтверждения количественных расчетов и положительных экономических выводов, обоснованных авторами данной статьи в 1992 г.

Напомним, что в 1992 г. в Астрахани при рассмотрении результатов геолого-разведочных работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине, исходя из геологических (Н.И. Воронин) и экономических (В.П. Орлов) позиций, была обоснована необходимость переориентации поисковых работ с неглубоких надсолевых на глубокие подсолевые и прежде всего девонские горизонты. Принятое решение о бурении глубокой структурно-поисковой скважины в ту пору получило поддержку лишь у администрации Астраханской области.

Дело в том, что значительная часть площади Володарского поднятия перекрывается залегающим выше Астраханским серогазоконденсатным месторождением, в пределах которого имелись участки, более благоприятные для заложения первой глубокой скважины. Однако предприятие "Астраханьгазпром" как владелец горного отвода (в последующем закрепленного лицензией на право добычи) не спешило с принятием решения о проверке на нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов. Ставить в зависимость от одной, хотя и солидной компании, оценку перспектив девонских отложений всей российской части Прикаспийской НГП означало потерю не только времени, но и инициативы государства в привлечении инвестиций в изучение и освоение недр. И это подтвердил объявленный в 1993 г. международный конкурс на право разведки и разработки правобережной (по отношению к Волге) части Астраханского свода, в котором отказались участвовать как российские, так и иностранные компании по причине недостаточности данных о возможных перспективах района. Однако решение о бурении скважины, тем более в менее благоприятных условиях, на первых порах многими не поддерживалось. Несмотря на ряд объективных и субъективных препятствий, в конце 1993 г. скв. 2 Володарская была забурена и с тех пор находится под непосредственным контролем с регулярным (не реже 2 раз в 1 год) коллективным обсуждением специалистами и учеными полученных результатов. С 1996 г. после вскрытия коллекторов с интенсивными газопроявлениями в интервалах 4168-4260 и 4710-4855 м (т.е. ниже уровней размещения серогазоконденсатных залежей разрабатываемого Астраханского месторождения) материальную и моральную поддержку бурению скв. 2 Володарская стало оказывать РАО "Газпром", доля которого в обеспечении материалами и услугами к началу 1998 г. составила 22 % общих затрат на бурение.

Более того, РАО "Газпром" в 1997 г. начало бурение собственной поисковой скважины, расположенной в контуре Астраханского месторождения, а на 1998 г. запланировало забурку еще двух скважин, из них одну на правобережной части свода. Бурение скв. 2 Володарская сопровождалось рядом технических и технологических осложнений (изношенные буровая установка и оборудование, отсутствие необходимых материалов и инструмента, перерывы в финансировании и т.д.). Однако к настоящему времени три из четырех прогнозировавшихся продуктивных комплексов вскрыты, а на глубине более 6 км в терригенной части разреза ожидаются еще 1-2 нефтегазоносные толщи (рис. 2).

Володарское поднятие закартировано по отражающему горизонту II-П, стратиграфически приуроченному к нижней части верхнедевонского карбонатного комплекса, залегающего на глубине 5900-6200 м. Размеры поднятия 60x25 км (1500 км2), амплитуда ~ 300 м, по площади в два с лишним раза крупнее Тенгизской структуры.

Вскрытый скважиной подсолевой верхнедевон-каменноуголыный комплекс представлен преимущественно карбонатными породами.

Верхняя часть разреза (в интервале глубин 4168-4345 м) сложена известняками башкирского яруса. Ниже (4345-5450 м) вскрыты нижнекаменноугольные отложения, представленные в основном карбонатными породами с прослоями кремнисто-карбонатных. Известняки светло-серые до темно-серых, органогенно-обломочные, водорослево-комковатые, мелкодетритовые брахиоподово-криноидные. Структура пород и комплекс остатков ископаемых организмов свидетельствуют, что эти отложения формировались в обстановках закрытого шельфа, тыловых рифовых шлейфов и биогермных. Для известняков характерно наличие пор и мелких каверн выщелачивания, соединенных микротрещинами, а также развитие стилолитовых швов. Битумы развиты незначительно и приурочены главным образом к микротрещинам и стилолитовым швам. Мощность нижнекаменноугольных отложений – 1115 м.

Верхнедевонские отложения вскрыты с глубины 5450 м до забоя скважины (5974 м). Разрез сложен пелитоморфными, шламомелкодетритовыми, микротонкозернистыми, среднекристаллическими известняками. Породы пятнистодоломитизированы, в них развиты многочисленные стилолитовые швы, каверны и трещины. По структуре и составу известняки относятся к отложениям открытого шельфа. Характерно наличие сингенетичного рассеянного тонкодисперсного ОВ и битумов, развитых в основном по стилолитовым швам и в межкристаллическом пространстве доломитизированных участков.

На глубине 5971 м скв. 2 Володарская вошла в терригенную часть разреза, представленную алевролитами и аргиллитами.

Общая вскрытая мощность нижнекаменноугольных и верхнедевонских отложений – 1629 м. Геохимическими исследованиями керна установлены следы миграции жидких УВ, в большинстве случаев претерпевших глубокое окисление и потерявших подвижность. Верхняя часть вскрытого разреза более обогащена битуминозными компонентами по сравнению с нижней. По характеру распределения битуминозности и особенностям состава битумов в изученной части разреза выделяется ряд интервалов с признаками нефтеносности пород: 4380-4640, 4700-5310, 5330-5450 м.

По данным промыслово-геофизических исследований и бурения (керн, шлам, поглощение бурового раствора) во вскрытой части нижнекаменноугольно-верхнедевонского разреза выделяются три нефтегазоносные толщи в интервалах 4710-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 и 5817-5971 м (верхний девон). При вскрытии этих толщ отмечались повышенные газопоказания, в несколько раз превышающие фоновые, нефтепроявления в виде пленки нефти в буровом растворе, поглощение бурового раствора. На забое 5961 м произошел выброс разгазированного бурового раствора. Газовая шапка горела около 3 ч. В течение 1 ч приток нефти составил около 20 м3. Газ без сероводорода. Нефть имеет плотность 0,861 г/см3 при 20 °С, среднепарафинистая, без сероводорода, содержит высококачественные масла.

Полученные материалы бурения скв. 2 Володарская с учетом выполненных промыслово-геофизических, геохимических, петрофизических и термобарических исследований вскрытого верхнедевон-нижнекаменноугольного карбонатного комплекса подтвердили наличие мощных толщ коллекторов и изолирующих покрышек, развитие не менее трех возможно нефтегазоносных пластов суммарной мощностью около 330 м. Установлено, что геохимические и термобарические условия вполне благоприятны для формирования и консервации нефтяных месторождений, доказано отсутствие сероводорода в глубокозалегающих горизонтах.

На основании палеогеографических и палеотектонических реконструкций сделан вывод, что терригенные и терригенно-карбонатные отложения (очевидно, среднедевонского возраста), в которых находится забой скважины, могут оказаться также перспективными на наличие коллекторов и экранирующих горизонтов в интервале глубин 6000-6500 м, как и вышележащие карбонатные толщи.

В заключение следует отметить, что на фоне общей крайне недостаточной изученности подсолевых отложений Прикаспийской НГП опоискованность наиболее перспективного девонского комплекса еще ниже. На обширной территории российской части впадины, за исключением Астраханского свода, подсолевые отложения вскрыты всего 20 скважинами, а девонский комплекс (в его самой верхней части разреза) – лишь тремя (Северо-Сарпинская и Южно-Плодовитенская площади на Карасальской моноклинали).

Изученность девонских отложений казахской части впадины несколько выше, хотя в целом также крайне недостаточна. Наряду с Тенгизским и Карачаганакским месторождениями здесь отмечены признаки нефтегазоносности и на других площадях.

Положительные результаты бурения на Астраханском своде скв. 2 Володарская с учетом уже имеющихся сведений позволяют говорить о региональной нефтегазоносности девонского комплекса Прикаспийской впадины. Именно с этих позиций должны быть пересмотрены прогнозная оценка УВ-потенциала, направление поисковых работ, региональных и научных исследований.

Без всякого сомнения, бурение скв. 2 Володарская открывает этап коренной переоценки перспектив Прикаспийской НГП, широкого развития геолого-разведочных работ и значительного притока инвестиций. Выгодное географо-экономическое положение региона и наличие инфраструктуры в совокупности с новыми геологическими данными выводят юго-восток европейской части России в разряд наиболее приоритетных территорий по развитию минерально-сырьевой базы и значительному увеличению добычи УВ-сырья.

Одновременно освоение поисково-разведочным бурением глубины 5-7 км означает начало качественного перевода нефтегазодобычи на новые, ранее не вовлеченные в разработку глубокие горизонты.

Литература

  1. Воронин Н.И. Особенности развития Астраханского свода // Геология нефти и газа. – 1980. – № 5 – С. 33-38.
  2. Воронин Н.И. Особенности строения и нефтегазоносность Астраханского свода: Тр. ВНИГНИ. - М., 1983. - Вып. 248. - С. 90-101.
  3. Воронин Н.И., Федоров Д.Л. Геология и нефтегазоносность юго-западной части Прикаспийской синекли-зы. – Саратов: Изд-во Саратовского ун-та, 1976.
  4. О строении подсолевых отложений Астраханского свода / Н.И. Воронин, А.Я. Бродский, Ю.Л. Цведель, А.Т. Яковлев // Геология нефти и газа. - 1975. - № 9. - С. 23-26.
  5. Перспективы нефтеносности подсолевых отложений Астраханского свода / Н.В. Мизинов, А.С. Зингер, В.Г. Грушевой, Н.И. Воронин // Геология нефти и газа. – 1979. – № 6. – С. 1-5.
  6. Ровнин Л.И., Мизинов Н.В., Воронин Н.И. Открытие месторождения газа на Астраханском своде и задачи дальнейших поисково-разведочных работ // Геология нефти и газа. – 1977. - № 10. - С. 41-43.

Abstract

A problem of oil and gas potential prospects is considered. To clarify oil and gas potential prospects of lower stages of the Astrakhan arch, additional seismogeophysical works have been carried out and a structural-parametric Volodarskaya 2 well was located. Geochemical and thermobaric conditions were found to be well favorable for forming and conserving oil fields, the absence of hydrogen sulfide in deep seated horizons has been proved. Positive results on Volodarskaya 2 well considering available data suggest a regional oil and gas potential of Devonian complex in the Peri-Caspian depression. Favorable geographic and economic position of the region and infrastructure together with new geological data allow to infer south-east of the european part of Russia into a category of most priority territories by mineral resources base development.

Рис. 1. СТРУКТУРНАЯ КАРТА ПО ОТРАЖАЮЩЕМУ ГОРИЗОНТУ В ВЕРХНЕМ ДЕВОНЕ

1 – изогипсы по отражающему горизонту в подошве верхнего девона, м; 2 – предполагаемые тектонические нарушения; 3 – граница выклинивания толщи верхнего девона; 4 – контур Астраханского серо-газоконденсатного месторождения; 5 – место заложения скв. 2 Володарская; 6 – линия разреза

Рис. 2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ ПОДСОЛЕВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ АСТРАХАНСКОГО СВОДА (см. рис. 1)

Отложения: 1 – терригенные, 2 – карбонатные, 3 – кремнисто-глинисто-карбонатные; 4 – соль; 5 – ангидриты; 6 – скважины; 7 – залежи Астраханского серо-газоконденсатного месторождения; перспективные на нефть и газ отложения: 8 – установленные, 9 – предполагаемые; 10 – основные тектонические нарушения по данным сейсморазведки

Сайт создан в системе uCoz