К оглавлению

О нефтеносности карбонатных отложений палеозоя Куйбышевской области

А.З. ДУБИНИН, В.А. ЛОБОВ

В Куйбышевской области известно 32 газонефтяных месторождения, на которых выявлено 105 залежей. Из них по стратиграфическим горизонтам выделяются 35 пермских, 49 карбоновых и 21 девонских залежей. К карбонатным коллекторам приурочено 50 залежей, в том числе 35 пермских, 13 карбоновых и две девонские.

Как известно, первая нефть в Верхне-Чусовских Городках (1929 г.) и в Ишимбае (1932 г.) была открыта в карбонатных породах.

Еще в довоенные годы было установлено, что, за исключением терригенной уфимской (бугурусланской) свиты, все нефтегазопроявления в пермских отложениях приурочены к карбонатным коллекторам. Поэтому в процессе бурения тщательно изучались все нефтепроявления.

Неглубокое залегание продуктивных горизонтов позволяло вскрывать их на многих площадях даже при бурении мелких структурных скважин. Изучение нефтегазоносности перми дало хорошие результаты. За годы Великой Отечественной войны (1941-1945 гг.) и последующие годы четвертой и пятой пятилеток (1946-1955 гг.) на территории Куйбышевской и Чкаловской областей и Башкирской АССР ежегодно открывалось по нескольку новых газонефтяных месторождений, связанных с карбонатными породами верхней и особенно нижней перми.

Богатые залежи нефти, открытые в песчаных коллекторах карбона и девона, отвлекли внимание геологов от карбонатных отложений. Этому способствовало несовершенство геофизических методов исследования скважин, в частности электрокароттажа, не позволявших выделять нефтеносные объекты в карбонатных породах. Карбонатные пласты с признаками нефтеносности, залегающие между разрабатываемыми горизонтами, не опробовались, проходились без достаточного отбора керна; научно-исследовательские организации не уделяли внимания этой проблеме. До 1950 г. были открыты немногочисленные залежи нефти в карбонатных породах карбона; в девонских отложениях не было известно ни одной залежи.

Переломным моментом во взглядах на роль карбонатных коллекторов в разрезах девона и карбона Куйбышевской области было открытие новых залежей нефти в турнейском ярусе и данково-лебедянских слоях. На основании изучения нефтепроявлений в процессе проведения разведочных работ и по данным газового кароттажа были выделены следующие перспективно и промышленно нефтеносные горизонты (снизу вверх): доманиковые слои, данково-лебедянские слои, турнейский ярус, тульский горизонт, окский подъярус, серпуховский подъярус, башкирский ярус, верейский горизонт, каширский горизонт, верхний карбон.

На рис. 1 приведены типовые газокароттажные кривые Зольного Оврага и Покровской площади, соответствующие верхнему девону - нижнему карбону, на которых выделяется несколько продуктивных пластов.

С 1952 по 1956 г. включительно в Куйбышевской области открыты промышленные залежи нефти в данково-лебедянских слоях верхнего девона Зольного Оврага и Покровки, в турнейском ярусе Зольного Оврага, Стрельного Оврага, Покровки, Калиновки и Радаевки, в окском подъярусе и каширском горизонте Покровки, в башкирском ярусе Якушкина и Шунгута.

Ниже приводится краткая геологическая характеристика отдельных месторождений, на которых установлена нефтеносность карбонатных отложений девона и карбона.

Месторождение Зольный Овраг расположено на оси Жигулевской дислокации в восточной части Самарской Луки. Установлена промышленная нефтеносность карбонатных пород кизеловского горизонта (пласт B₁) и данково-лебедянских слоев (пласт ДЛ₁) (табл. 1).

Пласт В₁ представлен известняками серыми и буровато-серыми, крепкими, органогенно-обломочными. Цементирующей массой в них является кальцит и реже доломит. В известняках наблюдается большое количество трещин, часто заполненных темным вторичным кальцитом. Участками они пористые, кавернозные. Наблюдается пе- реслаивание с известняком-ракушечником и доломитом.

Кровля пласта совпадает с кровлей турнейского яруса. Выше залегают глины угленосного горизонта. Подстилается пласт прослоем плотного глинистого известняка, ниже которого нефтяная залежь не прослеживается. Общая мощность пласта 27,0 м, мощность эффективной нефтенасыщенной части в зависимости от положения на структуре и физических свойств коллектора значительно изменяется и принимается в среднем 12,3 м.

Пласт ДЛ₁ представлен слабо доломитизированными серыми и буровато-серыми известняками, пелитоморфными, реже органогенно-обломочными с редкими прослоями доломита. Структура пород в основном пелитоморфная; основная масса сложена кристаллами кальцита. Породы мелкопористые, трещиноватые, участками на плоскостях наслоения с примазками битуминозно-глинистого вещества.

Кровля пласта совпадает с кровлей данково-лебедяноких слоев, которые покрываются мергелями турнейского яруса. Подстилается пласт белыми плотными известняками.

Мощность пласта ДЛ₁ 22 м, мощность нефтенасыщенной части значительно изменяется, средняя эффективная мощность принята 18,4 м.

Нефть в пластах В₁ и ДЛ₁ приурочена к сводовой части структуры, которая в основных чертах повторяет структуру пласта Б₂ угленосного горизонта. Структура представляется в виде брахиантиклиyальной складки, расположенной на оси Жигулевской дислокации. Простирание структуры широтное, северное крыло крутое, размеры в пределах изогипсы минус 1040 м по кровле пласта Б₂ 6X2 км. Нефть легкая с высоким выходом светлых (см. табл. 2). Помимо описанных пластов, продуктивными являются пашийские слои, угленосный и верейский горизонты, коллекторами в которых являются песчаники.

Покровское месторождение расположено на оси палеозойского вала Заволжья к югу от Самарской Луки. На месторождении установлено девять нефтяных залежей, приуроченных к следующим стратиграфическим горизонтам: к данково-лебедянским слоям (пласт ДЛ₁), упинскому горизонту (пласт В_III), кизеловскому горизонту (пласт B_I), угленосному горизонту (пласт Б₂), тульскому горизонту (пласт Б₀), окскому подъярусу (пласт O₂), башкирскому ярусу (пласт А₄), верейскому горизонту (пласт А₃) и каширскому горизонту (пласт A_I).

Из девяти залежей только две (пласты Б₂ и Б₀) связаны с песчанымиколлекторами, остальные семь - с карбонатными.

Приводим характеристику некоторых карбонатных пластов.

Пласт А₄ представлен светло-серыми и бурыми доломитизированными известняками, пористыми и трещиноватыми. Структура известняков органогенная, органогенно-обломочная и псевдоолитовая. Цементирующим веществом является вторичный кальцит. Верхняя граница пласта совпадает с размытой поверхностью башкирского яруса и устанавливается по контакту с верейскими глинами. Верхняя часть пласта, особенно в своде структуры, обладает наибольшей пористостью, достигающей 30%. Нижней границей пласта является плотный известняк.

Нефтяная залежь пласта А₄ по существу не имеет водонефтяного контакта. В нижней своей части и на контуре залежь экранирована плотными известняками. Это хорошо подтверждается геолого-эксплуатационными данными - быстрым снижением пластового давления при разработке и отсутствием приемистости скважин при закачке воды в пласт на контуре. Максимальная мощность пласта равна 17 м, из них эффективная нефтенасыщенная часть составляет в среднем 6,2 м.

Пласт В_III представлен светло-серыми и буроватыми плотными известняками микрокристаллической структуры, трещиноватыми, местами кавернозными. Под микроскопом известняки имеют органогенную, органогенно-обломочную, реже пелитоморфную структуру. Цементирующим веществом является микрокристаллический и пелитоморфный кальцит. Пласт В_III перекрыт мергелистыми глинами черепетского горизонта, а подстилается малевскими мергелистыми глинами. Общая мощность пласта 8-10 м, из них эффективная нефтенасыщенная часть в среднем составляет 3 м.

Покровская структура вытянута в направлении с северо-востока на юго- запад. Западное крыло более крутое по сравнению с восточным. Свод структуры осложнен двумя куполами - северным и южным. Поверхность по различным стратиграфическим горизонтам, а также по продуктивным пластам имеет достаточно полное соответствие, различаясь лишь в деталях. Размеры структуры 15X3 км. (Характеристику пластов и нефти ем. в табл. 1 и 2).

Якушкинское месторождение расположено в зоне Сокcко-Шешминского вала на оси Сергиевской вытянутой линейно дислокации. Нефтеносность установлена по данным бурения в своде структуры, подготовленной геологической съемкой и структурным бурением. Основной нефтесодержащий горизонт-башкирский ярус, пласт А₄. Коллекторами нефти являются доломиты и известняки с преобладанием последних. Известняки доломитизированные, перекристаллизованные, органогенно-обломочные, иногда оолитовые, неравномерно зернистые, пористые, трещиноватые. Трещины и поры иногда заполнены вторичным кальцитом. Верхняя часть пласта на глубину примерно до 5 м от кровли представлена плотными известняками. В кровле пласт А₄ перекрывается верейскими глинами.

Нефтяная залежь является массивной и подстилается по всей своей площади водой. Связь залежи с подошвенной водой и влияние последней на ее режим пока не выяснены. Средняя мощность нефтенасыщенной части пласта равняется 18 м; максимальная мощность до 42 м и приурочена к своду структуры, на крыльях с приближением к контуру она уменьшается.

Якушкинская структура представляет собой куполовидную антиклинальную складку, свод которой осложнен двумя куполами. Простирание северо-восточное; юго-восточное крыло более крутое. Размеры структуры 9,75X4,5 км. Отмечается хорошее соответствие структуры по пермским и каменноугольным горизонтам. По более глубоким горизонтам структура изучена недостаточно.

Из нефтей данного района нефть пласта А₄ Якушкинcкого месторождения является наиболее легкой.

Не приводя описания других месторождений, на которых установлена нефтеносность карбонатных отложений, ограничимся их краткой характеристикой, приводимой в табл. 3.

Эксплуатационная характеристика скважин, в частности их производительность, чрезвычайно разнообразна даже для одного и того же карбонатного пласта. Дебиты скважин изменяются от сотен килограммов до десятков тонн (40-50) в зависимости от физического состояния коллектора в призабойной зоне.

Воздействие на призабойную зону солянокислотной обработкой и гидроразрывом обычно дает положительные результаты: дебиты скважин увеличиваются иногда в несколько раз.

На Покровском месторождении за счет гидравлического разрыва в 11 скважинах получен прирост суточного дебита 50,6 т и в течение 1956 г. добыто дополнительно свыше 15 тыс. т нефти.

В табл. 4 приводятся данные по результатам солянокислотных обработок карбонатных пластов в некоторых скважинах месторождений Зольный Овраг, Якушкинского и Радаевcкого.

Суммарный прирост добычи нефти в результате солянокислотных обработокпо шести скважинам Якушкинского месторождения в 1956 г. составил 22,7 тыс. т и по двум скважинам Радаевского месторождения 6,6 тыс. т. Прирост нефти на одну обработку в 1956 г. составил 3669 т и на 1 т кислоты получено дополнительно 553 т нефти.

Нефтепроявления в карбонатных отложениях в настоящее время изучаются многими методами. Для этой дели значительные интервалы разреза документируются керном, изучается шлам, тщательно фиксируются нефтепроявления в процессе бурения, проводится газовый кароттаж. Для выделения в разрезе проницаемых пород проводятся радиокароттаж и электрокароттаж с микрозондами. Поставлены тематические работы.

Большое внимание, уделяемое изучению нефтеносности карбонатных отложений, позволило отметить нефтепроявления на многих разведуемых площадях в отложениях мячковского, подольского, каширского горизонтов, башкирского яруса, серпуховского и окского подъярусов, которые должны быть проверены опробованием скважин.

В распределении нефти по разрезу палеозоя можно подметить определенную закономерность: промышленные скопления нефти и газа приурочены к терригенным породам и к доломитам и известнякам, залегающим вблизи терригенных свит, выше и ниже последних (рис. 2).

В стратиграфическом разрезе палеозоя Куйбышевской и Чкаловской областей выделяются снизу вверх четыре нефтеносных комплекса: живетский, нижне- и среднефранский; верхнефаменский и нижнекаменноугольный, среднекаменноугольный и пермский.

В карбонатных породах девона над первым нефтеносным комплексом пока неизвестно ни одной промышленной залежи нефти.

Плотные карбонатные окремнелые породы доманиковых слоев, прикрывающие терригенную толщу девона, во многих пунктах являются нефтенасыщенными, однако промышленных притоков нефти из них получить не удалось (Калиновка).

Можно предполагать, что в зонах улучшения коллекторских свойств в доманиковых слоях будут обнаружены промышленные залежи, однако в целом создается впечатление, что доманиковые слои явились своеобразным фильтром, который предотвратил миграцию нефти вверх, и что битумопроявления в них являются вторичными.

Выше доманиковых слоев до кровли девона развита мощная (от 300 до 550 м) карбонатная толща, лишенная промышленных нефтепроявлений, и только в ее верхней части, соответствующей данково-лебедянским слоям, встречены нефтяные залежи, которые залегают уже вблизи терригенной толщи нижнего карбона и относятся ко второму нефтеносному комплексу.

Нефтеносность терригенной толщи нижнего карбона в Куйбышевском Поволжье развита весьма широко. Наиболее богатые месторождения приурочены к районам распространения больших мощностей толщи и развития мощных песчаников (Кинель-Черкасский район). В карбонатных породах над терригенной толщей отмечаются только нефтепроявления; промышленных скоплений нефти пока не обнаружено. Ниже в карбонатных породах турнейского яруса и в данково-лебедянских слоях встречены промышленные залежи нефти.

К югу от Самарской Луки в районе распространения покровских слоев тарусского горизонта, представленных глинами и алевролитами, в карбонатных породах окского подъяруса установлена промышленная нефть на Покровском месторождении.

Выше терригенной толщи нижнего карбона карбонатные породы распространяются вверх до кровли башкирского яруса (рис. 2). Терригенные породы в данной толще появляются только в районе распространения Покровских слоев.

С карбонатно-терригенными породами верейского горизонта, карбонатными породами подстилающего башкирского яруса и покрывающего каширского горизонта связано развитие третьего нефтеносного комплекса. В восточных районах Куйбышевской области, где верейский горизонт представлен известково-мергелистыми породами, промышленных нефтепроявлений в данном комплексе не отмечено.

Наконец, последний (IV) газонефтеносный комплекс приурочен к терригенным породам уфимской (бугурусланской) свиты, подстилающим их нижнепермским (кунгурским и артинским) и покрывающим казанским (калиновская свита) отложениям.

Мощность пород разделяющей толщи между III и IV нефтеносными комплексами составляет 700-950 м.

Уфимская (бугурусланская) свита продуктивна на месторождениях Большекинельского вала. Самым верхним в разрезе продуктивным горизонтом являются доломиты калиновской свиты (спириферового подъяруса), залегающей выше бугурусланской свиты. Над калиновской свитой залегают непроницаемые ангидриты и плотные загипсованные доломиты (до 70 м), образующие непроницаемый для нефти и газа экран. В сульфатно-карбонатной толще кунгурского и артинского ярусов нефтегазоносность приурочена к верхней части, залегающей под бугурусланской свитой.

С удалением от терригенных свит вверх и вниз по разрезу интенсивность нефтепроявлений ослабевает, что может быть связано с миграцией нефти из терригенных свит в покрывающие и подстилающие их карбонатные породы.

Можно допустить такую динамическую обстановку, когда не только в покрывающих, но и в подстилающих породах давление будет меньше, чем в промежуточной терригенной толще. Такое распределение давления может возникнуть при уплотнении и сжатии терригенных пород и одновременном образовании тектонических трещин в твердых, сопротивляющихся смятию покрывающих и подстилающих породах. В этом случае часть нефти будет мигрировать вверх; ее количество и дальность миграции будут определяться проницаемостью покрывающих пород. Часть нефти, выжимаемой из терригенных пород, будет перемещаться через трещины и поры и в подстилающие породы.

Существование поверхностей размыва в основании перечисленных терригенных толщ, особенно в основании терригенной толщи нижнего карбона, также создает возможность широкого перемещения нефти по зонам контактов из терригенных толщ в подстилающие и прилегающие к ним карбонатные породы.

Наконец, не исключается возможность процессов нефтеобразования, миграции и аккумуляции нефти и в самих карбонатных толщах.

Приведенный материал по нефтеносности карбонатных пород указывает на необходимость детального их изучения. В первую очередь должны изучаться участки разреза, соответствующие четырем выделенным нефтеносным комплексам: калиновская свита, кунгурский, артинский ярусы, каширский горизонт, башкирский ярус, серпуховский и окский подъярусы, верхняя часть тульского горизонта, турнейский ярус, данково-лебедянские и доманиковые слои. Заслуживает внимания изучение нефтеносности коры выветривания и пород кристаллического фундамента, в которых возможна аккумуляция нефти. Для разрешения данного вопроса следует провести разведочные работы на площадях, где продуктивность девонских отложений спускается до поверхности фундамента (Муханово), углубляя скважины в кору выветривания и тело фундамента.

Наибольшие перспективы развития нефтеносности нижнего карбона и верхов девона должны быть связаны с областью распространения Заволжской (Камско-Кинельской) впадины. Турнейские, данково-лебедянские и тульские карбонатные отложения наиболее перспективны в области самой впадины, ее склонов и прибортовых зон.

На данной территории отмечаются значительный размыв поверхности карбонатного ложа и самые интенсивные нефтепроявления в терригенной толще нижнего карбона. В первую очередь изучению должны быть подвергнуты площади между Самарской Лукой и Кинель-Черкасским районом, а также площади к востоку от палеозойского вала Заволжья. В этих же районах, а также на площадях Сокско-Шешминского вала должно быть продолжено изучение нефтеносного комплекса среднего карбона.

Пермские отложения достаточно изучены, они наиболее перспективны в восточных районах Куйбышевской области и западных районах Чкаловской области, где эти отложения погружены на глубину 250 м и более и где в кровле нефтеносного комплекса развита непроницаемая сульфатно-карбонатная толща верхней перми.

Карбонатные отложения заслуживают внимательного изучения. Пример Покровки, Зольного Оврага и других площадей Куйбышевской области указывает на многопластовость месторождений платформенного типа. С карбонатными коллекторами связаны определенные резервы повышения нефтедобычи, которые должны быть использованы и в первую очередь на старых, обустроенных нефтеносных площадях.

Объединение Куйбышевнефть

Таблица 1

Место рождение	Стратиграфический горизонт	Пласт	Дата установления промышленной нефтеносности	№ скважины- первооткрывательницы	Пористость, %	Проницаемость, миллидарси	Средняя мощность нефтенасыщенной части пласта м
Зольный Овраг	Турнейский ярус, C1	В1	III. 1952	69	10,2	39	12,3
	Данково-лебедянские слои Д3	ДЛ1	X. 1952	52	6,2	24	18,4
Покровское	Каширский горизонт, С2	А1	1956	614
	Верейский горизонт, С2	А3	1952	13	15	„	2,3
	Башкирский ярус, C1	А4	VI.1950	7	25	1035	6,2
	Окский подъярус, C1	O2	1956	43	8
	Турнейский ярус, С1	В1	1956	231	8	-
		ВIII	1952	14	15	-	3,0
	Данково-лебедянские слои Д3	ДЛ1	1954	47

Таблица 2

Месторождение, пласт	Характеристика нефти
	удельный вес	выход светлых до 300° С	сера, %	парафин, %	углеводородов от н. к. до 300°
					мета новые	нафтеновые	ароматические
Зольный Овраг
Пласт ВI (турне)	0,839	54,0	0,94	5,25	38,8	42,6	18,6
Пласт ДЛI (данково-лебедянские слои)	0,799	63,0	0,6	3,51	60,8	27,4	11,8
Стрельный Овраг
Пласт BI (турне)	0,847	51,0	1,52	6,28	54,89	29,8	15,19
Покровское
Пласт А1 (каширский горизонт)	0,815	57,0	0,94	6,81
Пласт А3 (верейский горизонт)	0,809	59,0	0,58	6,18	55,75	33,2	11,05
Пласт А4 (оашкирский ярус)	0,806	58,0	0,56	3,65	62,99	20,7	16,25
Пласт О2 (окский подъярус)	0,847	44,0	1,63	4,80	-	-	-
Пласт BI (турнейский ярус)	0,855	-	0,61	4,03	49,24	25,20	25,56
Пласт ВIII (турнейский ярус)	0,825	54,5	0,61	4,03	24,32	11,50	7,40
Пласт ДЛI (данково-лебедянские слои)	0,863	49,0	1,08	7,15	-	-	-
Якушкинское
Пласт А4 (башкирский ярус)	0,876	44,0	2,42	3,84	-	-	.
Радаевское
Пласт ВI (турне)	0,904	-	2,86	6,78	-
Шунгутское
Пласт А4 (башкирский ярус)	0,888	-	1,65	-	-	-	'

Таблица 3

Место рождение	Залежь	Начальное пластовое давление	Давление насыщения	Начальный газовый фактор	Запасы, тыс. т		Добыто с начала разработки, тыс. т
					А+В	СI
1	2	3	4	5	6	7	8
Зольный Овраг	Турнейский ярус, пласт ВI	106,7	86,1	120	392,6		65,0
	Данково-лебедянские слои, пласт ДЛI	117,7	83,8	50	449,3	259,0	25,2
Стрельный Овраг	Турнейский ярус, пласт ВI	96,6	-	-	139,7	-	112,7
Покровское	Каширский горизонт, пласт АI	96,0	26,5	11		515,1	1.4
	Верейский горизонт, пласт А3			60	241,0	246,7	21,7
	Башкирский ярус, пласт А4	117,6	47,5	41	12372,8		2041,5
	Окский подъярус, пласт O2	150,5	45,5	41	_	1107,2	4,0
	Турнейский ярус, пласт BI	165,0	_	32		72,7	1,2
	Турнейский ярус, пласт ВIII	150,4	20,3	40	1813,6	127,0	55,2
	Данково-лебедянские слои, пласт ДЛI	170,0	70,2	40	501,4	272,3	35,9
Якушкинское	Башкирский ярус, пласт А4	88,4	45,9	-	6557,1	844,0	51,0
Радаевское	Турнейский ярус, пласт ВI		-	-	8,4	-	8,6
Боровское	Башкирский ярус, пласт А4	-	-	-	14,0	1104,0	-
Шунгутское	Башкирский ярус, пласт А4		-	--	878,0	-	-

Таблица 4

№ скважины	Пласт	Интервал фильтра, м	Суточный дебит, т		Прирост, т/сутки	Примечание
			до обработки	после обработки
Зольный Овраг
34	ДЛI	1193-1185	Незначительное переливание	11,0	10,0
		1181-1172
34	ВI	1116-1107	То же	16,0	15,0
40	ДЛI	1343-1350	Незначительный приток	12,0	12,0
52	ДЛI	1252-1260	20,0	35,0	15,0
117	ДЛI	1460-1453	Периодическое фонтанирование	17,5	17,0
		1451-1444
117	ВI	1380-1395	Незначительный приток	4,5	4,5
120	ВI	1091-1100	16,0	34,8	18,8
121	ВI	1111-1118	4,0	8,0	4,0
Якушкинское месторождение
4	А4		2,6	22,0	19,4	После трех солянокислотных обработок
				34,0	31,4	После четвертой обработки
				39,0	36,4	После пятой обработки
5	А4	-	18	36,0	18,0
				51,0	33,0	После второй обработки
Радаевское месторождение
30	ВI		3	30,0	27,0	После торпедной перфорации и солянокислотной обработки

Рис. 1. Газокароттажные диаграммы

I- скв. 16 месторождения Зольный Овраг; II-скв. 19 Покровской площади, 1- кривая суммы горючих газов; 2 - кривая жирных газов.

Рис. 2. Распределение продуктивных горизонтов в разрезе палеозоя Куйбышевской области.

1 - известняки и доломиты: 2 - гипсы и ангидриты; 3 - каменная соль; 4- глины и аргиллиты; 5 - пески и песчаники; 6 - продуктивные горизонты; 7 - породы кристаллического фундамента.